Ese esquema tuvo su primera gran prueba en Mozambique y luego fue replicado en la República del Congo, donde Eni desarrolló el proyecto Congo LNG sobre la concesión offshore Marine XII, que alberga los campos Nenè y Litchendjili.
tag:reuters.com,2025:newsml_KBN3EY18X
Foto de archivo del logo de ENI Ago 16, 2018. REUTERS/Max Rossi/
Con una inversión realizada por etapas, el proyecto incorporó dos plantas flotantes: Tango FLNG, con capacidad para producir 0,6 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL, y Nguya FLNG, de 2,4 MTPA. En conjunto, ambas elevan la capacidad del complejo a 3 millones de toneladas anuales, equivalentes a 4.500 millones de metros cúbicos de gas por año.
La primera fase comenzó a producir poco más de un año después de la decisión final de inversión (FID), mientras que la segunda entró en operación 35 meses después del inicio de su construcción, un plazo que Eni destacó como un nuevo referente para la industria. Además de generar exportaciones, el gas de Marine XII abastece al mercado interno y permite suministrar combustible a la Centrale Électrique du Congo, responsable de aproximadamente el 70% de la generación eléctrica del país.
“La instalación de nuevas infraestructuras y la optimización de las existentes permitirán aprovechar los abundantes recursos de gas asociado y no asociado, abasteciendo tanto el mercado eléctrico local como las exportaciones a otros países, siendo Europa el principal destino”, señalaron desde Eni.
Mozambique: otra apuesta de Eni en el GNL
Antes de Congo, Eni había desarrollado el yacimiento Coral Sur, la primera planta flotante de GNL instalada en aguas ultraprofundas de África.
Ubicada en la cuenca de Rovuma, frente a la provincia de Cabo Delgado, la unidad comenzó a producir en 2022 y posee una capacidad cercana a 3,4 millones de toneladas anuales.
El proyecto permitió monetizar reservas offshore sin necesidad de construir una planta terrestre, una solución que luego la compañía decidió replicar en otros países.
Ahora la petrolera avanza con Coral Norte, una segunda unidad FLNG cuya capacidad llegará a 3,6 millones de toneladas anuales. Cuando entre en operación, Mozambique duplicará prácticamente su producción de GNL hasta superar los 7 millones de toneladas por año, consolidándose como uno de los principales exportadores africanos.
La presencia de Eni en Indonesia
La estrategia de Eni también se extiende al sudeste asiático. En marzo, la compañía tomó la Decisión Final de Inversión (FID) para los proyectos North Hub y South Hub, ubicados en la cuenca de Kutei, frente a la costa de Kalimantan Oriental. Ambos se desarrollan en coordinación con la empresa estatal Pertamina y con PETRONAS, con el objetivo de integrar nuevos campos offshore con la planta de licuefacción de Bontang LNG, ya existente.
La expansión de estos proyectos responde a un objetivo concreto. Eni busca alcanzar hacia 2029-2030 un portafolio de aproximadamente 20 millones de toneladas anuales de GNL bajo contrato.
Argentina LNG: cómo avanza el proyecto
Argentina LNG es la iniciativa con la que YPF busca convertir a Vaca Muerta en un polo de exportación de GNL a escala global. El proyecto contempla una cadena integrada que incluye la producción de gas en la formación no convencional neuquina, el transporte hasta la costa de Río Negro y su procesamiento en unidades flotantes de licuefacción para abastecer mercados internacionales.
GNL LGN proyecto barcaza barco buque gas natural licuado.jpg
Argentina LNG y la misión de monetizar el gas de Vaca Muerta.
El plan prevé la instalación de dos buques de licuefacción, con capacidad de 6 millones de toneladas anuales (MTPA) cada uno, lo que permitirá alcanzar una producción conjunta de 12 MTPA de GNL. El desarrollo también comprende la infraestructura de producción, tratamiento y transporte del gas desde Vaca Muerta hasta la terminal de exportación.
En febrero, las compañías firmaron un Joint Development Agreement (JDA) vinculante. El acuerdo puso en marcha una nueva etapa del proyecto, que incluye el desarrollo de la ingeniería de detalle (FEED), la estructuración técnica, los estudios comerciales y el esquema de financiamiento. Además, se formalizó el ingreso de XRG, la compañía internacional de energía de Abu Dhabi, como tercer socio estratégico del desarrollo.
Según informó YPF, el objetivo es alcanzar la Decisión Final de Inversión (FID) durante el segundo semestre de este año.
FID YPF ENI Horacio Marín Claudio Descalzi (2)
Horacio Marín (presidente y CEO de YPF) y Claudio Descalzi (CEO de la petrolera italiana Eni).
A ese avance, este lunes se sumó una nueva novedad. La petrolera nacional anunció la firma de acuerdos para la incorporación de Eni y XRG al desarrollo del upstream dedicado al proyecto, a través de la venta de participaciones accionarias en UPCO ARLNG I S.A.U., la sociedad que será titular de los bloques de gas ubicados en Vaca Muerta afectados a la obra.
“Estamos dando un paso más en el desarrollo de Argentina LNG. El ingreso de Eni y XRG al upstream fortalece la cadena de valor del proyecto y nos permite avanzar hacia su desarrollo a escala global”, dijo Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
La operación se llevará a cabo mediante dicha sociedad, vehículo que, una vez completada la transacción, que está sujeta al cumplimiento de determinadas condiciones, entre ellas la aprobación de la Autoridad de Aplicación de la cesión de las Áreas de YPF a UPCO ARLNG I-, será titular de los bloques Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II.
Una estrategia que combina producción, comercialización y nuevos socios
La compañía italiana también fortaleció su presencia mediante contratos de suministro de largo plazo, acuerdos comerciales y alianzas que buscan garantizar el abastecimiento de GNL a sus principales mercados, especialmente Europa.
Uno de los movimientos más importantes fue el acuerdo firmado en 2025 con la estadounidense Venture Global, por el cual Eni aseguró el suministro de 2 millones de toneladas anuales de GNL durante 20 años desde el proyecto CP2 LNG, ubicado en Luisiana.
Otro mercado clave para la estrategia de Eni es Egipto. Allí, la empresa opera el megayacimiento Zohr, considerado el mayor descubrimiento de gas del Mediterráneo. Aunque el campo no cuenta con una planta propia de licuefacción, parte de su producción abastece las terminales egipcias de Idku y Damietta, desde donde el gas es licuado y exportado a distintos mercados internacionales.
