YPF zahlte Exmar 150 Mio. US-Dollar, um aus seinem Tango-FLNG-Engagement auszusteigen

Im November 2018 unterzeichnete Argentiniens staatliches Ölunternehmen YPF einen Vertrag mit dem belgischen Unternehmen Exmar Energy über die Nutzung des LNG-Verflüssigungsschiffs Tango FLNG im Hafen von Bahía Blanca und verpflichtete sich, über zehn Jahre 1,1 Mrd. US-Dollar für LNG-Produktion und -Export zu zahlen – die Wirtschaftlichkeit beruhte auf einem angenommenen Verkaufspreis von 10,5 US-Dollar pro MMBTU. Das Pilotprojekt war YPF's Einstieg in eine weit größere Ambition: die Monetarisierung von Vaca-Muerta-Gas, wobei Branchenakteure Investitionen von 4–5 Mrd. US-Dollar und sogar eine 600 km lange Pipeline aus Neuquén erwarteten.

Die Wette scheiterte von beiden Seiten. Alberto Fernández trat im Dezember 2019 sein Amt an, und die Pläne wurden auf die hintere Bank verschoben; der internationale LNG-Preis fiel dann auf 3,50 US-Dollar/MMBTU, verschärft durch die Pandemie, was das Schiff undurchführbar machte. Zwischen September 2019 und Oktober 2020 hatte YPF rund 200 Mio. US-Dollar aus der Vermarktung der Produktion des Tango-Schiffs erwartet, stellte aber nur 40 Mio. US-Dollar in Rechnung, während es die Betriebskosten trug.

Im Oktober 2020 erklärte sich YPF bereit, Exmar 150 Mio. US-Dollar zu zahlen, um den Vertrag zu annullieren: 22 Mio. US-Dollar sofort, der Rest in 18 Raten von 7,11 Mio. US-Dollar bis April 2022, einschließlich 35,3 Mio. US-Dollar an Schulden, die vor der Mitteilung von YPF an Exmar über die Einstellung aufgelaufen waren. Econojournal berechnete die tatsächlichen Kosten auf 259 Mio. US-Dollar, sobald die entgangenen LNG-Verkäufe mitgezählt wurden. YPF wandte sich dem Plan Gas der Regierung zu und exportierte Überschüsse nach Chile, Paraguay und Brasilien.

150 Mio. US-Dollar Vergleich – 259 Mio. US-Dollar tatsächliche Kosten, sobald die verlorenen LNG-Verkäufe mitgezählt werden; von 200 Mio. US-Dollar erwarteten Einnahmen wurden nur 40 Mio. US-Dollar in Rechnung gestellt.

Die zehnjährige Wirtschaftlichkeit des Vertrags beruhte auf einer einzigen Preisannahme – 10,5 US-Dollar/MMBTU – ohne Puffer für einen Abwärtstrend, der innerhalb eines Jahres eintrat.

Die Annullierung begrenzte den Verlust nicht auf den Vergleichsbetrag: entgangene Verkäufe und Betriebskosten trieben die tatsächlichen Kosten auf etwa 259 Mio. US-Dollar.

Die Pilotwette war auf einen Ausbau von 4–5 Mrd. US-Dollar zugeschnitten, der von politischer Kontinuität abhing, die ein Regierungswechsel beendete.

Ein zehnjähriger Vertrag im Stil von Take-or-Pay ist eine gehebelte Wette auf eine Preisannahme; wenn die Annahme stirbt, kostet der Ausstieg mehr, als das Projekt je eingebracht hat.

YPF erklärte, es erwarte, ein Hauptakteur und Nutznießer des Plan Gas zu sein, falls es die Erschließung von Vaca Muerta wieder aufnehme; CEO Sergio Affronti verwies auf 45 Bohrinseln, die bis März 2021 in Neuquén bohrten. Die Vergleichsraten laufen bis April 2022.