YPF a versé 150 millions de dollars US à Exmar pour se retirer de son pari sur le Tango FLNG

En novembre 2018, la compagnie pétrolière publique argentine YPF a signé un contrat avec la société belge Exmar Energy pour utiliser la barge de liquéfaction Tango FLNG au port de Bahía Blanca, s'engageant à payer 1,1 milliard de dollars US sur dix ans pour la production et l'exportation de GNL — une économie fondée sur un prix de vente supposé de 10,5 dollars US par MMBTU. Ce projet pilote constituait le point d'entrée de YPF dans une ambition bien plus vaste : monétiser le gaz de Vaca Muerta, les acteurs du secteur s'attendant à 4 à 5 milliards de dollars US d'investissements et même à un gazoduc de 600 km depuis Neuquén.

Le pari s'est effondré des deux côtés. Alberto Fernández est entré en fonction en décembre 2019 et les projets ont été relégués au second plan ; le prix international du GNL est ensuite tombé à 3,50 dollars US/MMBTU, aggravé par la pandémie, rendant la barge non viable. Entre septembre 2019 et octobre 2020, YPF avait escompté environ 200 millions de dollars US de la commercialisation de la production de la barge Tango, mais n'a facturé que 40 millions de dollars US tout en supportant les coûts d'exploitation.

En octobre 2020, YPF a accepté de payer 150 millions de dollars US à Exmar pour annuler le contrat : 22 millions de dollars US payés immédiatement, le reste en 18 versements de 7,11 millions de dollars US jusqu'en avril 2022, dont 35,3 millions de dollars US de dette accumulée avant que YPF ne notifie à Exmar la cessation. Econojournal a calculé le coût réel à 259 millions de dollars US une fois les ventes de GNL manquées prises en compte. YPF s'est réorientée vers le Plan Gas du gouvernement et vers l'exportation des excédents vers le Chili, le Paraguay et le Brésil.

Règlement de 150 millions de dollars US — coût réel de 259 millions de dollars US une fois les ventes de GNL perdues prises en compte ; sur 200 millions de dollars US de revenus escomptés, seuls 40 millions de dollars US ont été facturés.

L'économie du contrat sur dix ans reposait sur une seule hypothèse de prix — 10,5 dollars US/MMBTU — sans marge de sécurité face à un scénario défavorable survenu en moins d'un an.

L'annulation n'a pas plafonné la perte au montant du règlement : les ventes manquées et les coûts d'exploitation ont porté le coût réel à environ 259 millions de dollars US.

Ce pari pilote était dimensionné par rapport à un déploiement de 4 à 5 milliards de dollars US qui dépendait d'une continuité politique qu'un changement de gouvernement a interrompue.

Un contrat de type take-or-pay sur dix ans est un pari à effet de levier sur une hypothèse de prix ; lorsque l'hypothèse s'effondre, la sortie coûte plus que ce que le projet n'a jamais rapporté.

YPF a déclaré s'attendre à être un acteur majeur et bénéficiaire du Plan Gas si elle reprend le développement de Vaca Muerta ; le PDG Sergio Affronti a évoqué 45 appareils de forage en activité à Neuquén d'ici mars 2021. Les versements du règlement s'échelonnent jusqu'en avril 2022.