Se trata de la producción que generará el segundo buque licuefactor, MKII, que llegará a Río Negro en 2028. La medida, está supeditada a una condición fundamental: la construcción y operación de un gasoducto de 470 kilómetros que unirá Tratayén en Neuquén con el Puerto de San Antonio en Río Negro.
Energía25 de agosto de 2025
La Secretaría de Energía de la Nación autorizó la segunda exportación por 30 años de Gas Natural Licuado (GNL) a Southern Energy. El período es desde el 1° de septiembre de 2028 hasta el 31 de agosto de 2058. Sin embargo, la resolución plantea que para la producción que generará el segundo buque licuefactor -que se instalará en la costa rionegrina para exportar gas de Vaca Muerta al mundo-, la compañía deberá construir un nuevo gasoducto.
La medida, dictada a través de la Resolución 353/2025 está supeditada a una condición fundamental: la construcción y operación de un gasoducto de 470 kilómetros que unirá Tratayén (Neuquén) con San Antonio (Río Negro), obra comprometida por el consorcio integrado por PAE, YPF, Golar, Pampa y Harbour Energy.
El certificado de Autorización de Libre Exportación de GNL establece los siguientes límites para el proyecto de largo plazo de SESA:
Cantidad máxima diaria (CMD): 548.900 MMBTU.
Cantidad máxima anual (CMA): 191.241.750 MMBTU.
Cantidad total (CT): 5.464.050.000 MMBTU.
Los dos buques licuefactores que alimentarán las exportaciones de GNL estarían en pleno funcionamiento en 2028, junto con el nuevo gasoducto de 36 pulgadas de diámetro y capacidad para transportar 28 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d).
Condiciones de estabilidad
La resolución aclara que la garantía de estabilidad exportadora —prevista en la Ley 24.076 y el Decreto 1.057/24— dependerá de que la infraestructura proyectada esté concluida y operativa. De este modo, SESA solo podrá acceder a exportaciones continuas, sin interrupciones ni redireccionamientos, si cumple con esa condición.
Un informe técnico de la Secretaría de Energía justificó la exigencia, al indicar que la red actual no cuenta con capacidad suficiente para evacuar los volúmenes comprometidos. En caso de retrasos, la empresa deberá asumir por su cuenta la gestión de transporte a través de la capacidad firme o interrumpible existente.
Marco regulatorio y RIGI
La autorización se enmarca en la política de flexibilización de exportaciones de gas, impulsada por las modificaciones introducidas por la Ley 27.742, que fomenta la iniciativa privada y nuevas actividades como la producción de GNL.
Además, el proyecto de SESA está incluido dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), tras su adhesión formalizada por la Resolución 559/2025 del Ministerio de Economía. En ese contexto, la compañía amplió su plan, que inicialmente contempla la llegada del buque Hilli Espiseyo en 2027, con la incorporación de un segundo buque de licuefacción (“MKII”) y la construcción del gasoducto dedicado que abastecerá ambos licuefactores.
Según la Secretaría de Energía, los volúmenes de gas disponibles en la cuenca neuquina superan ampliamente los requeridos del proyecto, lo que garantiza la viabilidad técnica de la iniciativa.
La inversión de Southern Energy
Ambos buques tendrán una capacidad de producción de 6 millones de toneladas anuales de gas natural licuado, equivalentes a casi 27 millones de metros cúbicos día de gas natural que serán destinados a los mercados de exportación. Los dos barcos de licuefacción serán operados por SESA por lo que se podrán generar sinergias a lo largo del desarrollo y operación del proyecto.
Southern Energy prevé una inversión estimada superior a 3.200 millones de dólares durante la primera fase (2024-2031) mientras que en la segunda etapa (2032-2035) asciende a casi 2.800 millones de dólares. De esta forma, se prevé una inversión en las dos etapas de alrededor de 6.000 millones de dólares.
A lo largo de los 20 años de vida útil del proyecto, la inversión total prevista es superior a los 15.000 millones de dólares en toda la cadena de valor, que además permitirán viabilizar inversiones adicionales de desarrollo en Vaca Muerta y un mayor nivel de actividad en el upstream.
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En 2025 alcanzó los 856 mil barriles diarios de crudo, de los cuales la formación neuquina aporta en promedio 575 mil por día. Con estos registros, superó a Colombia y en la región solo queda debajo de Brasil, México y Venezuela. Si bien Argentina atraviesa un proceso de fuerte expansión petrolera, está lejos de los grandes jugadores globales e incluso de los gigantes regionales.
La iniciativa busca cubrir la demanda de técnicos especializados que requerirá el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar la competitividad global del shale. El IVM va a ofrecer formación técnica especializada en Upstream y contará con un pozo escuela, que estará ubicado en Río Neuquén. La creación del proyecto fue impulsada por Fundación YPF.
Con más de 250 empresas durante el 2025, se incremento 43% la nómina de Proveedores Neuquinos Certificados (PNC), respecto de 2024. La validación la alcanzaron a través del Centro PyME-ADENEU, autoridad de aplicación de la Ley de Fortalecimiento y Desarrollo de la Cadena de Valor Neuquina (N°3338).
La segunda petrolera privada de Argentina se asoció con el mayor productor no convencional de EE.UU para la transferencia del 20% de participación en cuatro bloques: Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa, en Neuquén, junto con el bloque Loma Guadalosa, en Río Negro. PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques.
Tras la reciente actualización impositiva, que comenzó a regir desde el 1 de enero, los valores en los surtidores de Neuquén capital quedaron como los más altos de la región: la nafta Súper se vende a $1.509 por litro, mientras que la INFINIA alcanza los $1.754. En el caso del gasoil, el INFINIA Diesel se ubica en $1.968.
Las compañías realizaron 23.784 etapas en la roca madre, lo que significa casi 6 mil punciones más que en 2024, un incremento del 34%. El mes de diciembre cerró el registro con 1.791 fracturas. YPF fue la principal operadora en el shale, con 778 punciones, lo que significa el 43% de las operaciones en Vaca Muerta.
