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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Las petroleras firmaron el Technical FID de la iniciativa integrada que contempla la producción de 12 millones de toneladas de GNL por año, con una proyección de exportaciones que podría alcanzar los USD 14.000 millones al año. El Gobernador Figueroa participó de la firma y aseguró que “es el mayor proyecto en importancia de exportación de GNL de la historia de nuestro país”.
Las regalías de petróleo alcanzaron los 174.441 millones en septiembre, una variación real interanual del 24,3%, por encima de las gasíferas, que totalizaron 73.993 millones de pesos, con un alza del 11,9%. Hoy, representan el 50% de los ingresos totales de la Provincia. Ingresos Brutos concentra más del 90% de la recaudación propia.
El organismo negocia transferir a la Provincia sus acciones en ENSI y la cesión de la planta de agua pesada por 25 años a cambio del cobro de un canon por el usufructo de la misma. Los trabajos para volver a producir agua pesada demorarían unos 24 meses. La canadiense Candu Energy fue hasta ahora la empresa más activamente interesada en rubricar acuerdos por la PIAP con CNEA.
El gobernador presentó un proyecto de ley para ratificar el acuerdo marco entre la provincia y TMF Trust Company para la pavimentación de 51 kilómetros de las rutas provinciales 8 y 17 y la construcción de un by-pass. La obra se construirá bajo la modalidad de donación a favor de la provincia, que implementará un régimen de peaje.
La CEIPA aseguró que hay situación de merma de un 50% en facturación y 50% de capacidad ociosa en las 180 empresas asociadas. “Estos datos demuestran el escenario que estamos parados y genera más incertidumbre y riesgo. Hoy la situación es compleja y desbordada”. Apuntaron a una “alarmante” falta de repuestas por parte del Estado y las operadoras petroleras.
Sería el paso previo a la decisión final de inversión. El proyecto forma parte del plan Argentina LNG, una iniciativa que prevé la construcción de tres unidades flotantes de licuefacción (FLNG) con una capacidad de 6 millones de toneladas anuales (MTPA) cada una, equivalentes a 27 millones de metros cúbicos diarios (m³/d) de gas, es decir, el 18% de la producción actual del país.
