En el marco de la agenda de fortalecimiento de la industria hidrocarburífera, el gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, mantuvo esta semana una reunión con autoridades de Pan American Energy (PAE), con el objetivo de consolidar inversiones y sostener el nivel de actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.
Del encuentro participaron también el secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, y diputado nacional, Jorge “Loma” Ávila; y, por parte de la empresa, el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Operaciones Golfo San Jorge, Tomás Catzman; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el gerente Ejecutivo de Relaciones Laborales, Adrián Escobar.
En este contexto, el mandatario provincial destacó la necesidad de sostener y ampliar el nivel de inversiones, en un escenario internacional marcado por un barril de petróleo cuyo precio se mantiene por encima de los 100 dólares. “En un contexto internacional extraordinario, donde los niveles de rentabilidad son tan altos, es necesario que las operadoras reinviertan esos ingresos extraordinarios de manera proporcional en la región”, señaló.
Inversiones y recuperación de la actividad
Tras el encuentro, Torres confirmó que PAE incorporará durante mayo dos equipos de pulling y que en junio sumará un nuevo equipo perforador para el desarrollo de pozos en Cerro Dragón.
Estas inversiones se complementan con la reactivación de equipos por parte de otras operadoras, como Crown Point y PECOM, lo que permitirá elevar, hacia fines del 2026, a nueve la cantidad de perforadores activos en la provincia.
“Esto nos va a permitir cerrar el año con niveles de actividad y con una cantidad de pozos perforados que no se registraban desde 2019”, sostuvo el mandatario.
Asimismo, remarcó que “en un contexto desafiante como el actual, es fundamental generar condiciones para que haya más inversión, más producción y más empleo en uno de los sectores clave de la economía provincial”.
Medidas para incentivar la inversión
El gobernador también puso en valor una serie de decisiones adoptadas por la Provincia para fortalecer la actividad hidrocarburífera y generar condiciones de mayor competitividad en la Cuenca.
Entre ellas, destacó la implementación de esquemas de baja de regalías, orientados a incentivar nuevas inversiones; la eliminación de aranceles a los polímeros, insumo clave para la recuperación terciaria de los yacimientos; y el acompañamiento a la eliminación del denominado “Barril Criollo”.
En esa línea, desde la compañía confirmaron que la incorporación de nuevos equipos permitirá sostener la producción en los pozos activos y avanzar en nuevos desarrollos.
Con estas incorporaciones, Pan American Energy contará en la región con 5 equipos perforadores, 7 de workover y 17 de pulling operativos, consolidando su presencia en la Cuenca del Golfo San Jorge.
El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) sobre el panorama sectorial evidenció que marzo de 2026 presentó una mejora en el nivel de actividad, con una recuperación en producción y ventas locales, en un contexto de comportamiento más moderado en las exportaciones.
Los datos relevados por la Cámara destacaron que la producción mostró un crecimiento del 20% respecto de febrero, impulsado principalmente por los agroquímicos, intermedios y los básicos orgánicos. En la comparación interanual, la producción registró una suba del 2%, mientras que el acumulado del primer trimestre se mantuvo prácticamente estable.
Ventas locales
Por su parte, las ventas locales exhibieron una mejora significativa del 45% en términos mensuales, reflejando una recomposición en la demanda en los agroquímicos, seguidos por los básicos orgánicos, los intermedios y los finales termoplásticos. A su vez, en la comparación interanual se observó una suba del 7%, mientras que el acumulado del año evidenció un leve descenso. Entre las empresas participantes del relevamiento mensual destacan que esta recuperación se debe a subas vinculadas, tanto a condiciones de mercado más firmes como al encarecimiento de materias primas, este último asociado al conflicto en Medio Oriente, que impactó tanto en las ventas locales como en las externas; un aumento tanto en volúmenes de venta como en precios, impulsados por una mayor demanda interna y una mejor colocación de stock en el mercado local.
El Informe de la CIQyP® indicó también que las exportaciones registraron una baja mensual del 3% y una caída interanual del 6%, aunque el acumulado del trimestre mostró un crecimiento del 24%. Este desempeño responde a una normalización luego de meses previos con niveles elevados de colocaciones externas.
Pequeña y Mediana Industria Química
En el segmento de la PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), la evolución fue heterogénea. La producción mostró una disminución mensual del 14% y una caída interanual del 9%, con un acumulado levemente negativo. En el mercado local, las ventas crecieron un 11% mensual y un 10% interanual, con una variación acumulada del 6%, evidenciando una mejora en la actividad. En tanto, las exportaciones del segmento registraron un incremento del 19% mensual y un 77% interanual, consolidando su perfil exportador, con un acumulado positivo del 70%.
Durante marzo de 2026, las importaciones del sector mostraron una dinámica alineada con la recuperación de la actividad con una variación interanual positiva del 15%, mientras que las exportaciones evidenciaron un favorable 83%, ambas medidas en dólares. Como resultado, el déficit de balanza comercial de marzo se redujo en un 34% en términos interanuales.
Por su parte, la capacidad instalada de las industrias mostro niveles del 66% para los productos básicos e intermedios y de 94% para los productos petroquímicos, debido a demandas heterogéneas e ingreso de insumos importados.
Ventas totales
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante marzo de 2026, fueron de 308 millones de dólares, acumulando un total de USD 819 millones en el primer trimestre del año.
“Los resultados de marzo en producción y ventas son muy alentadores, siguiendo algunos parámetros generales de la economía doméstica. Las exportaciones muestran un comportamiento moderado. Seguimos confiados en la recuperación de la demanda tanto interna como externa, esta última con un condimento temporal por el conflicto en medio oriente”, señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
Conclusiones generales del sector
El mes de marzo mostró señales positivas para el sector petroquímico y químico, con una recuperación generalizada tanto en producción como en ventas locales respecto a los bajos niveles registrados en febrero. Los agroquímicos fueron el principal motor de esta mejora, seguidos por los intermedios y los básicos orgánicos, en un contexto de mayor demanda interna y reactivación de la actividad industrial.
Las ventas locales lideraron la recuperación, impulsadas por condiciones de mercado más firmes, una mejor colocación de stock y el encarecimiento de materias primas asociado al conflicto en Medio Oriente. Las ventas externas, en cambio, se mantuvieron prácticamente estables, reflejando un entorno exportador aún desafiante.
No obstante, si bien la recuperación de marzo es alentadora, los niveles de actividad aún se encuentran por debajo de los promedios observados durante el segundo semestre de 2025, lo que sugiere que el sector continúa en una fase de consolidación y que será necesario sostener esta tendencia en los próximos meses para confirmar una recuperación estructural.
Río Negro autorizó, mediante el Decreto 447/26, la cesión del 13% de la participación de PAE en el área Loma Guadalosa a Continental Resources Argentina S.A.U., en el marco de la Ley Nacional 17.319.
La medida fue publicada en el Boletín Oficial y forma parte del proceso de consolidación de la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos de la Provincia. Con esta autorización, Río Negro sigue dando pasos firmes para desarrollar su potencial en Vaca Muerta, con reglas claras, control provincial y una planificación orientada al futuro.
Una vez cumplida la presentación de la escritura definitiva ante la Autoridad de Aplicación, la participación en el área quedará reconfigurada de la siguiente manera: Pan American Energy, que continúa siendo la operadora, concentra un 52%; Continental Resources Argentina, 13%; y Tango Energy Argentina, 35%.
Loma Guadalosa fue reconvertida en 2025 como la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos de Río Negro. Esa decisión marcó un punto de partida para el desarrollo de Vaca Muerta del lado rionegrino de la cuenca, con un plazo de concesión de 35 años, hasta el 4 de agosto de 2060.
El plan piloto aprobado contempla una inversión inicial de USD 36 millones, con la perforación de dos pozos horizontales de 3.000 metros de rama lateral en la formación Vaca Muerta y un pozo vertical piloto. El primer pozo está previsto para 2026, el segundo para 2027 y la evaluación de resultados para 2028.
De confirmarse el potencial del área, el desarrollo podría avanzar hacia una etapa de mayor escala, con hasta 44 pozos adicionales y una inversión proyectada superior a USD 1.000 millones.
Recursos provinciales, planificación y futuro
El área Loma Guadalosa abarca 101 kilómetros cuadrados, se encuentra al este de la Cuenca Neuquina, a unos 60 kilómetros de la ciudad de Neuquén, y cuenta con recursos prospectivos no convencionales estimados en 48,4 MMBOE.
La incorporación de Continental Resources Argentina S.A.U. suma experiencia técnica al desarrollo del no convencional y se inscribe en una etapa en la que Río Negro busca transformar su potencial energético en más actividad, empleo, infraestructura y oportunidades para las próximas décadas.
Río Negro autorizó, mediante el Decreto 447/26, la cesión del 13% de la participación de PAE en el área Loma Guadalosa a Continental Resources Argentina S.A.U., en el marco de la Ley Nacional 17.319.
La medida fue publicada en el Boletín Oficial y forma parte del proceso de consolidación de la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos de la Provincia. Con esta autorización, Río Negro sigue dando pasos firmes para desarrollar su potencial en Vaca Muerta, con reglas claras, control provincial y una planificación orientada al futuro.
Una vez cumplida la presentación de la escritura definitiva ante la Autoridad de Aplicación, la participación en el área quedará reconfigurada de la siguiente manera: Pan American Energy, que continúa siendo la operadora, concentra un 52%; Continental Resources Argentina, 13%; y Tango Energy Argentina, 35%.
Loma Guadalosa fue reconvertida en 2025 como la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos de Río Negro. Esa decisión marcó un punto de partida para el desarrollo de Vaca Muerta del lado rionegrino de la cuenca, con un plazo de concesión de 35 años, hasta el 4 de agosto de 2060.
El plan piloto aprobado contempla una inversión inicial de USD 36 millones, con la perforación de dos pozos horizontales de 3.000 metros de rama lateral en la formación Vaca Muerta y un pozo vertical piloto. El primer pozo está previsto para 2026, el segundo para 2027 y la evaluación de resultados para 2028.
De confirmarse el potencial del área, el desarrollo podría avanzar hacia una etapa de mayor escala, con hasta 44 pozos adicionales y una inversión proyectada superior a USD 1.000 millones.
Recursos provinciales, planificación y futuro
El área Loma Guadalosa abarca 101 kilómetros cuadrados, se encuentra al este de la Cuenca Neuquina, a unos 60 kilómetros de la ciudad de Neuquén, y cuenta con recursos prospectivos no convencionales estimados en 48,4 MMBOE.
La incorporación de Continental Resources Argentina S.A.U. suma experiencia técnica al desarrollo del no convencional y se inscribe en una etapa en la que Río Negro busca transformar su potencial energético en más actividad, empleo, infraestructura y oportunidades para las próximas décadas.
La cuenca petrolera más antigua del país, el sector Upstream de la Cuenca del Golfo San Jorge, ubicado entre Chubut y Río Negro, sufrió una vez más el robo de cables de cobre, reavivando la preocupación por una problemática que continúa afectando la infraestructura energética y la producción hidrocarburífera.
El hecho ocurrió el lunes 4 de mayo por la noche en el área de Campamento Central, donde se detectó la sustracción de cerca de 750 metros de cable de cobre de 50 mm² pertenecientes a una línea de media tensión (10,4 kV) vinculada a una Subestación de Producción.
A su vez, se descubrió que varios postes del tendido eléctrico fueron derribados de manera intencional y hasta hallaron un rollo de cable, por lo que para las autoridades evidencia “un accionar planificado y con logística previa”.
Personal policial de la Comisaría de Laprida y peritos de Criminalística se acercaron al lugar tras la denuncia e intervinieron en el sitio durante la madrugada, realizando las actuaciones correspondientes.
Este tipo de hechos continúa produciéndose pese a los importantes esfuerzos en materia de seguridad desplegados por las compañías operadoras, que incluyen patrullajes, monitoreo y refuerzo de controles en zonas sensibles.
Desde hace meses la Patagonia sufre el robo de cables y la explicación es simple: la cadena de comercialización del cobre. Esto se debe porque en el mercado negro se paga más de $17 mil el kilo, lo que permite incrementar su sustracción.
Las autoridades destacan que ya existen cadenas de proceso que permiten transportar y vender el cobre “sin algún nivel de visibilidad dentro de los circuitos informales o incluso formales”.
Pese a las acciones de las compañías, las consecuencias siguen siendo concretas: pérdidas económicas, afectación de infraestructura crítica y riesgos operativos que impactan directa o indirectamente en la producción petrolera de la región.
La cuenca petrolera más antigua del país, el sector Upstream de la Cuenca del Golfo San Jorge, ubicado entre Chubut y Río Negro, sufrió una vez más el robo de cables de cobre, reavivando la preocupación por una problemática que continúa afectando la infraestructura energética y la producción hidrocarburífera.
El hecho ocurrió el lunes 4 de mayo por la noche en el área de Campamento Central, donde se detectó la sustracción de cerca de 750 metros de cable de cobre de 50 mm² pertenecientes a una línea de media tensión (10,4 kV) vinculada a una Subestación de Producción.
A su vez, se descubrió que varios postes del tendido eléctrico fueron derribados de manera intencional y hasta hallaron un rollo de cable, por lo que para las autoridades evidencia “un accionar planificado y con logística previa”.
Personal policial de la Comisaría de Laprida y peritos de Criminalística se acercaron al lugar tras la denuncia e intervinieron en el sitio durante la madrugada, realizando las actuaciones correspondientes.
Este tipo de hechos continúa produciéndose pese a los importantes esfuerzos en materia de seguridad desplegados por las compañías operadoras, que incluyen patrullajes, monitoreo y refuerzo de controles en zonas sensibles.
Desde hace meses la Patagonia sufre el robo de cables y la explicación es simple: la cadena de comercialización del cobre. Esto se debe porque en el mercado negro se paga más de $17 mil el kilo, lo que permite incrementar su sustracción.
Las autoridades destacan que ya existen cadenas de proceso que permiten transportar y vender el cobre “sin algún nivel de visibilidad dentro de los circuitos informales o incluso formales”.
Pese a las acciones de las compañías, las consecuencias siguen siendo concretas: pérdidas económicas, afectación de infraestructura crítica y riesgos operativos que impactan directa o indirectamente en la producción petrolera de la región.
El mercado argentino de autos eléctricos empezó a mostrar en 2026 uno de los crecimientos más fuertes de los últimos años. Según el informe mensual elaborado por la Asociación de Concesionarios Automotores de la República Argentina (ACARA), durante marzo se patentaron 529 vehículos 100% eléctricos entre automóviles y comerciales livianos, una cifra que representó un salto interanual del 917,3% frente a las apenas 52 unidades registradas en el mismo mes de 2025.
El fenómeno también se refleja en el acumulado anual. Entre enero y marzo de 2026 se patentaron 1.617 unidades eléctricas, contra 166 del mismo período del año pasado, lo que implica una suba acumulada del 874,1%. Aunque todavía representan una porción pequeña dentro del mercado total de autos 0km, los eléctricos comenzaron a ganar presencia especialmente a partir de la llegada de nuevas marcas y modelos chinos.
Según replicó la agenciaNoticias Argentinas, dentro de este escenario, BYD aparece como el gran protagonista del segmento. La automotriz china no solo lideró el ranking de marcas eléctricas, sino que además colocó a dos modelos entre los más patentados del país en esta categoría.
Cuáles son los autos eléctricos más patentados de Argentina en marzo 2026
El informe de ACARA muestra que el vehículo eléctrico más patentado del país durante marzo fue el BYD Dolphin Mini, con 324 unidades registradas y una participación del 61,3% dentro del mercado de eléctricos. En el acumulado anual ya alcanzó 838 patentamientos.
El segundo lugar quedó para el BYD Yuan Pro, con 69 unidades en marzo y 377 acumuladas en el año. Más atrás aparecen el Chevrolet Spark eléctrico con 40 patentamientos y el JMEV Easy 3 con 28 unidades.
El mercado argentino de autos eléctricos empezó a mostrar en 2026 uno de los crecimientos más fuertes de los últimos años. Según el informe mensual elaborado por la Asociación de Concesionarios Automotores de la República Argentina (ACARA), durante marzo se patentaron 529 vehículos 100% eléctricos entre automóviles y comerciales livianos, una cifra que representó un salto interanual del 917,3% frente a las apenas 52 unidades registradas en el mismo mes de 2025.
El fenómeno también se refleja en el acumulado anual. Entre enero y marzo de 2026 se patentaron 1.617 unidades eléctricas, contra 166 del mismo período del año pasado, lo que implica una suba acumulada del 874,1%. Aunque todavía representan una porción pequeña dentro del mercado total de autos 0km, los eléctricos comenzaron a ganar presencia especialmente a partir de la llegada de nuevas marcas y modelos chinos.
Según replicó la agenciaNoticias Argentinas, dentro de este escenario, BYD aparece como el gran protagonista del segmento. La automotriz china no solo lideró el ranking de marcas eléctricas, sino que además colocó a dos modelos entre los más patentados del país en esta categoría.
Cuáles son los autos eléctricos más patentados de Argentina en marzo 2026
El informe de ACARA muestra que el vehículo eléctrico más patentado del país durante marzo fue el BYD Dolphin Mini, con 324 unidades registradas y una participación del 61,3% dentro del mercado de eléctricos. En el acumulado anual ya alcanzó 838 patentamientos.
El segundo lugar quedó para el BYD Yuan Pro, con 69 unidades en marzo y 377 acumuladas en el año. Más atrás aparecen el Chevrolet Spark eléctrico con 40 patentamientos y el JMEV Easy 3 con 28 unidades.
El ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, analizó el desarrollo minero de la provincia y el potencial que existe.
SAN JUAN (Enviada especial).- El ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, presionó públicamente a las mineras para que comiencen a desarrollar sus proyectos de cobre. La provincia hizo su parte: generó condiciones, mejoró procesos y brindó seguridad jurídica. Ahora necesitamos que las empresas avancen en sus decisiones finales. Es momento de que los proyectos se concreten, que se genere empleo y que el desarrollo se materialice”, planteó en la Expo Internacional San Juan Minera.
Avance de proyectos mineros en San Juan
Perea destacó el avance de proyectos clave que marcan la minería sanjuanina. “Hoy tenemos iniciativas que ya están produciendo y otras que avanzan en etapas decisivas. Hualilán está en operación, Veladero obtuvo la aprobación dentro del RIGI, Vicuña presentó la iniciativa más grande dentro de ese régimen y Los Azules fue el primero en obtener la aprobación. Estamos hablando de cuatro proyectos de escala global concentrados en la provincia”, detalló.
El funcionario aseguró que San Juan concentra la mayor parte de las inversiones cupríferas del país. “Alrededor del 80% de las inversiones en cobre de la Argentina se van a desarrollar aquí. Eso nos posiciona como un actor central en el nuevo mapa minero nacional”, afirmó.
Normativa minera
El ministro también subrayó avances en materia normativa y de gestión y destacó la reciente reforma de la Ley de Glaciares como un factor relevante para el sector. “Se trata de un paso importante que reconoce el rol de las provincias y fortalece el federalismo. Pero estos logros no son aislados: responden a un trabajo sostenido para hacer de San Juan un destino competitivo”, explicó.
Modernización del Estado
Uno de los ejes centrales de su exposición fue la modernización del Estado provincial y la agilización de procesos administrativos. “Hemos simplificado trámites, digitalizado el catastro minero y reducido significativamente los tiempos de gestión. Lo que antes demoraba hasta seis meses hoy puede resolverse en aproximadamente 30 días. Esto no implica menos controles, sino controles más eficientes”, indicó.
Perea también aportó datos sobre la actividad reciente en materia ambiental y de fiscalización. “Durante 2025 se aprobaron 45 declaraciones de impacto ambiental, lo que representa un incremento significativo respecto al año anterior. Además, realizamos inspecciones a través de la policía minera. Estamos trabajando con estándares internacionales y con un sistema de información abierto y transparente, porque la transparencia es clave para atraer inversiones”, afirmó.
Impacto de la actividad minera
El funcionario puso énfasis en la dimensión social del desarrollo minero y su impacto en el territorio. “Queremos que el crecimiento se refleje en cada uno de los departamentos mineros. Hoy ya hay cientos de jóvenes formándose en carreras vinculadas al sector y estamos ampliando la infraestructura educativa con nuevas aulas híbridas. La minería tiene que traducirse en oportunidades concretas para las familias sanjuaninas”, expresó.
El ministro también destacó el trabajo de promoción internacional que viene realizando la provincia. “Salimos a mostrar lo que San Juan tiene para ofrecer en los principales escenarios del mundo. Vamos a seguir haciéndolo porque es fundamental para atraer inversiones y consolidar relaciones de largo plazo”, señaló.
Finalmente, el funcionario dejó un mensaje sobre el rol estratégico de la actividad. “La minería no es un fin en sí mismo, sino una herramienta para generar trabajo y mejorar la calidad de vida. Es una política de Estado que debe sostenerse en el tiempo, con diálogo, aprendizaje y visión de largo plazo. Estamos entrando en una nueva etapa de la minería en San Juan, y creemos que será aún más grande con el acompañamiento de todo el sector”, aseveró.
El Grupo Techint, el principal holding industrial del país y uno de los grandes players energéticos de Vaca Muerta, dio un paso relevante de cara a avanzar con el recambio de su top management a nivel global. El grupo anunció este miércoles a última hora que Paolo Rocca, líder y principal referente del holding, dejará de ser el CEO de Tenaris, la empresa que fabrica tubos para el sector industrial de Oil&Gas y nave insignia industrial de Techint.
Paolo Rocca es el factótum de la expansión internacional de Tenaris en los últimos 25 años.
Su reemplazante será Gabriel Podskubka, un ingeniero argentino que desde hace dos años se desempeñaba como Director Global de Operaciones (COO, por sus siglas en inglés) de Tenaris, reportando directamente a Rocca. Fuentes cercanas a Techint indicaron que la transición en la conducción de Tenaris forma parte de un proceso lanzado desde hace tiempo y que no tiene relación con las descalificaciones públicas que sufrió Rocca en los últimos meses por parte del presidente Javier Milei. De hecho, Rocca continuará ejerciendo como presidente del Grupo Techint y como Chairman de Tenaris.
«El nombramiento de Gabriel Podskubka refleja la culminación de un proceso de planificación de liderazgo a largo plazo. Desde incluso antes de que Tenaris se convirtiera en una empresa pública en 2002, Paolo ha mostrado una visión extraordinaria al crear una empresa unificada que ofrece productos y servicios críticos y singularmente diferenciados a los clientes de la industria energética. Ha sido el arquitecto del crecimiento continuo de la empresa durante los últimos 25 años, durante los cuales ha reforzado los sólidos valores industriales que son la base de su éxito», explicó Tenaris a través de un comunicado emitido ayer.
Tenaris es líder mundial en tubos y servicios afines para la industria mundial de la energía. En el 2025 tuvo ventas anuales por 12 mil millones de dólares, cuenta con plantas industriales en 17 países, 25.000 empleados, 4 centros de I+D (uno de ellos en Campana, pcia de Buenos Aires) y cotiza en Nueva York, Italia y México.
Nuevo CEO
Gabriel Podskubka, nuevo CEO de Tenaris, se desempeñaba como Chief Operating Officer(COO) con la responsabilidad de coordinar las áreas comerciales y de marketing de la compañía, las operaciones productivas y de abastecimiento, así como el desarrollo de productos y servicios, puesto que ocupó desde abril de 2023.
Gabriel Podskubka, nuevo CEO de Tenaris, se desempeñaba como Chief Operating Officer (COO) de la empresa.
Tras incorporarse en 1995 a Siderca, la planta de tubos sin costura de Tenaris en Argentina, Podskubka ocupó diversos cargos en las áreas de marketing, comercial e industrial de Tenaris, hasta ser nombrado responsable de las operaciones de Tenaris en Europa del Este en 2009, y posteriormente Presidente de las operaciones de Medio Oriente en 2013.
«A lo largo de su carrera, ha desarrollado una amplia experiencia internacional. Ha vivido y trabajado en Argentina, Estados Unidos, Italia, Rumania y los Emiratos Árabes Unidos. Es egresado del Instituto Tecnológico de Buenos Aires, donde estudió Ingeniería Industrial. Posteriormente obtuvo un MBA en Harvard Business School. Gabriel está casado y tiene tres hijos», difundieron desde Tenaris.
YPFrealizó el lanzamiento de Diesel 10 Minero, un nuevo combustible diseñado específicamente para responder a las exigencias de la industria minera. La presentación tuvo lugar en el marco de la Expo San Juan Minera 2026, consolidando la posición de la compañía como el principal proveedor energético del sector.
Este producto surge como una evolución tecnológica orientada a mejorar la eficiencia operativa en contextos geográficos complejos. El nuevo combustible destaca por su ultra bajo contenido de azufre, con menos de 10 partes por millón, y la ausencia total de biocomponentes en su fórmula.
Estas características técnicas permiten que el fluido sea compatible con las motorizaciones más modernas, como las tecnologías Euro 5 y Tier 4. Al ser apto para sistemas de postratamiento de gases, el producto contribuye a la reducción de emisiones de efecto invernadero en las operaciones mineras.
Un combustible para condiciones extemas
Una de las ventajas competitivas de este lanzamiento es su capacidad para resistir temperaturas extremadamente bajas, que pueden alcanzar los 35 grados bajo cero en zonas de alta montaña. Esta resistencia resulta crítica no solo para la movilidad de la maquinaria pesada, sino también para la generación de energía eléctrica en los yacimientos.
La falta de suministro energético en condiciones climáticas hostiles podría forzar evacuaciones de personal, otorgando al combustible un rol vital para la seguridad humana.
La producción del Diesel 10 Minero se centralizará en la refinería de Luján de Cuyo, tras un proceso de desarrollo conjunto entre los equipos de servicios técnicos y especialistas de la planta. Según las proyecciones de la empresa, el producto comenzará a distribuirse a partir del próximo agosto.
La compañía lidera actualmente el mercado minero en la Argentina, con una participación superior al 90%. Esta hegemonía implica que nueve de cada diez litros de combustible utilizados por la industria son suministrados de forma directa por YPF. La cartera de clientes abarca desde pequeños proyectos de exploración hasta las grandes explotaciones de litio y metales en fase de producción plena.
La complejidad de la distribución se evidencia en operativos diarios, como los realizados en la provincia de San Juan, donde se movilizan múltiples camiones hacia altitudes que superan los 5.000 metros.
Estos procedimientos se ejecutan bajo normas de seguridad co-creadas con las empresas mineras, que suelen ser grandes corporaciones multinacionales con estándares internacionales. La logística dedicada garantiza que el suministro no sufra interrupciones, factor clave para la continuidad de los proyectos.
El proyecto Vicuña espera la aprobación del RIGI para avanzar hacia la Decisión Final de Inversión que permitirá el inicio de construcción.
El proyecto minero Vicuña, que integra los yacimientos Josemaría y Filo del Sol en la cordillera de San Juan, ingresó en una fase de aceleración operativa tras confirmarse que la compañía, a la espera de la aprobación al RIGI, ya inició los movimientos de suelos y logró destrabar el conflicto logístico que mantenía con la provincia de La Rioja.
Ron Hochstein, CEO de Vicuña, al participar de la Expo Internacional San Juan Minera, ratificó que el objetivo central de la alianza entre BHP y Lundin Mining es alcanzar la decisión final de inversión antes de que termine 2026, lo que marcaría el inicio formal de la construcción de una de las minas de cobre más grandes del planeta. «Estamos trabajando para que nuestros accionistas, BHP y Lundin Mining, puedan tomar la decisión final de inversión o la decisión de construcción para la Etapa 1 antes de que finalice el año», aseguró.
El evento, organizado hace 20 años por Panorama Minero, es el más grande hasta el momento realizado en la industria local para lo cual se montaron en El Parque de los Deportes, en el departamento sanjuanino de Pocitos, 13.208 m2 destinados a más 420 expositores.
Al participar en una de las charlas del Argentina Cobre – Sessions, un bloque ejecutivo que reunió a las principales compañías y referentes del sector, el CEO de Vicuña dijo que «2026 será un año de anuncios críticos que marcarán un antes y un después en la industria minera argentina y en el mercado global del cobre«.
«La decisión sobre las inversiones será una gran noticia para la Argentina y con la ayuda del RIGI debería haber noticias y habrá anuncios muy importantes este año«, aseveró sobre el tema, dejando abierta la posibilidad de que el inicio de la construcción sea inminente.
Un proyecto con 70 años de vida útil
Al referirse a la magnitud del proyecto que lo permiten catalogar como un activo de clase mundial, Hochstein explicó que «al combinar los dos yacimientos, esta operación tiene una vida útil de más de 70 años» y remarcó que, por su escala, el complejo «será una de las cinco minas de cobre más grandes del mundo, la tercera mina de oro más grande y la segunda mina de plata«.
El directivo, en una charla en inglés con el periodista Fernando Heredia, detalló que «ya fueron invertidos US$800 millones del presupuesto en ingeniería y en la infraestructura necesaria para mejorar las carreteras» y confirmó que, de hecho, «comenzaron los trabajos preliminares de movimiento de tierras hace una semana«.
Vicuña anunció un acuerdo para utilizar la ruta de acceso por La Rioja, pero avanza en la construcción de un camino dentro de territorio sanjuanino.
En cuanto a la resolución de las fricciones judiciales con el gobierno riojano por el uso de las rutas de acceso, el CEO anunció que el paso fronterizo interprovincial vuelve a estar operativo para los equipos técnicos. «Nos complace anunciar que la orden judicial se levantó hoy; nuestros equipos evaluarán la carretera mañana para determinar su estado, pero podremos volver a utilizarla«, afirmó el ejecutivo durante la presentación de avances.
«Esto no fue iniciado por nosotros, fue iniciado como una iniciativa popular de la comunidad y creo que esa es una de las cosas fuertes que nosotros como industria realmente comenzamos a mostrar cómo podemos beneficiar a las comunidades«, analizó sobre el entendimiento ente las partes. Para Hochstein, el conflicto en La Rioja sirvió para poner de relieve el respaldo social que el proyecto cosecha en las comunidades cercanas, donde los habitantes locales comenzaron a reclamar por la continuidad de los puestos laborales que genera la minería.
Al ser consultado sobre la planificación para la primera etapa del desarrollo de Vicuña, puntualizó que «la primera fase de construcción, que asciende a US$18.100 millones, incluye más de US$1.400 millones destinados a infraestructura» y que actualmente trabajan de forma intensa con la provincia de San Juan para avanzar en los permisos correspondientes.
EL RIGI, determinante para el FID
Pese a ratificar la magnitud de las cifras, BHP y Lundin a través de Vicuña presentaron al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) un programa de US$7.100 millones para los primeros años, cifra que se irá incrementando hasta el inicio de producción estimado para 2031.
Para Hochstein Un factor determinante para que los socios globales den luz verde definitiva al financiamiento total es la estabilidad normativa y los incentivos que ofrece el nuevo marco legal para las grandes inversiones en la Argentina. «Una de las cosas clave que estamos esperando para tomar esa decisión es la confirmación de nuestra solicitud del RIGI«, la cual fue presentada a finales del año pasado y sobre la cual mantienen conversaciones productivas con el Gobierno nacional.
En cuanto al impacto en la cadena de valor local refirió que ya comienza a percibirse en la contratación de mano de obra y en la escala que están adquiriendo las empresas de servicios que ya operan en el campamento minero. Sobre este punto, Hochstein mencionó que la hoja de ruta para los próximos doce meses estará marcada por una contratación masiva de especialistas y una expansión del personal de ingeniería para dejar listo el terreno para la sanción del proyecto por parte de la junta directiva.
«Nuestra empresa de ingeniería duplicará su personal el próximo mes y nuestro equipo de Recursos Humanos está muy ocupado contratando para demostrar a nuestros accionistas que estamos preparados para construirlo», aseguró el responsable de la firma canadiense.
En lo que respecta a la exportación de la producción futura, la compañía evalúa diversas variantes logísticas que priorizan la cercanía con los puertos de aguas profundas del otro lado de la cordillera de los Andes. «Estamos considerando el transporte a través de la Argentina y Chile, ya que está mucho más cerca«, adelantó Lundin, aunque aclaró que para las etapas posteriores se analizan obras de gran envergadura como plantas de desalinización y ductos de concentrado.
Pan American Energy (PAE) confirmó la incorporación de nuevos equipos para reforzar la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge, en el marco de una agenda provincial orientada a sostener producción y empleo en Chubut.
La compañía sumará en mayo dos equipos de pulling y, en junio, un nuevo perforador destinado al desarrollo de pozos en Cerro Dragón. Con estas incorporaciones, PAE alcanzará cinco perforadores, siete equipos de workover y 17 equipos de pulling operativos en la provincia.
El anuncio se realizó durante una reunión entre el gobernador Ignacio Torres, autoridades de la compañía y el diputado nacional Jorge “Loma” Ávila. Según se informó oficialmente, las inversiones se integran a un proceso de recuperación de niveles históricos de actividad que también incluye la reactivación de equipos por parte de otras operadoras, como Crown Point y PECOM.
De acuerdo con las proyecciones oficiales, hacia fines de 2026 podrían operar nueve perforadores en la provincia, cifra que corresponde a estimaciones del gobierno.
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Torres destacó la importancia de sostener inversiones en un contexto internacional marcado por un precio del barril por encima de los 100 dólares.
“Estas decisiones nos van a permitir cerrar el año con niveles de actividad y con una cantidad de pozos perforados que no se registraban desde 2019”, afirmó. El mandatario señaló que la provincia busca generar condiciones para ampliar la producción y el empleo en uno de los sectores estratégicos de la economía chubutense.
El gobernador también mencionó medidas adoptadas para mejorar la competitividad de la cuenca, entre ellas la reducción de regalías para incentivar inversiones, la eliminación de aranceles a los polímeros utilizados en recuperación terciaria y el acompañamiento a la eliminación del denominado “Barril Criollo”.
Desde PAE indicaron que la incorporación de nuevos equipos permitirá sostener la producción en pozos activos y avanzar en desarrollos adicionales en Cerro Dragón. La compañía señaló que el refuerzo operativo apunta a consolidar la actividad hidrocarburífera en la región y a fortalecer el empleo asociado a la cadena de servicios.
La mina Casposo, ubicada en Calingasta, reanudó sus operaciones luego de seis años de inactividad, a partir de una inversión superior a los US$ 15 millones realizada por Austral Gold.
Los fondos se destinaron a tareas de exploración y al reacondicionamiento de la planta de procesamiento, lo que permite restablecer la producción y poner en marcha un esquema operativo basado en un hub regional.
El modelo definido por la compañía contempla que Casposo funcione como centro de procesamiento para mineral propio y de terceros, entre ellos el proyecto Hualilán. Esta estructura permite optimizar la infraestructura existente y sostener la actividad en la zona.
La operación genera más de 300 puestos de trabajo directos e indirectos, con un 99% de mano de obra sanjuanina y fuerte participación de trabajadores de Calingasta. La reactivación también impacta en la cadena de proveedores locales vinculados a servicios y logística.
La reapertura fue formalizada en un acto que contó con la presencia del gobernador Marcelo Orrego y del secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero. Según la empresa, la reactivación se integra a una estrategia de largo plazo para consolidar operaciones en la provincia.
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Austral Gold estimó que Casposo tiene una vida útil de entre seis y siete años y proyectó una producción cercana a las 120.000 onzas de oro equivalente, cifras que corresponden a proyecciones corporativas. La compañía también anticipó exportaciones del orden de los US$ 60 millones para 2026.
Eduardo Elsztain, chairman de Austral Gold, vinculó la reactivación con un proceso de trabajo sostenido. “Este logro es el resultado de más de una década de esfuerzo”, señaló.
El directivo destacó la importancia de movilizar activos productivos y afirmó que el objetivo es generar impacto económico para la provincia y para los trabajadores. También subrayó la relevancia de la estabilidad y la seguridad jurídica para sostener inversiones. “San Juan es hoy una de las jurisdicciones más favorables para el desarrollo minero”, afirmó.
Casposo retoma actividad en un contexto de expansión de proyectos metalíferos en la provincia y de mayor integración entre operaciones, infraestructura y proveedores. El esquema de hub regional se posiciona como un mecanismo para asegurar continuidad operativa y eficiencia en el procesamiento de mineral en la región.
TotalEnergies mantiene negociaciones avanzadas con la provincia de Neuquén para reconvertir a desarrollo no convencional el sector este del bloque San Roque, actualmente bajo concesión convencional con vencimiento a fines de 2027.
La compañía presentó un plan que incluye un pozo piloto y un esquema de desarrollo asociado, según confirmó Javier Rielo, Senior VP Americas, durante el Bilateral Energy Summit de la Cámara de Comercio Argentina–Texas en Houston.
El interés de la empresa se concentra en la ventana de petróleo del este del bloque, donde aún existen áreas sin desarrollar. Rielo precisó que el sector oeste no forma parte de la negociación, dado que la compañía ya produce allí desde Aguada Pichana, en la ventana de petróleo volátil.
El ejecutivo señaló que el objetivo es cerrar el acuerdo durante el año, aunque reconoció la complejidad del proceso: “Las negociaciones son duras; defienden cada punto con uñas y dientes”.
En paralelo, TotalEnergies descartó participar en la licitación de 15 áreas anunciada por el gobierno neuquino. “No las miramos. Vamos a quedarnos en las cuencas que ya tenemos”, afirmó Rielo, delimitando la estrategia corporativa en el país. La compañía opera en la Argentina desde 1978 y es una de las cinco filiales de mayor escala del grupo a nivel global.
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Produce 40 millones de metros cúbicos diarios de gas, cerca del 30% de la oferta nacional, volumen comparable al de toda Colombia, y disputa el liderazgo del segmento con YPF.
Rielo aclaró que la estrategia corporativa no responde a un mandato exclusivo de gas, sino a la necesidad de incrementar la producción de hidrocarburos con menor intensidad de carbono. “El mandato es producir más hidrocarburos y más limpios”, señaló, en referencia a la orientación global del grupo.
Durante su exposición, el ejecutivo ordenó en tres categorías el flujo de inversión que requiere Vaca Muerta para escalar en el mercado internacional. La primera corresponde a los operadores locales, cuya actividad funciona como señal para el capital externo.
La segunda incluye a los independientes con alta tolerancia al riesgo, entre los que mencionó a Continental Resources. La tercera, más exigente, corresponde a las supermajors. En ese marco, Rielo sostuvo que “Argentina no mueve el amperímetro para una compañía que invierte 20.000 millones de dólares por año” y que el país necesita multiplicar el número de empresas dispuestas a comprometer entre 500 y 1.000 millones anuales.
La negociación por San Roque se integra a un escenario donde la disponibilidad de áreas, la madurez geológica y las condiciones de inversión continúan siendo variables determinantes para la expansión del desarrollo no convencional en Neuquén.
TotalEnergies puso en marcha un parque eólico en Tierra del Fuego, con una inversión de USD 60 millones, destinado a abastecer con energía renovable la planta de tratamiento de gas ubicada en Río Cullen. El proyecto fue desarrollado junto a Wintershall Dea y Pan American Energy, socios de la compañía en la Cuenca Austral.
La instalación incorpora dos aerogeneradores de 86 metros de altura y un sistema de baterías de almacenamiento, configurando un esquema híbrido que combina generación eólica, almacenamiento y operación gasífera.
Según información oficial de la empresa, el abastecimiento renovable permitirá liberar parte de la energía que la planta consumía para ser redistribuida al sistema energético nacional.
TotalEnergies señaló que esta integración contribuye a su estrategia global de reducción de emisiones. “El proyecto permitirá disminuir en un 55% las emisiones de carbono asociadas a la operación en la Cuenca Austral”, indicó la compañía en sus comunicaciones institucionales.
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La inauguración contó con la presencia del gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, y del country chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni. El gobierno provincial destacó que la iniciativa se integra al desarrollo energético de la región, donde se concentra una parte relevante de la producción nacional de gas offshore.
De acuerdo con datos de la Secretaría de Energía, cerca del 20% del gas del país proviene de las operaciones de la Cuenca Austral.
El proyecto se suma a la infraestructura existente de TotalEnergies en la provincia, que incluye concesiones onshore y offshore bajo el marco de la Ley 17.319.
La compañía informó que la incorporación del parque eólico se alinea con su plan de inversiones para optimizar el abastecimiento energético y mejorar la eficiencia operativa durante la vigencia de las concesiones.
La participación de Wintershall Dea y Pan American Energy en el desarrollo se enmarca en la cooperación técnica que las empresas mantienen en la región, donde operan de manera conjunta en distintos bloques productivos.
El gobierno fueguino señaló que la iniciativa contribuye a consolidar la matriz energética provincial bajo los lineamientos de la Ley 27.191 de energías renovables.
China National Petroleum Corporation (CNPC), uno de los mayores grupos petroleros del mundo, inscribió en la Argentina a CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company (CCDC) y CNPC Bohai Argentina, dos compañías de servicios con operaciones globales.
El movimiento se produce en un contexto de demanda creciente de equipos y servicios especializados en Vaca Muerta, donde la disponibilidad de perforación y fractura continúa siendo un factor restrictivo para la expansión de la actividad.
CCDC y BHDC operan en más de 20 mercados y cuentan con estructuras de gran escala. CCDC, creada en 2008, supera los 27.000 empleados y dispone de más de 600 equipos de operaciones.
BHDC, también fundada en 2008, tiene más de 30.000 trabajadores y experiencia en ingeniería de perforación y fractura horizontal en Asia, Medio Oriente y América Latina. Ambas compañías ya operan en Brasil, Ecuador y Perú, mercados donde CNPC mantiene presencia desde hace décadas.
La inscripción de estas sociedades ocurre en un escenario de presión sobre la oferta de servicios en Vaca Muerta. Actualmente, operan menos de 40 equipos de perforación y los costos se mantienen entre 30% y 40% por encima de los del Permian.
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La industria registra demoras de hasta seis meses para la disponibilidad de equipos y estima que la demanda podría requerir entre 15 y 20 unidades adicionales por los compromisos de inversión bajo el RIGI, según planteó San Antonio en la Offshore Technology Conference de Houston.
YPF avanzó en los últimos meses con contratos de escala para asegurar servicios críticos. En diciembre cerró un acuerdo por cinco años con Archer por u$s 600 millones y, recientemente, firmó con Halliburton un convenio para servicios integrados de fractura hidráulica, que incluye el despliegue del sistema eléctrico ZEUS por primera vez fuera de los Estados Unidos. En el segmento también operan SLB, San Antonio y Tenaris, que incorporó los activos de Baker Hughes en 2021.
La llegada de filiales de CNPC se da en un marco regulatorio condicionado por el tratado comercial firmado entre la Argentina y los Estados Unidos, que exige medidas frente a prácticas de empresas controladas por terceros países. En el sector se señala que esta cláusula puede incidir en el acceso a financiamiento internacional para proyectos que incorporen contratistas de origen chino, lo que agrega un componente adicional a la competencia en servicios.
La inscripción de CCDC y BHDC formaliza el interés de CNPC por el mercado argentino de servicios petroleros y se integra a un escenario donde la capacidad operativa, los costos y la disponibilidad de equipos continúan siendo variables determinantes para la expansión de Vaca Muerta.
YPF lanzó Diesel 10 Minero, un nuevo producto especialmente diseñado para la industria minera, en el marco de su participación en Expo San Juan Minera 2026, uno de los principales encuentros del sector en el país.
El lanzamiento apunta a mejorar la eficiencia y la continuidad operativa de los proyectos mineros que se desarrollan en condiciones extremas.
El nuevo combustible cuenta con ultra bajo contenido de azufre (menos de 10 partes por millón), no contiene biocomponentes y está especialmente preparado para operar en alta montaña y temperaturas extremadamente bajas, lo que lo convierte en una solución clave para los yacimientos ubicados en zonas de difícil acceso y con clima muy hostil.
YPF es el principal proveedor energético del sector minero argentino y cuenta con la red de logística y distribución más grande del país, lo que le permite garantizar el abastecimiento ininterrumpido en las principales regiones productivas.
En la actualidad, la compañía abastece más del 90 % del mercado minero de combustibles, con una cartera de clientes en los que se destacan desde proyectos exploratorios junior, pasando por proyectos mineros en fase de construcción, hasta los principales proyectos metalíferos y de litio en fase de plena producción de la Argentina.
Con este nuevo combustible, YPF refuerza su rol como socio estratégico de la minería, acompañando cada proyecto con energía, tecnología, servicios de excelencia y presencia territorial.
La presentación de Diesel 10 Minero se enmarca en una estrategia integral para el sector, que combina productos especializados, logística dedicada, servicios técnicos y soluciones energéticas a medida, alineadas con estándares internacionales y normativas ambientales vigentes. WWW.YPF.COM
El gobernador del Neuquén, Rolando Figueroa, lanzó la licitación internacional por 15 nuevas áreas hidrocarburíferas en Vaca Muerta. La apertura de ofertas se programó para agosto próximo.
El mandatario neuquino consideró que “Vaca Muerta impacta en todo el país”. “Impacta en el Impuesto a las Ganancias y el IVA que genera la actividad petrolera y termina yendo a todas las provincias argentinas. A su vez, hay muchas empresas de otras provincias que generan trabajo que lo terminan poniendo en Vaca Muerta”.
Figueroa expuso en Houston, Estados Unidos, durante una actividad organizada por la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene). Destacó la decisión del gobierno nacional de implementar el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y consideró: “Es un ganar-ganar para muchas partes”.
Acerca del RIGI, Figueroa sostuvo que “Los detractores dicen que tiene un costo fiscal porque se recauda menos. Pero es una mirada muy corta”, y detalló que en el caso de la provincia del Neuquén “genera de coparticipación un menos tres millones y medio para los próximos cuatro años. Pero nos genera un más mil millones de dólares entre Regalías e Ingresos Brutos por el incremental de la actividad que vamos a tener”, enfatizó.
Figueroa destacó el trabajo de las empresas, del sindicato y del presidente de YPF, Horacio Marín. “Estamos todos trabajando para hacer realidad lo que durante tanto tiempo muchas generaciones soñaron, que es que la Argentina sea grande”, aseveró.
“Hemos entendido que somos socios con la industria y tenemos que ser más eficientes”, dijo y destacó “el nuevo horizonte” que se abre a partir del proyecto para exportar GNL en barcos desde un puerto patagónico. “Eso también nos da un horizonte de inversiones”, dijo.
Por otra parte, destacó la importancia de la sustentabilidad social. “Nada funciona sin sustentabilidad social y sin cuidado del ambiente”, expresó.
Figueroa remarcó: “Vinimos a Estados Unidos para buscar inversores, para que crean en Neuquén y para que sepan que es una provincia seria. Estamos trabajando para que nos vaya bien, que cada uno pueda cumplir los objetivos”.
Licitación internacional por 15 áreas
También en Houston, se anunció entonces la licitación internacional por las 15 nuevas áreas hidrocarburíferas. Se busca atraer inversiones, sumar actores al desarrollo de Vaca Muerta y consolidar un modelo de crecimiento sostenido con participación público-privada a través de GyP, destacó el gobierno provincial.
El anuncio fue realizado ante referentes del sector. Se trata de la Ronda 1/2026, que busca sumar nuevos actores al desarrollo energético.
Las áreas incluidas son : Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte y Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera en sus distintas variantes, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este. Se ubican en zonas estratégicas, con información geológica disponible y cercanas a desarrollos existentes.
Uno de los puntos centrales del proceso es que las empresas deberán presentar un plan de trabajo con compromiso de inversión para la etapa exploratoria, asumiendo el riesgo propio de esta fase, mientras que la empresa provincial GyP participará como socio estratégico, con una presencia que podrá variar entre el 10 % y el 20 por ciento.
Además, el esquema prevé herramientas como el bono de acceso -con un piso de 500 mil dólares- y la posibilidad de competir en regalías, lo que permite estructurar ofertas acordes a cada proyecto.
El cronograma ya está en marcha: las ofertas podrán presentarse hasta el 19 de agosto y ese mismo día se realizará la apertura de sobres en la ciudad de Neuquén.
Más allá de lo estrictamente productivo, la iniciativa también pone el foco en el desarrollo local. Las empresas deberán cumplir con estándares ambientales, de seguridad y de fortalecimiento de proveedores neuquinos, además de contemplar aportes vinculados a infraestructura en caso de avanzar hacia la etapa de explotación, se destacó.
Las bases y condiciones de la convocatoria, junto con toda la información técnica del proceso, se encuentran disponibles para su consulta en el sitio oficial de GyP: https://www.gypnqn.com.ar/
La brasileña Raízen, la empresa que en la Argentina controla la refinería de Dock Sud y la red de estaciones de servicio Shell, está cerca de cerrar la venta de su portafolio de activos en el país a un consorcio integrado por la suiza Mercuria Energy —uno de los mayores traders de materias primas del planeta— e Integra Capital, el holding que encabeza José Luis Manzano.
La operación, valuada en torno a los US$ 1.200 millones, se cerraría antes de mediados de junio, según indicaron a EconoJournal fuentes directamente vinculadas con el proceso. Las negociaciones ingresaron en la etapa final luego de más de cinco meses de conversaciones y due diligence cruzadas entre las partes. Para Raízen, un consorcio en partes iguales entre el grupo Cosán y Shell, el deal es clave a fin de conseguir liquidez para avanzar con la reestructuración de su deuda con acreedores por más de R$ 65.000 millones (unos 13.000 millones de dólares).
El paquete incluye la refinería de Dock Sud, una de las plantas con mayor capacidad de conversión del país, y una red de más de 800 estaciones de servicio Shell distribuidas en todo el mercado local.
Raízen controla unas 700 estaciones de servicio de Shell.
Uno de los puntos que demoró el closing de la operación fue la cesión de la licencia de la marca Shell a la nueva sociedad controlada por Mercuria e Integra. Ese proceso ya quedó cerrado y cuenta con el aval de la casa matriz de Shell en Londres. El acuerdo contempla un esquema de royalties —regalías— que los nuevos dueños le abonarán a la compañía anglo-holandesa hasta mediados de la década próxima.
Las sinergias con Edenor
Uno de los aspectos más novedosos de la operación es el eventual rol que podría asumir Edenor, la mayor distribuidora eléctrica del país, controlada por una sociedad integrada por Manzano, Daniel Vila, su histórico socio en el sector de medios de comunicación y Mauricio Filiberti, dueño de Transclor, el principal productor de cloro de la Argentina. Edenor podría obtener una participación accionaria en la sociedad que termine controlando los activos de Raízen en el país.
La participación de la distribuidora eléctrica no responde solamente a su espalda financiera —Edenor cotiza además en Wall Street y registró en 2025 un EBITDA superior a los US$ 240 millones— sino fundamentalmente a la posibilidad de desarrollar sinergias operativas entre el negocio eléctrico y la red de estaciones de servicio Shell. La novedad había sido adelantada días atrás por el medio Energy News Today y fue luego confirmada a EconoJournal por fuentes involucradas directamente en las conversaciones.
Una de las iniciativas que se evalúan es avanzar con la instalación masiva de cargadores eléctricos en estaciones de servicio Shell, integrando la red de distribución eléctrica del AMBA con la infraestructura comercial de la petrolera.
Pero las sinergias potenciales van más allá de la electromovilidad. El proyecto también contempla desarrollar soluciones de generación distribuida bajo esquemas de solar roof, con instalación de unidades fotovoltaicas tanto en estaciones de servicio como en edificios aledaños. En esa lógica, Edenor podría transformarse en un abastecedor de energía para futuros desarrollos de data centers, un segmento que empieza a ganar relevancia en el mercado energético argentino por la creciente demanda eléctrica que implicará la expansión de infraestructura digital e inteligencia artificial y el potencial que tiene la Argentina como productor de gas natural en Vaca Muerta a precios muy competitivos.
Una apuesta de largo plazo
Hoy el mercado de electromovilidad en la Argentina todavía es incipiente. La combinación entre restricciones históricas a la importación, ausencia de incentivos específicos y los problemas estructurales del sistema eléctrico —atravesado durante dos décadas por congelamientos tarifarios que limitaron inversiones en redes y modernización tecnológica— demoró el desarrollo de infraestructura asociada a vehículos eléctricos.
Manzano construyó una relación personal de estrecha confianza con Marco Dunand, CEO global de Mercuria.
Sin embargo, si se mantiene la normalización tarifaria del segmento regulado de distribución eléctrica, ese mercado tenderá a crecer gradualmente durante los próximos años. Desde esa óptica, Edenor, que abastece actualmente a más de 3 millones de usuarios en el área metropolitana de Buenos Aires, aparece en una posición privilegiada para capturar una porción relevante de ese eventual negocio y más si se suma a la sociedad que adquiera los activos de Raízen.
La eventual incorporación de Edenor podría convertir esta transacción en uno de los primeros movimientos corporativos de integración entre infraestructura eléctrica, downstream petrolero y nuevos negocios energéticos vinculados a electromovilidad, generación distribuida y data centers en la Argentina. Aunque, sin embargo, allegados a Edenor indicaron que su participación en la operación aún no está totalmente cerrada.
La mayor distribuidora eléctrica del país modificó en 2024 su estatuto a fin de poder incursionar de forma directa en negocios no regulados, como sucede con el segmento de utilities en algunos países de Europa y en EE.UU. El ente regulador (ENRE) aprobó esa modificación durante la gestión de Eduardo Rodríguez Chirilo, primer secretario de Energía de la gestión de Javier Milei.
Mercuria, Integra y el armado energético
Para Mercuria, la adquisición de Raízen implicaría consolidar una posición estratégica en el downstream argentino. La compañía ya tiene presencia en el país a partir del control del 95% de Phoenix Global Resources, mientras que Integra Capital posee el 5% restante. Phoenix opera activos en Neuquén y Río Negro y actualmente produce más de 20.000 barriles diarios de petróleo.
Phoenix es uno de los jugadores que expandió la frontera shale de Vaca Muerta a partir del desarrollo de áreas como Confluencia y Mata Mora, en Río Negro, donde logró perforar pozos no convencionales con productividades superiores a los 600 barriles diarios de crudo no convencional.
Integra Capital, por su parte, viene ampliando progresivamente su presencia en el sector energético. Además de controlar Edenor, también posee participación accionaria minoritaria en Metrogas.
El nuevo informe de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) sostiene que la combinación de energía solar, eólica y almacenamiento en baterías ya permite suministrar electricidad de manera continua y competitiva frente a los combustibles fósiles. En un contexto marcado por la peor crisis energética de las últimas décadas y la falta de financiamiento para los países más pobres, el organismo afirma que la volatilidad geopolítica expuso “el verdadero coste de la dependencia de los combustibles fósiles” y asegura que “la energía renovable disponible las 24 horas del día, los 7 días de la semana, ahora es competitiva en precio con los combustibles fósiles”.
El nuevo informe de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) sostiene que la combinación de energía solar, eólica y almacenamiento en baterías ya permite suministrar electricidad de manera continua y competitiva frente a los combustibles fósiles.
Según el Informe, en regiones con recursos excepcionales de viento y radiación solar, los costos de estos sistemas híbridos oscilarían entre US$ 54 y 82 por MWh, ubicándose por debajo de nuevas centrales a carbón o gas. Sobre esa base, IRENA concluye que “la energía renovable disponible las 24 horas del día, los 7 días de la semana, ahora es competitiva en precio con los combustibles fósiles”.
Es indudable que la crisis energética derivada de la guerra entre Rusia y Ucrania, sumada a las tensiones crecientes entre Irán, Israel y Estados Unidos, volvió a colocar en el centro del debate la cuestión de la seguridad energética, la volatilidad de los hidrocarburos y la dependencia geopolítica. Sin embargo, el informe de IRENA, detrás de un lenguaje técnico y optimista, exhibe una serie de omisiones metodológicas, extrapolaciones problemáticas y afirmaciones cuya contundencia retórica supera largamente la solidez de sus premisas.
La primera inconsistencia aparece en el núcleo mismo de la tesis: la afirmación de que las renovables ya pueden garantizar suministro “24/7” a menor costo que los combustibles fósiles. El informe compara sistemas solares y eólicos con almacenamiento frente a nuevas centrales térmicas utilizando el Levelized Cost of Energy (LCOE) —el costo nivelado de generación—, pero evita aclarar si incorpora plenamente los costos asociados a la estabilidad real del sistema eléctrico.
En el informe, no queda claro si esos cálculos contemplan respaldo estacional, capacidad firme efectiva, reserva rotante, servicios auxiliares, estabilidad de frecuencia, expansión de redes, sobreinstalación de potencia o pérdidas por curtailment. En rigor, el informe parece confundir “firmeza económica” con equivalencia física integral respecto de una central despachable convencional. Habla de energía continua, pero no demuestra continuidad operacional plena.
La ambigüedad se profundiza cuando el texto presenta el costo de generación como si equivaliera automáticamente al costo del sistema. IRENA sostiene que las renovables ya son “más baratas”, aunque simultáneamente reconoce la necesidad de baterías, almacenamiento, redes, infraestructura adicional y complementariedad geográfica. Precisamente allí reside el problema: el costo real no depende únicamente del parque eólico o solar, sino de todo el entramado técnico necesario para volverlo confiable. Sin embargo, el informe transforma una conclusión condicionada en una consigna absoluta: las renovables serían ya más competitivas que los combustibles fósiles incluso como suministro permanente. El salto entre ambas afirmaciones es más político que técnico.
A ello se suma otra debilidad central: el informe universaliza conclusiones obtenidas bajo condiciones excepcionales. Reitera expresiones como “regiones con recursos de alta calidad”, “alta irradiancia solar” o “corredores de viento fuerte”, es decir, escenarios óptimos que existen en una minoría de países. Pero luego extrapola esas condiciones particulares al sistema energético global y declara superado el viejo argumento de la falta de confiabilidad renovable. El problema es evidente: no todos los países poseen recursos equivalentes, ni redes con igual capacidad de absorción, ni perfiles climáticos compatibles con una complementariedad efectiva entre sol y viento. Lo que puede funcionar en el Golfo Pérsico, Australia o ciertas regiones de China no necesariamente resulta replicable en sistemas eléctricos más rígidos, aislados o climáticamente adversos.
Verde que te quiero verde
Ex cursus: en algunos informes de IRENA se denomina de manera sesgada como “energías renovables” exclusivamente a la generación eólica y solar, ya que muchos de sus principales promotores —ONG ambientalistas, especialistas, periodistas especializados, consultores, importadores y diversos grupos de presión vinculados al sector— tienden a relegar o minimizar el papel de la energía hidroeléctrica, pese a que esta constituye también una fuente claramente renovable.
En numerosos informes y estadísticas, la inclusión de la generación hidroeléctrica aparece condicionada por criterios más discursivos que técnicos. Así, suele omitirse cuando el objetivo es destacar el crecimiento relativo de la energía eólica y solar, pero se reincorpora cuando resulta útil para ampliar la participación total atribuida a las “renovables”, especialmente al analizar matrices eléctricas de países con una elevada participación hidroeléctrica.
Confiabilidad
El informe también incurre en una omisión decisiva al hablar de confiabilidad sin abordar seriamente los límites físicos del almacenamiento. Las baterías son eficaces para desplazamientos horarios, arbitraje diario y regulación rápida, pero el documento prácticamente elude problemas como el almacenamiento multisemanal, la estacionalidad o los períodos prolongados sin viento ni sol —la denominada dunkelflaute— que afectan especialmente a los sistemas de alta penetración renovable.
La afirmación de que las energías renovables ya pueden garantizar suministro continuo puede ser válida para determinados porcentajes del mix o bajo condiciones muy específicas, pero difícilmente pueda sostenerse, hoy, como descripción universal de un sistema eléctrico completo sin respaldo adicional.
Existe además un problema económico que el informe apenas roza: cuanto mayor es la penetración renovable, mayores son también las exigencias sistémicas. Aumenta la necesidad de sobredimensionar capacidad instalada, se multiplican los episodios de curtailment, cae el valor marginal de la energía renovable y aparecen horas de precios negativos. En otras palabras, mientras los costos tecnológicos unitarios pueden descender, los costos sistémicos tienden a crecer. Es uno de los grandes debates contemporáneos de la economía eléctrica y, sin embargo, el documento lo trata apenas de manera tangencial.
La noción de “seguridad energética” utilizada por IRENA también merece un examen más cuidadoso. El informe sostiene que las renovables fortalecen la resiliencia y la independencia estratégica, pero omite mencionar la creciente dependencia de minerales críticos, del refinado chino y de cadenas industriales altamente concentradas en Asia. Litio, cobre, níquel y tierras raras constituyen hoy insumos geopolíticamente sensibles. El resultado no es necesariamente la eliminación de dependencias, sino su transformación: se reemplaza una dependencia hidrocarburífera por otra basada en materiales estratégicos y manufactura industrial.
El sesgo político del informe aparece, además, de manera explícita. Las conclusiones técnicas se mezclan constantemente con exhortaciones normativas y declaraciones institucionales. Expresiones como “aceleremos la transición” no pertenecen al terreno del análisis económico neutral sino al advocacy político. Ello no invalida automáticamente los datos presentados, pero sí revela que el documento funciona también como pieza de legitimación discursiva de una agenda energética determinada.
Sinécdoque
La utilización del complejo Al Dhafra Solar PV (Emiratos Árabes Unidos) constituye un ejemplo de razonamiento por sinécdoque: inferir que el éxito operativo de un caso particular implica la viabilidad universal del modelo. Un avieso error conceptual.
El informe dice “1 gigavatio de electricidad limpia a unos US$ 70 por MWh”, mezclando de manera poco rigurosa unidades de potencia con unidades de energía. Además, se trata de un caso excepcional: irradiación extraordinaria, financiamiento extremadamente barato, gran escala y condiciones regulatorias difíciles de replicar en la mayoría de los países.
Pero quizá el punto más delicado del informe sea el relativo a la estabilidad eléctrica. La frecuencia de una red depende del equilibrio instantáneo entre generación y demanda. Las centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares aportan inercia natural gracias a enormes masas rotativas sincronizadas que amortiguan perturbaciones de frecuencia. La energía solar fotovoltaica y gran parte de la eólica moderna funcionan mediante electrónica de potencia e inversores, aportando mucha menos inercia física al sistema. El problema no es que “generen frecuencia incorrecta”, como suele simplificarse en el debate público, sino que no estabilizan naturalmente la red.
Por eso, los sistemas con alta penetración renovable requieren mecanismos adicionales como reserva rotante, baterías, condensadores síncronos, centrales convencionales de respaldo e inversores avanzados “grid-forming”.
Los factores mencionados, incrementa complejidad y costos. Casos recientes como España o Australia muestran precisamente que el desafío no consiste en que la energía solar o eólica “no funcionen”, sino en que un sistema dominado por generación basada en inversores exige controles mucho más sofisticados para mantener estabilidad dinámica.
El informe proyecta fuertes reducciones de costos hacia 2030 y 2035 suponiendo una continuidad casi lineal de las curvas de aprendizaje tecnológico. Pero apenas considera posibles restricciones derivadas del encarecimiento de minerales, la saturación logística, los límites físicos del almacenamiento o las elevadas tasas de interés que afectan particularmente a los países periféricos. El foco central del organismo sigue siendo la expansión de renovables, no la pobreza energética ni la asequibilidad energética como problema social integral. En otras palabras, presupone que las condiciones económicas y financieras globales acompañarán indefinidamente el descenso de costos.
Caro
En el fondo, el verdadero debate no gira ya en torno a si las energías renovables funcionan. Funcionan. El problema es otro: cuánto cuesta volverlas plenamente confiables a escala masiva y qué combinación óptima debe existir entre renovables, almacenamiento, hidráulica, nuclear, gas natural y gestión de demanda. Allí reside la discusión estratégica real. Y es precisamente ese núcleo del problema el que el informe de IRENA, detrás de su narrativa triunfalista, evita abordar en toda su complejidad.
El informe pasa de una condición específica a una afirmación global, lo que resulta inconsistente, porque reconoce implícitamente costos sistémicos, pero luego comunica el resultado como si fueran costos puramente tecnológicos: es decir incurre en propaganda.
¿Quién promueve a IRENA?
IRENA formalmente es una organización internacional creada en 2009 para promover la transición energética y expandir el uso de energías renovables. Tiene más de 160 Estados miembros y funciona de manera similar a otros organismos multilaterales especializados. No es un lobby privado en sentido estricto. No obstante, puede afirmarse que existe una convergencia de intereses entre International Renewable Energy Agency (IRENA) y los países que lideran la fabricación y exportación de tecnologías renovables —especialmente eólica, solar, redes eléctricas y almacenamiento— como China, Dinamarca, Alemania y, en menor medida, España.
Desde una mirada geopolítica y económica, pueden observarse varios elementos que llevan a algunos analistas a describirla como una herramienta de promoción estratégica de intereses industriales y tecnológicos, ya que los países que más impulsaron históricamente a IRENA coinciden con aquellos que tienen menor disponibilidad relativa de hidrocarburos al tiempo que desarrollaron fuertes industrias de equipamiento renovable.
Por tanto, buscan reducir dependencia energética externa y necesitan expandir mercados para sus exportaciones tecnológicas. Las recomendaciones de IRENA suelen favorecer la electrificación masiva, la expansión eólica y solar, los subsidios y financiamiento para combatir el “cambio climático” al tiempo que promueven las descarbonización acelerada.
Todo eso beneficia directamente a fabricantes de turbinas eólicas, paneles solares, inversores, baterías, electrónica de potencia y redes inteligentes.
Los países escandinavos y europeos financian buena parte de la arquitectura internacional climática y energética. Un ejemplo claro es el de Dinamarca, que posee una industria eólica históricamente dominante. Por su parte, Alemania impulsó durante años la expansión renovable mediante la Energiewende. Por su parte China montada en la capacidad financiera y bajos costos, se convirtió en el principal fabricante mundial de paneles solares, baterías y aerogeneradores.
Por eso, algunos críticos sostienen que el discurso de “transición energética global” también funciona como mecanismo de expansión industrial
Eso no implica necesariamente una conspiración coordinada, sino más bien un alineamiento de intereses industriales donde coincide política exterior energética con financiamiento multilateral apalancado por la diplomacia climática y la construcción de consensos regulatorios internacionales. No obstante, las potencias siempre promueven aquellas tecnologías donde poseen ventajas industriales y estratégicas y las instituciones multilaterales frecuentemente reflejan correlaciones de poder económico y tecnológico.
El CEO del proyecto Los Azules, Mike Meding, brindó detalles sobre los avances de la iniciativa en la Expo Interancional San Juan Minera.
SAN JUAN (Enviada especial)-. El CEO de Los Azules, Mike Meding, explicó que la compañía se encuentra en plena etapa de estructuración financiera del proyecto cuprífero, con el objetivo de reunir un volumen de capital significativo para avanzar hacia la decisión final de inversión. “Estamos trabajando en un primer esquema que contempla unos 4.000 millones de dólares de inversión total, con un componente importante de deuda. Es un proceso que requiere construir relaciones, presentar el proyecto en detalle y generar confianza en los mercados”, señaló en la Expo Internacional San Juan Minera
Meding destacó que ya existe interés concreto por parte de distintos actores internacionales. “Hemos recibido múltiples propuestas de financiamiento, lo que nos permite ver el panorama con optimismo. Hay interés de inversores europeos y asiáticos, y también estamos en conversaciones con organismos multilaterales”, afirmó.
Financiamiento para el proyecto de cobre Los Azules
El ejecutivo de Los Azules explicó que parte del financiamiento estará destinado a la provisión de equipos. “Alrededor del 85% de la maquinaria representa una porción muy relevante del capital requerido. El resto se estructurará a través de project finance, con la participación de bancos y entidades de desarrollo”, indicó. En ese sentido, mencionó el trabajo con el Banco Mundial, que se encuentra realizando evaluaciones para garantizar el cumplimiento de estándares sociales y ambientales.
Consultado sobre el contexto financiero argentino, Meding reconoció que el acceso al crédito sigue siendo un desafío. “Sabemos que el financiamiento es costoso y que hay que hacer esfuerzos adicionales. Los bancos operan bajo lógicas de negocio y muchas veces responden a vínculos comerciales entre países. Por eso también es clave el rol de organismos como el CAF, que pueden aportar montos significativos”, explicó.
Dinámica positiva de San Juan
A pesar de ese escenario, el ejecutivo destacó una dinámica positiva en la provincia. “Estamos viendo un creciente interés por San Juan y por sus proyectos de cobre. Hay una percepción de oportunidad que se está consolidando”, sostuvo.
Cuellos de botella
En cuanto a los factores pendientes para avanzar hacia la construcción, Meding fue claro en señalar la infraestructura como uno de los principales cuellos de botella. “La disponibilidad de energía eléctrica es un punto crítico. Necesitamos desarrollar capacidad de transporte y generación. En ese sentido, presentamos iniciativas para líneas eléctricas que no solo benefician a Los Azules, sino también a otros proyectos como Vicuña”, detalló.
El CEO planteó que el desarrollo de infraestructura debe ser encarado de manera coordinada entre el sector público y privado. “Es lógico que la provincia y la Nación no puedan afrontar solas estas inversiones. Tiene sentido que las empresas participen, porque no se trata de obras que benefician únicamente a la minería, sino al conjunto de la economía”, aseveró.
Desde su perspectiva, la clave está en la articulación entre proyectos. “Deberíamos ser capaces de ponernos de acuerdo entre todos los actores para avanzar en soluciones comunes. Si eso ocurre, estamos frente a una oportunidad única. Estamos cerca de ver una marea alta en San Juan que va a elevar a todos los proyectos”, sostuvo.
Modificación a la Ley de Glaciares
Respecto al impacto de la reciente reforma de la Ley de Glaciares, Meding indicó que no tiene efectos directos sobre Los Azules, aunque sí contribuye a mejorar el clima de negocios. “Para un proyecto con horizonte de varias décadas, cualquier señal de mayor previsibilidad es positiva. Refuerza la confianza de los inversores”, explicó.
El ejecutivo también puso en valor el capital humano de la provincia, al que consideró un activo diferencial. “San Juan ha formado profesionales que hoy trabajan en distintos proyectos del país. Es un verdadero polo de conocimiento minero. Cuando se invierte en la gente, los resultados se ven en el desarrollo de la actividad”, destacó.
Meding remarcó la importancia de consolidar un marco macroeconómico y regulatorio estable. “Hay señales de que se busca simplificar normas y reducir burocracia. Ese es el camino. Argentina necesita reconstruir su credibilidad, volver a integrarse a los mercados internacionales y recuperar acceso al crédito. Si eso se logra, el potencial de proyectos como Los Azules puede materializarse plenamente”, concluyó.
Es la primera solución híbrida del mundo aislada de la red que integra generación eólica y almacenamiento en baterías.
Con esta puesta en marcha, la compañía mejorará su eficiencia operacional y logrará reducir las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para el funcionamiento de sus instalaciones en más de un 55%.
TotalEnergies, compañía pionera en la transición energética, anunció -junto a sus socios Wintershall DEA y Pan American Energy – la puesta en producción del parque eólico más austral del mundo en Tierra del Fuego.
El proyecto integra generación eólica y almacenamiento en baterías para electrificar las plantas de tratamiento de gas de TotalEnergies en Río Cullen y Cañadón Alfa, actualmente aisladas de la red. Así es que estas plantas se convierten en el primer sitio E&P de TotalEnergies a escala global en operar bajo un esquema híbrido renovable de esta magnitud.
Sergio Mengoni, Country Chair de TotalEnergies en Argentina, destacó “Nos llena de orgullo inaugurar este parque de energía eólica en Tierra del Fuego, un proyecto que representa un gran desafío y que evidencia una vez más el compromiso permanente de TotalEnergies con la provincia, generando más energía con menos emisiones”.
Por su parte Gustavo Melella, Gobernador de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, sostuvo, “Este proyecto refleja un camino que venimos construyendo hace años en Tierra del Fuego, donde la producción de gas sigue siendo central, pero también se incorporan nuevas tecnologías para hacerla más eficiente y sustentable. Es una muestra concreta de cómo la industria puede innovar a partir de los recursos que tenemos en la provincia. Valoramos especialmente este tipo de desarrollos que combinan inversión, conocimiento técnico y trabajo local. Tierra del Fuego tiene condiciones para seguir creciendo en materia energética, y es importante que estas experiencias se multipliquen y abran nuevas oportunidades para el sector y para la provincia” concluyó el Gobernador.
El parque eólico cuenta con dos (2) aerogeneradores de 86 metros de altura de buje y 136 metros de diámetro de círculo de giro de la pala, que tendrán una generación renovable de 9 MW. Están ubicados a 130 km al norte de la localidad de Río Grande, en la Provincia de Tierra del Fuego, en una zona que se caracteriza por su gran potencial eólico.
Durante las etapas de construcción y puesta en funcionamiento, el proyecto generó empleo para trabajadores de la provincia, reafirmando el compromiso con la mano de obra local.
Con este innovador proyecto, basado en energía renovable, TotalEnergies logrará reducir las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para el funcionamiento de sus instalaciones en Tierra del Fuego en más de un 55% para el final de la concesión de la Cuenca Austral. Además, este nuevo proyecto contribuirá a una mayor eficiencia operativa, reduciendo las interrupciones mediante una operación más confiable y con menor dependencia de equipos rotativos.
TotalEnergies reafirma así su compromiso en potenciar la oferta de energía en todo el país de manera responsable, eficiente e innovadora.
Figueroa dijo que la llegada de Continental Resources fue clave para despertar el interés de otras compañías.
HOUSTON (enviada especial). El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, confirmó el interés de nuevas empresas de servicio estadounidenses en Vaca Muerta y opinó que la entrada de Continental Resources fue clave para potenciar el atractivo de la formación. Además, defendió la implementación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en el upstream y afirmó que le generará a la provincia ingresos por US$10.000 millones en cuatro años.
En la Offshore Technology Conference (OTC) que se realiza desde el 4 al 7 de mayo en en el NRG Center de la ciudad texana de Houston, el gobernador neuquino conversó con EconoJournal acerca de esta nueva misión que encabezó junto a integrantes de su gabinete para acercar nuevas empresas a la Cuenca Neuquina. Durante su visita al stand que Argentina tiene en la feria, aseguró que al menos ocho empresas de servicios ya manifestaron interés en ingresar a Vaca Muerta, en un contexto de creciente atención internacional sobre la formación.
“Ya vimos alrededor de ocho empresas de servicios interesadas en poder ir a competir en Vaca Muerta”, afirmó el mandatario, quien vinculó ese movimiento con el mayor posicionamiento global de la cuenca y con la estrategia provincial de promoción de áreas hidrocarburíferas. “Es el primer año que vemos que la expectativa de conocer lo que estamos haciendo ha subido mucho”, agregó.
Según explicó, el interés se da en paralelo al proceso de licitación de 15 nuevas áreas en la provincia, cuya apertura de sobres está prevista para el 19 de agosto. El gobernador oficializó durante esta misma gira cuáles serán éstas áreas en un evento organizado por la Argentina-Texas Chamber of Commerce (ATCC).
Consultado por este medio, comentó que estos nuevos 15 bloques que Neuquén licitará a través de GyP son “áreas ubicadas en las ventanas de petróleo, de gas húmedo y de gas más seco. Hay oportunidades para distintos tamaños de empresas”, detalló.
El efecto de Continental Resources
Doug Lawler, presidente y CEO de Continental Resources, había calificado como sobresaliente la calidad de la roca de Vaca Muerta.
Figueroa también aseguró que la llegada de Continental Resources, la empresa creada por el magnate Harold Hamm, fue clave para potenciar el atractivo por la formación no convencional neuquina: “Es una empresa muy prestigiosa, que se ha ganado el respeto de toda la industria en Estados Unidos. Que haya puesto el foco en Vaca Muerta genera interés y nos abre muchas puertas para que lleguen nuevos inversores”, sostuvo.
Las declaraciones del gobernador fueron en línea con lo comentado por muchas empresas del sector durante esta edición de la OTC 2026 ya que, no solo la entrada de Continental llamó la atención de empresas independientes de Estados Unidos, sino que las declaraciones hechas por sus directivos empujaron a esas compañías a hacerse presentes durante las eventos y reuniones encabezadas por el gobierno neuquino y empresas argentinas.
En esa línea, el gobernador consideró que la presencia de compañías de este calibre mejora la competitividad del play y acelera decisiones de inversión. “La gente de la industria entiende por qué queremos monetizar rápidamente todo esto: porque el mundo en 30 o 40 años no va a demandar más ni gas ni petróleo, con lo cual, si no extraemos lo que tenemos, lo vamos a perder. Las inversiones de capitales argentinos están agotadas, por eso están buscando financiamiento afuera. Nosotros como gobierno también tenemos que buscar otras empresas para que colaboren en monetizar el subsuelo”, agregó.
El RIGI para el upstream
El gobernador volvió a respaldar el RIGI para el sector del upstream de petróleo, al que definió como una herramienta clave para viabilizar proyectos de gran escala.
Figueroa criticó a quienes llamó “los detractores del RIGI” y añadió que la implementación del régimen le implica a la provincia resignar alrededor de US$3.500 millones en cuatro años en términos de coparticipación, pero dijo que ese costo se compensa con el ingreso de inversiones que rondarían los US$10.000 millones.
“Si a eso le sumamos regalías y la actividad económica asociada, el impacto es claramente positivo”, señaló. El funcionario recalcó que, de ese monto estimado, un 76% son regalías “y el resto es la movilidad que nos genera la propia economía”.
A su vez, sostuvo que de las tres compañías que presentaron proyectos para el RIGI (Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía), las dos primeras lo harán en sociedad con la petrolera neuquina GyP. “Ahí también tenemos 300 millones de dólares. Ha sido una medida muy acertada, planificada y proyectada para que podamos generar este desarrollo. Creo que todo el ecosistema se armó junto con todos los actores dispuestos a desarrollar este potencial y eso se ha visto acá en Houston”, finalizó.
Naturgy ha sido certificada como Gran Lugar para Trabajar en ocho de los países en los que opera —Argentina, Australia, Brasil, Chile, República Dominicana, España, México y Panamá—, un reconocimiento que alcanza al 98,5 % de la plantilla del grupo a nivel mundial.
Esta certificación internacional acredita a la compañía como una organización que impulsa entornos laborales basados en la confianza, el alto desempeño y el compromiso de sus equipos.
Naturgy, primera compañía del Ibex 35 en obtener esta certificación en 2024, renueva por tercer año consecutivo el reconocimiento en España y lo obtiene por primera vez en el resto de geografías evaluadas, lo que pone de manifiesto la consolidación de una cultura corporativa común en las distintas áreas geográficas en las que opera el grupo.
“Este reconocimiento pone en valor la coherencia de nuestra estrategia de personas y nuestra apuesta por impulsar entornos de trabajo inclusivos, motivadores y alineados con nuestros valores. Seguiremos trabajando para fortalecer una cultura que fomente el aprendizaje, el trabajo en equipo y el compromiso, porque las personas son un eje clave para el presente y el futuro de Naturgy”, afirma Enrique Tapia, director general de Personas y Recursos de Naturgy.
Para la obtención de este sello, la consultora Great Place To Work ha analizado las respuestas de los profesionales de Naturgy a través de su Trust Index, una evaluación basada en cinco dimensiones clave de la experiencia del empleado: credibilidad, respeto, orgullo, camaradería e imparcialidad. Tras el análisis de los resultados, la compañía ha alcanzado la puntuación requerida para recibir esta certificación con reconocimiento global.
Naturgy mantiene un firme compromiso con las personas y su desarrollo, promoviendo su protagonismo desde la estrategia, el propósito y la propuesta de valor.
La certificación Great Place To Work se suma a otros reconocimientos obtenidos por Naturgy en el ámbito de la gestión del talento, como el sello Top Wellbeing Company 2025 o el TOP 25 del ranking Merco Talento 2025. Estos reconocimientos refuerzan la apuesta de la compañía por seguir impulsando políticas orientadas al bienestar, la diversidad, la conciliación y el desarrollo de carreras profesionales, en línea con su estrategia de sostenibilidad y su propósito corporativo.
Great Place To Work es una firma consultora internacional presente en cerca de 90 países.
El gobierno nacional adoptó un nuevo esquema para la asignación de subsidios en los servicios de electricidad y gas para hogares. El programa se llama Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) y establece un único criterio para la entrega de beneficios en electricidad, gas natural, gas propano por redes y garrafas de 10 kilos.
Cabe destacar que ya hay 1,6 millones de hogares menos con asistencia en electricidad y casi 900.000 menos en gas desde el inicio de la gestión de Javier Milei. La medida forma parte del ajuste del gasto público y de un cambio estructural en la política energética.
La actualización normativa busca identificar con mayor precisión la capacidad económica de los usuarios para decidir la quita total del beneficio. El impacto en las boletas del próximo mes será inmediato para aquellos propietarios que no cumplan con los nuevos parámetros de propiedad.
Ahora, solo existen dos grupos: quienes reciben el subsidio y quienes no cumplen con los requisitos para acceder. El punto central es que los ingresos familiares no pueden superar el monto equivalente a tres Canastas Básicas Totales de acuerdo con el INDEC. También se contemplan situaciones especiales, como poseer Certificado Único de Discapacidad (CUD) o estar incluidos en el ReNaBaP.
Según el decreto vigente, poseer un vehículo con menos de tres años de fabricación es motivo suficiente para la baja automática. Anteriormente, el límite de tiempo era de cinco años, pero el ajuste actual reduce el margen de maniobra para los usuarios de clase media. Esta medida implica que un modelo 2023 o superior inhabilita al grupo familiar para recibir cualquier tipo de descuento en la energía.
El cruce de datos entre el Registro de la Propiedad Automotor y las prestatarias de luz y gas se realiza ahora de manera mensual y automatizada. Muchos vecinos se encontrarán con facturas a valor pleno debido a este requisito patrimonial que no admite excepciones por ingresos.
Propiedades inmuebles: Hogares cuyos convivientes posean, en conjunto, tres o más inmuebles.
Bienes de lujo: Si al menos un integrante es dueño de una embarcación de lujo o una aeronave.
Activos financieros: Se rechazará la solicitud si algún miembro del grupo familiar posee activos societarios.
En la práctica, esto afecta principalmente a sectores de ingresos medios, que pasarán a pagar tarifas más cercanas al costo real del servicio.
Cómo se gestiona el subsidio
La gestión del subsidio se realiza de forma exclusiva en la página oficial del Ministerio de Economía (argentina.gob.ar/subsidios). Aquellos que ya estaban inscriptos en el antiguo registro (RASE) no necesitan reinscribirse, ya que sus datos fueron migrados automáticamente al nuevo Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF). Deben iniciar el trámite quienes nunca accedieron al beneficio, quienes recibían la Tarifa Social de Gas o el Programa Hogar, y quienes modificaron su situación familiar o económica.
Entre los datos obligatorios figuran el número de medidor y cliente, el DNI y su número de trámite, el CUIL de todos los integrantes mayores de 18 años y un correo electrónico activo.
Guía para accieder a los subsidios
Para solicitar los subsidios, tenés que seguir los siguientes pasos:
Verificar si corresponde inscribirse: tenés que comprobar si tu hogar ya figura en el nuevo registro o si necesita iniciar una inscripción. Quienes estaban inscriptos en el antiguo RASE, no deben realizar ningún trámite adicional. Solo se inscriben quienes nunca gestionaron el subsidio.
Acceder a la plataforma oficial: el trámite se gestiona en la web oficial para subsidios energéticos (https://www.argentina.gob.ar/subsidios). En este sitio se puede iniciar el proceso, pero también consultar el estado de solicitudes anteriores o verificar si ya tenés el beneficio. Para ingresar a la plataforma es necesario contar con una cuenta en Mi Argentina, habilitada con CUIL y clave personal.
Reunir la documentación necesaria: se recomienda contar con toda la información solicitada para completar el formulario de manera ágil. Se requiere: Número de medidor y de Cliente, Servicio, Cuenta, Contrato o NIS, disponibles en la factura de electricidad o gas; Número de DNI y número de trámite del DNI de la persona que realiza la gestión; Número de CUIL de cada integrante mayor de 18 años Correo electrónico activo y habitual
Completar la inscripción en el ReSEF: quienes no figuren en el registro deben completar el formulario digital disponible en la plataforma. El formulario solicita datos sobre ingresos, cantidad de integrantes, situación laboral y otros aspectos socioeconómicos y patrimoniales. Parte de la información se completa automáticamente con datos oficiales, aunque corresponde al solicitante revisar y completar los campos faltantes.
Evaluación de requisitos: Tras enviar la solicitud, el Estado analiza si el hogar cumple con los criterios para acceder al subsidio.
Notificación y aplicación del subsidio: una vez finalizada la evaluación, el sistema comunica si el hogar accede al subsidio, este se aplica directamente en la factura del servicio.
Consultas, revisiones y actualizaciones: la plataforma permite consultar el estado de las solicitudes en cualquier momento y solicitar una revisión si la evaluación no se corresponde con la situación real. Para ello se requiere la información personal y el número de trámite.
El Gobierno nacional envió a la Cámara de Diputados un proyecto que propone recortar el esquema de subsidios al gas contemplado en la ley de Zonas Frías.
La idea es acotar el beneficio y mantenerlo únicamente en regiones de bajas temperaturas extremas -como la Patagonia, Malargüe y la Puna-, además de hogares vulnerables alcanzados por subsidios focalizados.
Según argumenta la administración de La Libertad Avanza, la medida apunta a achicar el déficit fiscal y ordenar el sistema energético. En ese marco, sostienen que el recargo del 7,5% que financia el régimen ya no alcanza y que eso derivó en una “ruptura de la cadena de pagos” entre distribuidoras y productoras.
Hasta 2021, el beneficio estaba limitado a zonas puntuales del sur del país, pero luego se amplió a otras regiones. Ahora, el Ejecutivo busca dar marcha atrás con esa extensión y concentrar la ayuda en áreas con frío más severo y en usuarios incluidos dentro del nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), creado por decreto a fines de 2025.
Ese programa establece criterios más restrictivos: podrán acceder quienes formen parte del ReNaBaP, veteranos de Malvinas o familias con ingresos por debajo de tres canastas básicas de un hogar tipo. “El objetivo es garantizar una segmentación no solo geográfica, sino también socioeconómica”, remarcan en los fundamentos, con eje en la equidad y el uso eficiente de los recursos públicos.
Otro de los cambios clave es que el subsidio pasará a aplicarse sobre el precio del gas y no sobre el total de la tarifa, con pagos dirigidos a distribuidoras y subdistribuidoras para evitar desfasajes en la cadena de cobro.
Además, el proyecto incluye un mecanismo para regularizar deudas de distribuidoras eléctricas con CAMMESA acumuladas durante la emergencia tarifaria. Como condición, las empresas deberán desistir de reclamos judiciales.
El conflicto judicial en torno a la reestatización de YPF en 2012 continúa abierto y ahora suma un nuevo capítulo tras la decisión de la jueza Loreta Preska, del Segundo Distrito Sur de Manhattan, quien habilitó al fondo Burford Capital a presentar su demanda en el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi), un tribunal dependiente del Banco Mundial donde Argentina registra un historial desfavorable en casos similares.
Burford Capital, que había perdido en la Cámara de Apelaciones de Nueva York, podrá utilizar la información y documentación obtenida en la causa estadounidense para sustentar su reclamo ante el Ciadi. La demanda se basa en que la reestatización de YPF durante la gestión de Cristina Fernández de Kirchner y con Axel Kicillof como ministro de Economía no respetó los acuerdos firmados en los años 90 durante el gobierno de Carlos Menem, especialmente en lo relacionado con el pago a accionistas minoritarios tras la liquidación del 51% de las acciones a Repsol.
Además de acudir al Ciadi, Burford también estudia recurrir a la Corte Suprema de Justicia de Estados Unidos, aunque las probabilidades de éxito en esa instancia son bajas. El fondo, que invirtió considerablemente en la causa, tiene interés en agotar todas las vías legales para proteger su inversión, apoyado en que litigar le resulta menos costoso que a Argentina.
En paralelo, Burford notificó a la Cámara de Apelaciones de Nueva York y al estudio Sullivan & Cromwell, representante legal de Argentina, que solicitará una revisión sumaria del fallo adverso conocido como “en banc”. Esta instancia implica que los 13 magistrados del Segundo Distrito Sur podrían revisar la decisión previa, aunque esta alternativa es poco frecuente en casos económicos y su aceptación es incierta. La resolución sobre este pedido se espera desde el 8 de mayo y, de ser rechazada, Burford podría apelar ante la Corte Suprema de Estados Unidos.
Respecto al Ciadi, el fondo argumenta que la nacionalización de YPF violó tratados bilaterales de protección de inversiones suscritos por Argentina con España y Estados Unidos, al alterar los términos contractuales acordados en los 90. Por su parte, la defensa argentina sostiene que Burford ya eligió litigar en tribunales estadounidenses, por lo que un segundo ámbito judicial debería ser descartado, y que la cuestión con Repsol fue resuelta mediante un pago de aproximadamente US$6.000 millones en 2012.
Burford Capital, experto mundial en financiar litigios relacionados con inversiones, adquirió los derechos de la causa en 2015 por US$15 millones a través de una subsidiaria, y desde entonces ha obtenido ganancias por alrededor de US$236 millones producto de ventas parciales de su participación en la demanda. Sin embargo, desde la derrota en segunda instancia en Nueva York, su acción en la Bolsa de Nueva York cayó hasta un 60%.
El conflicto surgió porque la reestatización no incluyó una Oferta Pública de Adquisición (OPA) que, según el estatuto de 1993, debía realizarse para cualquier adquisición mayoritaria de acciones. Además, tras la expropiación, se suspendió el pago de dividendos a los accionistas, lo que llevó a la quiebra a las empresas españolas Petersen Energía SAU y Petersen Inversora SAU, quienes originalmente poseían parte de las acciones y vendieron sus derechos a Burford.
Este litigio, que se extiende desde 2013, podría prolongarse durante 2026 y 2027, con escenarios judiciales muy distintos: mientras en Estados Unidos la posición argentina tiene mejores perspectivas, el Ciadi representa un riesgo significativo dadas las condenas históricas contra Argentina en casos similares.
Dos buques tanque colisionaron este lunes por la tarde en el puerto de Campana, sobre el río Paraná, en una zona destinada para operaciones de carga y descarga de químicos y combustibles. El incidente no dejó heridos ni contaminación confirmada.
El hecho ocurrió alrededor de las 17:30, cuando el buque químico Ginga Bobcat (de bandera panameña, con 159,98 metros de eslora -largo- y 26,8 metros de manga -ancho-). impactó contra la popa del petrolero Helios (navega bajo la bandera de las Islas Marshall, con 145,15 metros de eslora y 23,03 metros de manga), que se encontraba amarrado.
Según los registros de navegación, el Ginga Bobcat se desplazaba a unos 16 km/h y redujo su velocidad de manera abrupta hasta detenerse en el momento del impacto. Ese frenado brusco quedó registrado en los sistemas de monitoreo y es uno de los datos clave que analizan los peritos para reconstruir lo ocurrido.
El Ginga Bobcat llevaba unas 10.300 toneladas de ácido sulfúrico con destino al complejo agroindustrial del Gran Rosario, mientras que el Helios operaba con combustibles como nafta y diésel. Esta combinación elevó de inmediato el nivel de preocupación por un posible impacto ambiental.
A pesar de la magnitud del choque, ambos buques solamente registraron daños por encima de la línea de flotación, lo que evitó, en principio, derrames en el agua. Hasta el momento, las autoridades confirmaron que no se detectaron filtraciones ni contaminación en la zona.
De todos modos, el tipo de carga obligó a activar protocolos preventivos para resguardar la navegación y evitar riesgos en el ecosistema del Paraná, una vía estratégica para el comercio exterior argentino.
El Instituto de Formación Técnica Vaca Muerta (IVM) volvió a abrir el período de inscripción para sus cursos gratuitos, destinados a preparar mano de obra calificada para la industria energética. El plazo para postularse se extiende hasta el 20 de mayo y la modalidad de cursada será presencial en el Polo Tecnológico de Neuquén.
Los cursos están dirigidos a personas con perfiles técnicos vinculados a la operación upstream y la seguridad operativa en yacimientos, ofreciendo una formación práctica en instalaciones reales dentro de un ambiente seguro y controlado. En la convocatoria anterior, más de 17.000 aspirantes se inscribieron para acceder a estas capacitaciones.
Para anotarse, los interesados deben ingresar al sitio oficial del Instituto Vaca Muerta y completar la solicitud antes de la fecha límite. Quienes se inscribieron en febrero están automáticamente preinscriptos para esta segunda convocatoria, sin necesidad de realizar un nuevo trámite.
Entre los requisitos principales se encuentran tener aprobado el secundario completo o el ciclo básico común, contar con habilidades digitales básicas y disponer de conectividad para realizar actividades virtuales complementarias a la cursada presencial.
El IVM ofrece una variedad de cursos con una duración de cuatro meses, que se dictan en dos turnos: de 14 a 18 horas y de 18 a 22 horas. El inicio de clases está programado para el 2 de junio. Los cursos disponibles son:
Operador de perforación
Fractura
Instrumentación
Mantenimiento mecánico
Mantenimiento eléctrico
Producción
Plantas de crudo
Plantas de agua
Además, se ofrece un curso de Seguridad Operativa en Yacimiento con una duración de un mes, enfocado en conocimientos básicos sobre procedimientos, prevención y criterios de trabajo en áreas operativas.
La cursada se realiza en la sede del IVM, ubicada en el Polo Tecnológico de Neuquén, que cuenta con simuladores, laboratorios de química aplicada, automatización, control de procesos, telemetría y talleres tanto de mantenimiento mecánico como eléctrico. Próximamente, se incorporará la sede del Pozo Escuela en Río Neuquén para que los estudiantes puedan realizar prácticas de campo, especialmente en los cursos destinados a operadores.
Los certificados que se entregan al finalizar las capacitaciones acreditan competencias técnicas y horas prácticas reconocidas por la industria. Estas formaciones cuentan con el aval del Consejo Provincial de Educación de Neuquén.
El Instituto está integrado por importantes operadoras como YPF, Pluspetrol, Chevron, Pan American Energy, TotalEnergies, Vista, Tecpetrol, Shell, Pampa Energía, Phoenix y CGC, junto a empresas de servicios vinculadas al sector petrolero. También recibe apoyo del gobierno de Neuquén, la Municipalidad de Neuquén y los sindicatos petroleros privados y jerárquicos de Neuquén, Río Negro y La Pampa.
Tres personas resultaron heridas el lunes en un incendio en la Zona Industrial Petrolera de Fujairah, en los Emiratos Árabes Unidos, tras un presunto ataque iraní, según informó la Oficina de Prensa de Fujairah.
Tres ciudadanos indios sufrieron heridas moderadas y fueron trasladados al hospital para recibir atención médica, reportó la agencia Xinhua.
Un gran incendio, provocado por un ataque con dron procedente de Irán, se desató el lunes en la zona, según informó la oficina de prensa del gobierno de Fujairah en una publicación en redes sociales.
Footage captures the moments after a drone caused a fire at an oil facility in Fujairah.
The UAE says Iran fired 15 missiles and four drones on Monday, while Iranian state media is indicating Iran wasn’t behind the attack. pic.twitter.com/G7SimR4JCS
Los Emiratos Árabes Unidos condenaron enérgicamente lo que describieron como una renovada “agresión iraní con misiles y drones” contra el país, según un comunicado del Ministerio de Relaciones Exteriores.
El Ministerio de Defensa de EAU informó que se detectaron cuatro misiles provenientes de Irán dirigidos hacia el país, de los cuales tres fueron interceptados con éxito sobre aguas territoriales de los EAU y el tercero cayó al mar.
Además, confirmó que los sonidos escuchados en diversas zonas del país fueron resultado de la interceptación exitosa de las amenazas aéreas.
La Autoridad Nacional de Gestión de Crisis y Desastres de los EAU indicó que las defensas aéreas están respondiendo a una amenaza de misiles e instó a los residentes a permanecer en lugares seguros y a seguir las actualizaciones oficiales.
El Ministerio de Educación de los Emiratos Árabes Unidos declaró en un comunicado que las escuelas y guarderías funcionarían de forma remota desde el martes hasta el viernes “por preocupación por la seguridad de los estudiantes y de todos los que trabajan en el sector educativo”.
El portavoz del Ministerio de Relaciones Exteriores de Irán, Esmaeil Baghaei, acusó el lunes a EAU de “apoyo y cooperación con los agresores contra Irán”.
Baghaei declaró en una conferencia de prensa semanal que el comportamiento de los EAU “ha generado muchos problemas” no solo para Irán, sino también para la seguridad de la región y la solidaridad entre los países de la zona.
Irán espera que “todos los países de la región hayan aprendido las lecciones necesarias de los acontecimientos ocurridos durante estos 50 días”, dijo.
Asimismo, al ser preguntado sobre la postura de Irán respecto a la retirada de los EAU de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Baghaei afirmó que la medida no es “constructiva”, calificándola de reacción “negativa o vengativa” contra la región y los Estados miembros de la OPEP.
TotalEnergies inauguró un proyecto híbrido con energía eólica y baterías cercano a sus plantas de tratamiento de gas natural en Tierra del Fuego.
RÍO GRANDE (enviado especial). Un proyecto único liderado por TotalEnergies vuelve a ratificar el compromiso histórico de la empresa francesa con el desarrollo del negocio energético en Tierra del Fuego. La segunda operadora de gas natural en el país puso en marcha la producción del parque eólicomás austral del mundo. Se trata de una solución híbrida pionera para el sector que brindará energía limpia a las operaciones offshore para producir gas natural, las más importantes en el país por fuera de Vaca Muerta.
TotalEnergies junto a sus socios Harbour Energy (ex Wintershall DEA) y Pan American Energy inauguraron este martes un proyecto híbrido de energía eólica con baterías que logrará reducir las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para el funcionamiento de sus instalaciones de tratamiento del gas en más de un 55 por ciento.
El director general de TotalEnergies en la Argentina, Sergio Mengoni, destacó en el evento de inauguración que el proyecto es pionero para el sector de hidrocarburos en el país y a nivel internacional. “Es el único sistema en el mundo de este tipo para una planta de Oil & Gas que no esta conectada a la red”, explicó Mengoni consultado por EconoJournal.
La petrolera internacional integra con Harbour Energy y PAE el consorcio que tiene la concesión sobre Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1). Las operaciones están a cargo de su filial Total Austral, que incluyen principalmente la producción hidrocarburífera en las plataformas marítimas y luego su tratamiento onshore en las plantas en Río Cullen y Cañadón Alfa.
El consorcio en 2024 puso a plena producción el proyecto Fénix, un nuevo campo dentro de CMA-1 que esta generando hasta 10 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm3/d). El desarrollo de Fénix requirió de una inversión de más US$ 700 millones.
Parque eólico con baterías en Tierra del Fuego
El proyecto híbrido permitirá reducir el consumo de gas natural en los compresores empleados en las plantas que separan y tratan el gas natural, el petróleo crudo y los líquidos provenientes desde las plataformas marítimas. Solo en gas la planta en Río Cullen tiene una capacidad nominal para tratar hasta 23 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), lo que supone cerca de 20% del suministro nacional de gas.
TotalEnergies estima que el proyecto generará un ahorro de 22 millones de metros cúbicos de gas por año, que ahora podrá volcar al gasoducto San Martín. Se estima que la inversión en el proyecto ascendió a unos US$ 60 millones.
El parque eólico cuenta con dos aerogeneradores de la firma Goldwind, con una potencia instalada de 9 MW de generación eléctrica. Las unidades están ubicadas aledañas a la planta de tratamiento en Río Cullen, en una zona que se caracteriza por su gran potencial eólico.
El country chair de TotalEnergies en Argentina,Sergio Mengoni, junto al gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, en la inauguración del parque eólico.
El sistema se completa con baterías de la firma Saft, una subsidiaria de TotalEnergies, y un tendido eléctrico de 27 km para llevar energía también hasta la planta en Cañadón Alfa.
La construcción del proyecto llevó poco más de un año y contó con la participación de Siemens y Schneider Electric en la provisión de sistemas eléctricos. En la integración y construcción del proyecto intervino la constructora Dreicon.
La ejecución fue desafiante en cuanto a la logística y la naturaleza de algunas tareas. «En el pico de obra empleamos a 156 trabajadores, casi todos de Río Grande, para cavar 1500 metros cúbicos de zanja a mano, no podíamos hacerlo con máquinas porque había riesgos. Al principio tuvimos lesionados, pero contratamos a un entrenador y durante los cuatro meses de obra no tuvimos más lesionados», contó el CEO de Dreicon, Alejandro Bellorini.
Para TotalEnergies el proyecto expresa uno de sus pilares en su estrategia global, que es generar más energía y con menos emisiones. También es un ejemplo de la cultura de seguridad laboral que la compañía demanda en sus proyectos y operaciones.
Justamente, TotalEnergies el lunes celebró el día internacional de la seguridad, una jornada que realiza todos los años en sus operaciones en todo el mundo para capacitar y concientizar sobre la seguridad laboral. Mengoni participó de las actividades que se realizaron al respecto en la planta en Río Cullen.
TotalEnergies evalúa proyectos en Tierra del Fuego y Vaca Muerta
Inaugurado en las costas de Tierra del Fuego en 2024, Fénix es el desarrollo de gas offshore más reciente del país.
La empresa en este momento esta evaluando proyectos tanto en la cuenca neuquina como en Tierra del Fuego. Mengoni puntualizó que Vaca Muerta corre con cierta ventaja para anuncios de inversión y que se analizan proyectos de petróleo para calificar al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
«Un proyecto no convencional es mucho más rápido cuando ya tenés las instalaciones. Un proyecto en el offshore te lleva más tiempo y una inversión más grande», dijo el líder de TotalEnergies en la Argentina.
«Estamos equilibrados, tanto en Vaca Muerta, donde tenemos gas y ahora estamos viendo proyectos de petróleo a través del RIGI, y aquí en Tierra del Fuego tenemos un muy buen complemento para nuestro portafolio global», añadió durante una ronda con periodistas.
Aguada Pichana Este es el principal activo de gas que la empresa opera en Vaca Muerta, con una producción de 9,5 MMm3/d. En esta área tiene como socios a YPF, PAE y Harbour Energy.
En lo que respecta a Tierra del Fuego, TotalEnergies al día de hoy produce en los yacimientos Hidra, Kaus, Ara-Cañadón Alfa, Carina, Aries, Vega Pléyade y Fénix. La mayoría de estos son campos maduros.
El gobierno nacional modificó este año el régimen de cobro de retenciones a las exportaciones de petróleo convencional. Consultado por EconoJournal, Mengoni destacó esa iniciativa y consideró que la producción offshore también necesita de incentivos.
«En el offshore convencional hay que seguir bajando las cargas porque el valor agregado que viene de toda producción adicional es mucho más importante que la mejora fiscal», dijo.
Además de los negocios en hidrocarburos, la empresa también ha invertido y explora opciones en generación con renovables. TotalEnergies tiene una portfolio de 300 MW de renovables en el país y con dos flamantes parques solares en Chaco que entrarán en operación en junio.
El Gobierno nacional confirmó un nuevo aumento en los cuadros tarifarios de luz para mayo, con una suba del 4,10% para Edenor y 3,91% para Edesur, y fijó el porcentaje de subsidio adicional para los hogares vulnerables.
El incremento en el Costo Propio de Distribución (CPD) que las empresas trasladarán a los usuarios en el quinto mes del 2026 se formalizó mediante las Resoluciones 243 y 244/2026, publicadas este lunes en el Boletín Oficial.
La actualización del esquema tarifario para las distribuidoras que prestan servicio en el Área Metropolitana de Buenos Aires (Amba) fue aprobada por la Secretaría de Energía y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) en el marco de la emergencia energética y el plan de corrección de precios relativos.
En las normativas, se explicó que el ajuste surge de la aplicación mensual de la fórmula de indexación y del Factor de Estímulo a la Eficiencia (Factor E), que reconoce las inversiones en obras de las empresas y les permite trasladar el costo a los usuarios.
En cuanto al ajuste por inflación, se detalló que “el objetivo del mecanismo de actualización establecido es que el valor de la remuneración que percibe la distribuidora se mantenga durante todo el período tarifario de cinco años en términos reales”.
Para calcular la indexación mensual, se toman las variaciones del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC), publicados por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), que en marzo ambos fueron del 3,38%.
La fórmula de ajuste pondera en un 67 % el IPIM y en un 33 % el IPC, resultando así un aumento del 3,38 % en el CPD de la distribuidora antes de la actualización completa. Al incorporar el costo total, en mayo el CPD de Edenor sube 3,82% respecto a abril y el de Edesur trepa 3,75% en relación al valor del mes previo.
El aumento se completa con la incidencia del Factor E, a partir de que el ENRE reconoció que las compañías eléctricas superaron el 100% de sus metas físicas de inversión en alta, media y baja tensión durante el último año.
Por haber invertido más de lo previsto, el organismo regulador le permitió un ajuste adicional del 0,27% a Edenor y del 0,15% a Edesur. De esta manera, el aumento final para la empresa distribuidora del norte alcanza el 4,10% y para la del sur llega al 3,91%.
El esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), se mantiene en 300 kWh mensuales para los meses de frío (mayo a agosto). Todo consumo que exceda ese límite se pagará a tarifa plena.
En este caso, se fijó el subsidio adicional en un 10,67% sobre el consumo base. Esta bonificación es “extraordinaria” y se suma a la general, buscando que la reestructuración de subsidios sea gradual para los sectores más vulnerables.
El Gobierno envió al Congreso un proyecto de ley que propone derogar los regímenes de promoción que acompañaron el desarrollo de Vaca Muerta durante la última década.
La iniciativa busca unificar incentivos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y eliminar instrumentos sectoriales paralelos.
El texto propone derogar el Decreto 929/2013, los artículos 19 a 22 de la Ley 27.007 y el Decreto 277/2022. Los beneficios continúan vigentes hasta que el Congreso trate la iniciativa. El Decreto 929/2013 habilitó la llegada de inversiones superiores a los mil millones de dólares mediante la libre disponibilidad del 20% exportable sin retenciones. La Ley 27.007 redujo umbrales de inversión y extendió el esquema a proyectos de menor escala. El Decreto 277/2022 incorporó acceso a divisas para producción incremental en un contexto de restricciones cambiarias.
El proyecto sostiene que estos regímenes fueron adecuados en su momento, pero que hoy generan beneficios que el Estado no puede sostener. El Ejecutivo argumenta que el RIGI ofrece un marco de estabilidad suficiente para inversiones de gran escala. El texto preserva un punto central: los beneficiarios actuales del Decreto 929/2013 mantienen la libre disponibilidad del 20% exportable sin retenciones, lo que evita conflictos contractuales.
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La iniciativa también propone revertir parcialmente la ampliación de subsidios de zona fría aprobada en 2021 y establece un mecanismo de compensación de deudas cruzadas entre Edenor, Edesur y el Estado nacional. Además, extiende beneficios del régimen de energías renovables, que garantiza estabilidad fiscal por veinte años.
Las provincias productoras mantienen intactas sus competencias sobre permisos, servidumbres y autorizaciones. El proyecto no altera la distribución de potestades, aunque sí reordena los incentivos fiscales bajo un esquema concentrado en el RIGI.
El impacto final dependerá del tratamiento legislativo. Mientras tanto, todos los regímenes actuales continúan vigentes y los proyectos en marcha mantienen sus condiciones.
La minería argentina registró el mejor inicio de año de su historia en exportaciones, con un crecimiento interanual cercano al 80% según datos oficiales.
El desempeño se explica por operaciones en producción en Santa Cruz, San Juan, Jujuy, Salta y Catamarca, con el oro y el litio como ejes del incremento. El litio consolidó su posición como segundo complejo exportador minero.
El salto hacia niveles cercanos a los USD 42.000 millones anuales continúa condicionado por la puesta en marcha de proyectos de cobre de gran escala que aún se encuentran en etapas de factibilidad o prefactibilidad. La cartera oficial identifica inversiones potenciales en San Juan, Salta y Catamarca, pero su ejecución depende de definiciones regulatorias y de estabilidad fiscal.
La Ley de Inversiones Mineras sigue siendo la base del régimen sectorial, mientras que los proyectos de cobre y algunos desarrollos de litio incorporan expectativas vinculadas al RIGI, que ofrece estabilidad fiscal, acceso a divisas y amortización acelerada. Fondos y compañías globales condicionan decisiones de inversión a la vigencia efectiva de estos instrumentos.
Las provincias mantienen competencias centrales: permisos ambientales, autorizaciones hídricas, audiencias públicas y acuerdos sobre regalías e infraestructura. La conflictividad social y la percepción de riesgo pueden modificar cronogramas y costos.
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La infraestructura es un factor crítico para los proyectos de cobre: energía firme, rutas aptas para tránsito pesado, plantas de procesamiento y capacidad portuaria. Sin estas condiciones, las proyecciones de exportación no se materializan. Organismos multilaterales incorporan estos elementos en sus evaluaciones de viabilidad.
El contraste entre el récord actual y el potencial proyectado muestra que la etapa siguiente dependerá de la secuencia con la que se definan las condiciones regulatorias, fiscales y logísticas que acompañan a los proyectos de gran escala. La cartera cuenta con recursos, demanda y empresas con planes avanzados; el punto central es la coordinación que permita transformar ese inventario en producción efectiva en los próximos años.
Argentina abrió su participación en la Offshore Technology Conference (OTC) 2026 —que se desarrolla del 4 al 7 de mayo en Houston— con el pabellón más grande que haya presentado en la feria y con una agenda que combina diplomacia económica, posicionamiento energético y búsqueda de proveedores para la etapa exportadora de Vaca Muerta.
La delegación reúne a YPF, ProArgentina, provincias productoras y más de cuarenta empresas de servicios, ingeniería, metalmecánica y tecnología.
En su intervención ante ejecutivos de la industria global, Horacio Marín planteó que la expansión de Vaca Muerta requiere mayor competencia en servicios, reducción de costos y aceleración de la infraestructura de transporte. El mensaje se inscribe en la estrategia corporativa de YPF y en la hoja de ruta que el Gobierno busca instalar en foros internacionales para atraer tecnología, financiamiento y capacidad operativa.
El pabellón argentino, coordinado por ProArgentina, funciona como plataforma para proveedores locales que buscan integrarse a cadenas globales de perforación, logística, ingeniería y servicios offshore. La presencia de compañías de distintos segmentos apunta a mostrar capacidad industrial más allá del shale neuquino y a posicionar al país como jurisdicción energética emergente en un mercado altamente competitivo.
La agenda de reuniones bilaterales estuvo centrada en tres ejes: la evolución del proyecto Vaca Muerta Oil Sur, la ingeniería asociada a la futura planta de LNG y la ampliación del sistema de transporte de gas. Las empresas internacionales consultaron por plazos, marcos regulatorios y condiciones de acceso a divisas, mientras que las compañías locales avanzaron en acuerdos de representación, transferencia tecnológica y financiamiento.
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Cancillería utilizó la feria para reforzar la estrategia de promoción comercial y para articular la presencia de provincias productoras en un espacio donde se definen tendencias tecnológicas y financieras del sector. La participación conjunta de organismos públicos y empresas privadas apunta a construir una narrativa país en un foro donde la competencia por capital y tecnología es cada vez más intensa.
OTC 2026 muestra que los países con tradición offshore están desplegando paquetes de incentivos, estabilidad fiscal y programas de contenido local para atraer inversiones. En ese contexto, Argentina busca diferenciarse con recursos, escala potencial y proyectos de infraestructura en marcha, aunque con desafíos pendientes en materia de costos, logística y previsibilidad normativa.
La presencia de este año marca un salto respecto de ediciones anteriores. El tamaño del pabellón, la coordinación institucional y la diversidad de empresas reflejan un intento de consolidar una estrategia sostenida en el tiempo. La continuidad de esta agenda dependerá de la capacidad de transformar la visibilidad lograda en Houston en contratos, financiamiento y desarrollo industrial que acompañen la expansión de Vaca Muerta y los proyectos de exportación.
BigSur Energy nació de una conversación entre dos mundos que rara vez se cruzan:
El de un abogado petrolero acostumbrado a resolver problemas operativos en yacimientos y el de un emprendedor tecnológico que buscaba una salida al consumo energético de la minería de datos. Bernardo Cabral y Ariel Perelman se conocieron por un amigo en común y, a partir de una consulta puntual sobre gas, terminaron diseñando un modelo que hoy opera en Texas y que empieza a evaluarse para Vaca Muerta.
Cabral venía de años de trabajo en operaciones de Oil & Gas y conocía de primera mano la lógica de los pozos donde aparece gas que no puede ser evacuado. Perelman, formado en tecnología desde adolescente, buscaba una forma de alimentar centros de datos sin depender de redes saturadas. La conversación derivó en una idea simple y a la vez difícil de ejecutar: llevar los data centers al pozo y usar el gas asociado como fuente de energía.
El modelo se consolidó cuando sumaron a Carlos Braun como inversor. La decisión de instalarse en Texas respondió a razones prácticas: seguridad jurídica, proveedores disponibles, logística aceitada y un ecosistema donde las petroleras —grandes, medianas y pequeñas— están acostumbradas a probar soluciones nuevas. BigSur montó su primer piloto a fines de 2024 y hoy opera catorce puntos en el Estado, con capacidad equivalente a más de 200 MW en gas.
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La empresa instala equipos de generación eléctrica en el yacimiento y, junto a ellos, centros de datos con conectividad satelital. El gas que no puede ser transportado se convierte en energía para procesamiento digital. Para las operadoras, el beneficio es doble: se reduce el venteo y se reactiva producción en pozos que, de otro modo, quedarían inactivos. Para BigSur, el negocio está en la infraestructura tecnológica y en la capacidad de transformar un recurso residual en un servicio de alto valor.
La experiencia en Texas abrió una segunda etapa: evaluar proyectos en la Argentina. La producción de crudo en Vaca Muerta genera volúmenes de gas que, en determinados pozos, enfrentan restricciones ambientales o limitaciones de transporte. La empresa trabaja en dos o tres iniciativas locales que replican el esquema texano, aunque su avance depende de permisos ambientales, acuerdos con operadoras y definiciones regulatorias sobre generación in situ.
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El equipo sostiene que la similitud entre Texas y Neuquén no es conceptual sino operativa: pozos horizontales con alta productividad, gas asociado que no siempre encuentra salida y presión sobre la infraestructura de transporte. La diferencia está en la regulación. Mientras que en Texas el despliegue es rápido, en la Argentina el proceso requiere coordinación entre Nación, provincias y organismos ambientales.
BigSur Energy se mueve en un segmento que crece a nivel global: la integración entre energía y datos en zonas de producción. La tendencia responde a una necesidad concreta de la industria —reducir desperdicios y sumar capacidad de procesamiento— y a un contexto donde la demanda de infraestructura digital se expande más rápido que la oferta. La experiencia texana funciona como referencia para evaluar su aplicación en Vaca Muerta en un momento en que la cuenca enfrenta desafíos de saturación y busca soluciones que permitan sostener el ritmo de producción.
JPMorgan actualizó su precio objetivo para las acciones de YPF en Nueva York de US$54 a US$61,5 para los próximos doce meses.
El banco sostiene que, aun con la suba acumulada del 22% en lo que va del año, la compañía mantiene margen de apreciación en un escenario de petróleo firme y una estructura operativa que continúa expandiendo producción en Vaca Muerta. El ADR cerró el lunes en US$44,22, mientras que el S&P Merval en dólares retrocede 7,7% en el mismo período.
El análisis incorpora un supuesto de Brent promedio de US$85 por barril en 2026 y US$75 en 2027. Para JPMorgan, la valuación también recoge factores locales: la expectativa de normalización cambiaria, la continuidad del proceso de desregulación y el avance del proyecto de GNL flotante. El banco estima un Ebitda trimestral cercano a US$1.500 millones, en línea con proyecciones de UBS BB y AdCap, que anticipan un desempeño sólido en producción, refinación y comercialización.
El informe destaca que la mejora operativa de YPF se apoya en tres vectores: mayor eficiencia en shale, recuperación del margen de refinación y un mix de precios que refleja la convergencia gradual hacia referencias internacionales. Sin embargo, los analistas advierten que la transmisión de precios internos continúa condicionada por la política de estabilización aplicada en el primer trimestre, cuyo plazo vence a mediados de mayo. La definición del esquema posterior será determinante para los márgenes del segundo semestre.
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JPMorgan identifica riesgos que podrían afectar la trayectoria del papel: divergencias entre precios locales e internacionales, un crecimiento menor al previsto en exportaciones y un deterioro del contexto macroeconómico que modifique la tasa de descuento. El banco también subraya que la infraestructura de evacuación sigue siendo el principal límite para el ritmo de expansión de la producción. Los proyectos en ejecución —oleoductos, ampliaciones de capacidad y obras asociadas al gas— son críticos para sostener el sendero de crecimiento y evitar cuellos de botella que afecten la generación de caja.
El mercado seguirá de cerca los resultados del primer trimestre y la hoja de ruta que presente la compañía para el resto del año. La combinación de precios internacionales altos, mayor eficiencia operativa y un portafolio con foco en shale mantiene a YPF en el centro del interés de los inversores, aunque la materialización del potencial dependerá de la velocidad de las obras de infraestructura y de la evolución del marco regulatorio.
El gobernador del Chubut, Ignacio Torres se reunió con autoridades de Pan American Energy e indicó que la compañía confirmó la incorporación de nuevos equipos de pulling y un perforador, que se sumarán a inversiones de otras operadoras, con el objetivo de recuperar los niveles de actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.
Del encuentro participaron también el secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; el ministro de Hidrocarburos de la provincia, Federico Ponce; y, por parte de PAE el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; y el vicepresidente de Operaciones Golfo San Jorge, Tomás Catzman.
El mandatario provincial destacó la necesidad de sostener y ampliar el nivel de inversiones, en un escenario internacional marcado por un barril de petróleo cuyo precio se mantiene por encima de los 100 dólares. “En un contexto internacional extraordinario, donde los niveles de rentabilidad son tan altos, es necesario que las operadoras reinviertan esos ingresos extraordinarios de manera proporcional en la región”, señaló.
Inversiones y recuperación de la actividad
Tras el encuentro, Torres confirmó que PAE incorporará durante mayo dos equipos de pulling y que en junio sumará un nuevo equipo perforador para el desarrollo de pozos en Cerro Dragón.
Estas inversiones se complementan con la reactivación de equipos por parte de otras operadoras, como Crown Point y PECOM, lo que permitirá elevar, hacia fines del 2026, a nueve la cantidad de perforadores activos en la provincia, describió un comunicado del gobierno provincial.
“Esto nos va a permitir cerrar el año con niveles de actividad y con una cantidad de pozos perforados que no se registraban desde 2019”, sostuvo el mandatario.
Asimismo, remarcó que “en un contexto desafiante como el actual, es fundamental generar condiciones para que haya más inversión, más producción y más empleo en uno de los sectores clave de la economía provincial”.
El gobernador también puso en valor una serie de decisiones adoptadas por la Provincia para fortalecer la actividad hidrocarburífera y generar condiciones de mayor competitividad en la Cuenca.
Entre ellas, destacó la implementación de esquemas de baja de regalías, orientados a incentivar nuevas inversiones; la eliminación de aranceles a los polímeros, insumo clave para la recuperación terciaria de los yacimientos; y el acompañamiento a la eliminación del denominado “Barril Criollo”.
El comunicado destacó que “desde la compañía confirmaron que la incorporación de nuevos equipos permitirá sostener la producción en los pozos activos y avanzar en nuevos desarrollos”.
Con estas incorporaciones, Pan American Energy contará en la región con 5 equipos perforadores, 7 de workover y 17 de pulling operativos, consolidando su presencia en la Cuenca del Golfo San Jorge, se detalló.
Los ministros de Energía de América Latina y el Caribe coordinan acciones ante uno de los choques externos más severos de las últimas décadas. Coincidieron en que la crisis actual se enfrentará de mejor manera de forma colectiva y no solamente con reacciones y medidas nacionales, señaló la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) en el marco de un Dialogo Ministerial, convocado por la entidad para avanzar colectivamente frente a los efectos de la crisis energética.
Un escenario global de alta fragilidad
La urgencia se ve subrayada por el panorama global expuesto por Keisuke Sadamori, director de mercados energéticos de la Agencia Internacional de Energía (AIE). Según Sadamori, el conflicto (derivado de los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán y la réplica de éste país) ha provocado daños significativos en más de 80 instalaciones estratégicas, incluyendo refinerías y plantas de gas natural licuado (GNL).
“Las pérdidas acumuladas de suministro de petróleo superaron los 300 millones de barriles en marzo y podrían alcanzar los 400 millones en abril”, advirtió el directivo de la AIE, señalando la volatilidad de los precios en ciertos centros de distribución. Este déficit global ejerce una presión directa sobre las economías latinoamericanas y caribeñas, que ya enfrentan alzas de hasta el 64 % en el precio del diésel, se destacó.
No solo esfuerzos aislados en la región
Frente a este diagnóstico, los representantes de los países de la región manifestaron una coincidencia en que una respuesta regional debiera contemplar tres pilares estratégicos:
Unidad ante la emergencia: Disposición para trabajar de manera conjunta y coordinada para profundizar la integración energética regional.
Hoja de ruta planificada: Política energética regional que disponga y facilite las respuestas frente a la crisis.
Transición energética: Los ministros resaltaron que la transición no es solo un objetivo ambiental, sino una herramienta de soberanía para disminuir la dependencia de combustibles importados.
Resiliencia y liderazgo renovable
A pesar del complejo entorno, el diálogo resaltó las ventajas competitivas de la región. Actualmente el 70 % de la generación eléctrica de América Latina y el Caribe proviene de fuentes renovables, la proporción más alta del mundo.
Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLACDE, indicó que “desde el inicio del conflicto bélico el precio del petróleo ha aumentado casi un 50 % con un impacto en el precio de las gasolinas y diésel que se ha incrementado, en promedio, en un 15 % y 21 % respectivamente, generando fuertes presiones inflacionarias y mayor gasto fiscal como respuesta a este shock económico”.
Rebolledo señaló que “queda en evidencia que existe una disposición para trabajar coordinadamente en colaboración y avanzar en esa perspectiva como región frente a una de las crisis energéticas más grandes del último tiempo”. Enfatizó que “la situación actual exige acelerar la integración para robustecer la seguridad energética”.
América Latina y el Caribe debe evolucionar desde las respuestas reactivas hacia una arquitectura energética más sostenible, consolidándose como un bloque estratégico en medio de la mayor incertidumbre geopolítica energética que hoy vive el mundo, señaló la OLACDE.
Versión inglés: https://www.olade.org/en/noticias/olacde-seeks-regional-energy-bloc-to-shield-latin-america-from-global-shocks/
Eduardo Elsztain afirmó que el proyecto Casposo demando un trabajo de más de diez años para su rectivación
La compañía Austral Gold comunicó este martes la reapertura de la mina Casposo, ubicada en el departamento de Calingasta, provincia de San Juan, retomando la producción del relevante proyecto minero de la región. Adquirida en 2016, la mina vuelve a operar luego de un período de cuidado y mantenimiento, tras una inversión superior a US$15 millones destinada a exploración y reacondicionamiento de planta.
El anuncio tuvo lugar durante un acto en el que participaron el gobernador Marcelo Orrego, el Secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, Eduardo Elsztain, presidente de la compañía, Stabro Kasaneva, CEO, y Rubén Femenía, gerente de Casposo. La mina cuenta con una vida útil estimada de entre 6 y 7 años y una producción proyectada cercana a las 120.000 onzas de oro equivalente.
El modelo operativo de Casposo combina producción propia con el procesamiento de mineral de terceros, convirtiéndose en un hub regional. La compañía mantiene presencia en San Juan con una estrategia de inversión de largo plazo en articulación con actores locales.
En tanto, para 2026, Austral Gold proyecta exportaciones por aproximadamente US$60 millones, consolidando su aporte a la generación de divisas. Actualmente, la operación genera más de 300 empleos entre directos e indirectos, con un 99% de trabajadores sanjuaninos, y un impacto en la economía del departamento de Calingasta y sus proveedores locales.
Orrego dijo que “la minería tiene que ver con mejorar la vida de la comunidad. Argentina es un país rico en recursos humanos y minerales, pero la ganancia de un gobierno es que haya más empleo, más valor agregado, que la gente elija vivir acá«.
La visión a largo plazo como eje de la reapertura de Casposo
“Este es un proyecto en el que trabajamos durante más de diez años. Haber llegado hasta acá demuestra que la visión de largo plazo vale la pena”, señaló Elsztain, presidente de la compañía. “Además del impacto local, este proyecto va a generar exportaciones por alrededor de US$60 millones de solo en 2026, contribuyendo al desarrollo productivo del país”, agregó.
Femenía destacó que «la reapertura de Casposo es el resultado de años de trabajo, aprendizaje y compromiso de todo el equipo. Hoy no solo volvemos a producir, sino que lo hacemos con una visión clara: consolidar a Casposo como un centro de procesamiento que permita sostener el empleo y el desarrollo en la región.”
“La minería moderna exige cada vez más responsabilidad -agregó el directivo-. Este proyecto refleja ese enfoque, con estándares ambientales, de seguridad y de trabajo con la comunidad que son centrales para nuestra forma de operar”.
La reactivación de Casposo se da en un contexto internacional favorable para los metales tanto por el alza sostenida de precios como por la demanda global de minerales que son clave para el proceso de electrificación de distintas actividades como parte de la transición energética.
El proyecto propone restringir el Régimen de Zona Fría a la versión original, que incluía a la Patagónica, Malargüe (Mendoza) y la Puna.
El gobierno ingresó este martes en la Cámara de Diputados un proyecto de Ley para acotar el alcance del beneficio del Régimen de Zona Fría, un esquema de subsidios a hogares que viven en regiones de bajas temperaturas. El régimen se desmadró en 2021 a partir de una importante ampliación de los usuarios beneficiados, que pasaron de 800.000 a más de 4 millones por una modificación impulsada por el cristinismo en el Congreso. La operatoria del sistema de Zona Fría requiere hoy de subsidios del Tesoro Nacional por más de US$ 400 millones al año, una cifra que ahora el gobierno apunta a limar con un nuevo intento de acotar el restringir la cobertura del régimen en el Congreso.
En concreto, el proyecto presentado hoy prevé que los beneficios previstos en el régimen de Zona Fría —que prevé que los hogares alcanzadas reciben bonificaciones por entre un 30% y un 50% de sus facturas de gas— se aplique como tal únicamente en las provincias de la Patagonia, el Departamento de Malargüe (Mendoza) y la Puna, que eran las regiones incluidas en la versión original del esquema al momento de su creación en 2002.
El texto aclara, sin embargo, que el resto de los 3,2 millones de usuarios que hoy están alcanzados podrían seguir recibiendo algún tipo de beneficio porque el proyecto habilita al Ejecutivo a incluir “una bonificación adicional” para determinadas subzonas climáticas de las provincias que se incorporaron en 2021.
Además, el proyecto que presentó el Poder Ejecutivo incluye otros temas del sector energético como la eliminación del decreto 929 de 2013, conocido como “decreto Chevron”, que estableció un régimen de promoción a las inversiones hidrocarburíferas en Vaca Muerta. El texto también fija nuevas condiciones para cancelar obligaciones de las transportistas y distribuidoras con Cammesa. Además, propone prorrogar el Régimen de Promoción para las Energías Renovables de la Ley 27.191, que concluyó el 31 de diciembre de 2025, hasta 2045.
Qué dice el proyecto del gobierno
El inciso a) del artículo 1 del primer capítulo del proyecto oficial modifica el apartado 75 la Ley 25.565 de 2002, donde se enumeran las zonas de alcance del subsidios al consumo de gas por zona fría.
En rigor, el texto afirma que el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas (creado por la Ley 25.565 para financiar el esquema) financiará “las compensaciones a percibir por las empresas proveedoras por las ventas de gas natural y gas licuado de petróleo que efectúen a las distribuidoras y subdistribuidoras para los consumos de la Región Patagónica, Departamento de Malargüe (Mendoza) y de la región conocida como Puna, por la aplicación de una bonificación sobre el precio del gas natural y del gas propano indiluido por redes que comercialicen los productores de gas”, señala el texto.
El inciso b) aclara que el fondo fiduciario continuará financiando “una bonificación adicional por Zona Fría a la establecida por el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)” para las subzonas IIIa, IVa, IVb, IVc, IVd, V y VI, de las zonas bio-ambientales que determinó la ley que amplió el régimen en 2021, que incluye a gran parte de la provincia de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis.
Estas zonas se caracterizan por tener climas templados e importantes niveles de actividad económica. El texto no aclara cuál será la bonificación que fijará la Secretaría de Energía para los 3,2 millones de hogares incorporados por la Ley 27.637.
El mismo artículo también incluye dentro del Régimen de Zona Fría la financiación “a la venta de cilindros, garrafas o gas licuado de petróleo, gas propano comercializado a granel y otros, en la Patagónica, Malargüe y la Puna”.
Recargo en las facturas
El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas que solventa el Régimen de Zona Fría continuará siendo financiado por el recargo de 7,5% en las facturas finales aplicado sobre “el precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte, por cada metro cúbico (M³) de 9300 kilocalorías (Kc), que se aplicará a la totalidad de los metros cúbicos que se consuman y/o comercialicen para su consumo, por redes o ductos”. El texto aclara que queda excluido el gas destinados a la exportación o de GNL (para exportación y el importado).
El recargo en las facturas que reciben todos los hogares del país para financiar el esquema de subsidio podrá incrementarse o reducirse hasta un 50%, es decir, el gobierno podrá llevarlo hasta 11,25%. Además, el proyecto propone que el régimen tenga vigencia hasta el 31 de diciembre de 2031.
Ampliación del Régimen de Zona Fría
La ampliación del Régimen de Zona Fría fue impulsada por el kirchnerismo en 2021, durante el gobierno de Alberto Fernández. Al incorporar hasta casi la mitad de los usuarios de gas de todo el país, la ampliación desvirtuó el espíritu original del esquema de subsidios por zonas frías, que tenía la intención de beneficiar el alto consumo de los hogares ubicados en zonas de bajas temperaturas.
El Poder Ejecutivo había intentado a fin de 2025 eliminar la ampliación a través de un apartado incluido en el proyecto de Ley de Presupuesto, pero finalmente fuerechazado por la Cámara de Diputados en diciembre.
El proyecto que presentó el gobierno también propone la eliminación del decreto 929, que fijó un régimen de promoción para Vaca Muerta que permitió a las petroleras exportar libremente el 20% de la producción a partir de inversiones de US$ 250 millones. El decreto 929 fue impulsado por el gobierno de Cristina Fernández en 2013 para impulsar inversiones en el desarrollo no convencional de Chevron en sociedad con YPF.
Además, el proyecto del gobierno incluye una modificación a la ley 24.076 que regula el transporte y la distribución del gas natural. El punto 8 del proyecto sustituye el inciso c) del artículo 38 de la Ley 24.076 por el siguiente: “El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores incluirá los costos de su adquisición. El Ente deberá garantizar el traslado automático a las tarifas de los distribuidores del referido costo de adquisición que resulte de procesos competitivos conforme la reglamentación a dictar por el Poder Ejecutivo Nacional sobre las condiciones de contratación”.
Nicolás Ziperovich, CEO de SAI, advirtió sobre los desafíos que presentan las empresas de servicio en Vaca Muerta.
HOUSTON (enviada especial). “Vaca Muerta era como una Fórmula 1 con autos viejos. Ahora vemos mejoras, pero necesitamos que toda la operación funcione con precisión, rapidez y equipos altamente coordinados”, sostuvo Nicolás Ziperovich, CEO de San Antonio International (SAI), durante su participación en Bilateral Energy Summit, organizado por la Argentina Texas Chamber of Commerce (ATCC)
Ziperovich participó del panel “Desde el campo: Operadoras y empresas de servicios escalando en Vaca Muerta”, junto a Patricio Whitney, Managing Director de SLB, y Javier Iguacel, CEO de Bentia Energy, donde puso en relieve algunas de las tensiones que presenta la expansión de Vaca Muerta.
En efecto, los ejecutivos del sector coincidieron en que el shale argentino entró en una nueva etapa en la que el desafío ya no es solo geológico, sino operativo. En este contexto, afirmaron que, para escalar la producción, Vaca Muerta deberá mejorar la eficiencia en la perforación, la logística y la tecnología.
Uno de los ejes centrales que abordó el panel de expertos fue la necesidad de mejorar la eficiencia operativa. Desde el sector de servicios advirtieron que todavía existen desvíos significativos en la utilización de recursos: “En un equipo de perforación estaba el 20% del personal y eso no es eficiente”, señaló Ziperovich. “Había mucha gente que no sabía qué hacer y lo que necesitamos es lograr consistencia para que la operación sea de clase mundial, como la Fórmula 1”.
El desafío de las empresas de servicios
El CEO de SAI expuso que el crecimiento de la actividad empezó a tensionar la capacidad del ecosistema de servicios y, en este contexto, afirmó también que será necesario facilitar la llegada de nuevos jugadores y fortalecer a los proveedores locales. “Si traés empresas de servicios, hay que ayudarlas a entender los desafíos y encarrilarlas para que trabajen bien”, planteó.
Por otro lado, Ziperovich llamó la atención sobre la disponibilidad de equipos de perforación para Vaca Muerta, en un contexto de alta demanda internacional: “La Cuenca Pérmica está aumentando la actividad y va a ser difícil conseguir equipos para Argentina”, advirtió.
Por su parte, Iguacel coincidió en que es necesario acompañar a las nuevas empresas de servicios y sostuvo que el foco debe estar puesto en la ejecución y los resultados. En ese marco, destacó la importancia de incorporar innovación tecnológica, especialmente en el uso de la sísmica.
“Hay que saber usarla e interpretarla correctamente. Sabemos dónde están las formaciones, pero hay bloques cercanos a volcanes o acuíferos. Existen riesgos y por eso es clave entender la geología. Ese proceso puede llevar entre tres y cuatro años hasta definir dónde perforar y obtener recursos”, explicó.
Datos, tecnología e Inteligencia Artificial
Patricio Whitney, Managing Director de SLB, habló acerca de la importancia de generar datos para la IA y saber protegerlos.
Por su parte, Whitney afirmó que entre los principales retos de las empresas de servicios está mejorar la curva de aprendizaje y generar mayor innovación.“Estos son los desafíos que nos impulsan a mejorar. Estamos evaluando qué necesita Vaca Muerta y buscamos acelerar la curva de aprendizaje, porque de eso se trata”, aseguró.
En este punto, el Managing Director de SLB señaló que es necesario impulsar la innovación para lograr mayor consistencia y predictibilidad en las operaciones.
“Antes de pensar en Inteligencia Artificial, el primer paso es construir bases de datos confiables”, añadió. También advirtió que la ciberseguridad debe formar parte de la agenda del sector: “Si no protegés los datos, no podés coordinar bien la operación”, concluyó.
En línea con su estrategia de sustentabilidad y fortalecimiento de la cadena de valor, MetroGAS llevó adelante una jornada sobre negocios inclusivos de la que participaron más de 10 empresas de distintos rubros, con el objetivo de promover vínculos comerciales con unidades productivas del tercer sector.
Junto al Ministerio de Desarrollo Humano y Hábitat del Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires y la organización CODE, la mayor distribuidora de gas natural del país fue sede de la “Jornada de cadenas de valor sostenible”, y del encuentro participaron representantes de Coca Cola, Renault, Grupo Arcor, Pampa Energía, Holcim, AySA y TGS, entre otras compañías.
La apertura estuvo a cargo de Pablo Ordoñez, socio fundador de CODE, y de Fernanda Reyes, subsecretaria de Desarrollo del Potencial Humano de GCBA, quien destacó la importancia de reunir en un mismo espacio al sector público, el sector privado y a las cooperativas que necesitan visibilizar su trabajo.
La jornada vinculó a los representantes en Sustentabilidad y Compras de las empresas participantes con referentes de unidades productivas con el objetivo de generar oportunidades comerciales con impacto social. Durante el encuentro, organizaciones y cooperativas presentaron sus productos y servicios, con foco en su potencial de integración en cadenas de valor.
En ese marco, MetroGAS compartió el caso desarrollado en 2025 junto con la Fundación Multipolar, una organización que genera oportunidades laborales para personas sin techo y que adaptó sus procesos para producir vallas y cajones de madera destinados a obras en vía pública de la compañía.
La experiencia permitió visibilizar los resultados tanto para MetroGAS como para la fundación, así como el modelo implementado para consolidar este tipo de vínculos. El proceso incluyó desafíos vinculados al financiamiento, las capacidades productivas y aspectos administrativos, lo que requirió ajustes en los procedimientos internos y un acompañamiento sostenido.
El gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de MetroGAS, Hernán Chiesa, señaló que “El desarrollo de proveedores inclusivos exige una mirada de largo plazo. No se trata sólo de incorporar un actor a la cadena de valor, sino de generar condiciones para que pueda crecer y sostenerse en el tiempo. Eso implica también revisar nuestros propios procesos, en los que estuvieron involucradas distintas áreas de la compañía”.
Durante la jornada, la imprenta Rolta -integrante de la cooperativa de trabajo 3 de Agosto- presentó los productos que desarrolla junto a distintas empresas del sector privado. También participaron San Cayetano, unidad productiva del sector textil, y Herrería Atuel, una cooperativa que impulsa la reinserción laboral de personas que estuvieron privadas de su libertad a través de proyectos en el rubro metalúrgico.
Todas las unidades productivas que participaron forman parte de la Red de Valor Buenos Aires, un espacio que articula empresas y proveedores de impacto social, y busca facilitar su vinculación y escalabilidad.
Este tipo de encuentros fortalece la articulación entre el sector privado, el sector público y las cooperativas, con el objetivo de contribuir al desarrollo de las economías locales. Desde MetroGAS destacaron que el valor de estas iniciativas radica en su construcción colectiva y en su potencial de crecimiento a medida que más actores se suman.
Acerca de MetroGAS
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano.
Abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los siguientes partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
Se trata de una inversión de u$s30 millones que incorpora tecnología de última generación orientada a mejorar la experiencia de consumidores, emprendedores y empresas.
Andreani, la plataforma dedicada a las soluciones logísticas, presentó una transformación tecnológica con la automatización integral e inteligente de su planta de Pacheco. Se trata de una inversión de US$30 millones que incorpora tecnología de última generación orientada a mejorar la experiencia de consumidores, emprendedores y empresas en todo el país.
El desarrollo incluye inteligencia artificial, sistemas avanzados de clasificación y procesos de presorting que permiten tener una mayor eficiencia en la gestión del flujo logístico y alcanzar una capacidad de procesamiento de hasta 26.000 paquetes por hora, indicaron desde la empresa.
Planta de Pacheco
El hub Pacheco, con una superficie total de 70.000 m², representa un salto significativo en capacidad y eficiencia operativa, ya que permite procesar hasta 520.000 envíos diarios, optimizando de manera sustancial los tiempos de clasificación y despacho, según destacaron.
Junto a la Central Inteligente de Transferencias (Tigre), con una capacidad de procesamiento de 8.000 paquetes por hora, y las automatizaciones implementadas en las plantas del AMBA y Córdoba, Andreani alcanza una capacidad total de procesamiento de hasta 928.000 productos por día en su red operativa.
El desarrollo incluye inteligencia artificial, sistemas avanzados de clasificación y procesos de presorting que permiten tener una mayor eficiencia en la gestión del flujo logístico
Incorporación de inteligencia logística
“En Andreani tenemos una decisión empresaria muy clara: sostener un modelo de inversión y desarrollo de capacidades con foco en nuestros clientes y con una mirada de largo plazo. Esta inversión incrementó de manera sustancial nuestra capacidad de procesamiento y prepara a la compañía para absorber mayores volúmenes”, destaca Oscar Andreani.
En términos de capacidad, la automatización instalada permite absorber picos de demanda, escalar las operaciones y garantizar eficiencia, velocidad y confiabilidad en la recepción y despacho de mercadería. Esta combinación de volumen, diversidad y capacidad operativa posiciona a la planta como un socio logístico preparado para acompañar distintas industrias clave de la economía local como indumentaria; alimentos y bebidas; salud y farmacéutica; tecnología; retail; e‑commerce; industria; energía y automotriz, entre otras. “La logística es un sector ultra competitivo, por eso la adopción de tecnología, automatización y hoy de inteligencia artificial no son una opción, sino una condición indispensable para ser competitivos”, destaca Carlos Cirimelo, CEO de Andreani.
Automatización
“En un contexto en donde la automatización ya es estándar; lo que aporta un valor agregado a nuestras operaciones es la inteligencia aplicada. La ventaja competitiva ya no está en automatizar, sino en hacer que la tecnología piense la operación”, explica Cirimelo.
El sistema del Hub Pacheco analiza datos operativos, anticipa necesidades y actúa según las prioridades del negocio, lo que permite reducir errores, mejorar la eficiencia y sostener la coherencia operativa en momentos críticos. En rigor, a través de un sistema de clasificación inteligente que analiza variables como tamaño, peso y destino, se minimizan los desvíos y las demoras asociadas. Esta evolución tecnológica también impacta directamente en el crecimiento de los comercios online. Al contar con una logística más eficiente y escalable, empresas, PyMEs y emprendedores pueden ampliar su oferta, gestionar picos de demanda —como Hot Sale o CyberMonday— y mejorar sus condiciones de venta.
Análisis de datos
A través del análisis de datos operativos y la toma de decisiones en tiempo real, la plataforma permite sostener la estabilidad del sistema incluso en momentos críticos. La planta de Pacheco cuenta además con un centro de almacenamiento dedicado al servicio de Fulfillment, una solución pensada para acompañar a pymes y emprendedores en todo su proceso de venta. Integrado con los servicios de Paquetería ecommerce y Llega Hoy, permite llegar rápidamente a compradores de todo el país.
Los productos se reciben y controlan en el warehouse de la planta, quedan disponibles para la venta y el cliente puede monitorear su stock online y en tiempo real. Una vez concretada la operación, Andreani se encarga del picking, el embalaje y la distribución a cualquier punto del país.
«Con esta inversión, la compañía reafirma su apuesta por la innovación, la tecnología y el desarrollo de soluciones logísticas que acompañen el crecimiento del país y generen un impacto positivo en toda la cadena de valor», concluyeron desde la firma.
Neuquén activó la Ronda 1/2026 para adjudicar quince áreas hidrocarburíferas administradas por Gas y Petróleo del Neuquén. El proceso introduce exigencias regulatorias superiores a las rondas previas, con el objetivo de filtrar operadores y asegurar compromisos de inversión verificables en ventanas geológicas con actividad limitada.
El pliego oficial fija un bono de acceso mínimo de quinientos mil dólares, incorpora regalías ofertables como variable competitiva y exige un plan de trabajo detallado con hitos técnicos, ambientales y de seguridad industrial. GyP mantendrá entre el diez y el veinte por ciento de participación, mientras los privados asumirán el financiamiento completo de la etapa exploratoria.
Las áreas incluidas son Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte, Cerro Avispa Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este.
Los bloques se ubican en zonas cercanas a desarrollos existentes, lo que reduce riesgo operativo y permite acelerar la curva de aprendizaje para nuevos operadores.
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El proceso incorpora requisitos ambientales obligatorios, criterios de seguridad industrial y compromisos para fortalecer proveedores locales, junto con aportes a infraestructura en caso de avanzar a explotación. Estas condiciones no estaban presentes en la misma escala en las rondas 2022 y 2023, donde el foco estuvo en ampliar superficie adjudicada más que en elevar estándares regulatorios.
Las propuestas deberán presentarse en dos sobres físicos, uno técnico y otro económico, en la sede central de Gas y Petróleo del Neuquén, en Neuquén capital. El Sobre A incluirá antecedentes, plan de trabajo y criterios ambientales; el Sobre B contendrá la oferta económica, regalías ofertables y el bono de acceso.
El período inicial de exploración será de hasta ocho años, dividido en dos etapas de cuatro años. En caso de descubrimientos comerciales, los operadores podrán solicitar una concesión de explotación por treinta y cinco años bajo el marco regulatorio provincial.
La provincia busca atraer compañías con capacidad técnica para operar en ventanas frontier y con músculo financiero para sostener compromisos plurianuales.
Las empresas interesadas podrán presentar propuestas hasta el diez de agosto, fecha de cierre establecida en el pliego oficial. La apertura de ofertas se realizará el diecinueve de agosto en Neuquén capital.
El gobierno provincial considera que el endurecimiento de condiciones permitirá seleccionar operadores con capacidad de ejecución y acelerar el desarrollo de las áreas licitadas bajo estándares regulatorios más exigentes.
Challenger Gold informó nuevos resultados de perforación en el proyecto Hualilán, ubicado en el departamento Ullum, provincia de San Juan. La compañía comunicó que los ensayos recientes muestran intersecciones de oro de alta ley en zonas previamente modelizadas dentro del programa de exploración en curso.
Los resultados provienen de perforaciones de relleno en los sectores Magnata, Sánchez y Norte, donde la empresa ejecuta un plan de pozos destinado a consolidar el modelo geológico. Challenger Gold indicó que los ensayos corresponden a aproximadamente el sesenta por ciento de las muestras previstas en la campaña actual.
En el sector Magnata, la compañía reportó leyes promedio superiores a las estimaciones del estudio de prefactibilidad. Los resultados incluyen intersecciones con valores destacados de oro y plata, que refuerzan la continuidad mineralizada dentro del bloque central del proyecto.
La empresa señaló que los nuevos datos permiten ajustar la interpretación estructural y confirmar zonas de mayor concentración de mineral. Estas perforaciones forman parte de un programa orientado a incrementar la confianza en los recursos y definir áreas con potencial de desarrollo operativo.
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El mineral extraído en las campañas de prueba se transporta a la planta de procesamiento de Austral Gold en Casposo, ubicada a 165 kilómetros del yacimiento. Este esquema permite evaluar recuperaciones metalúrgicas y validar parámetros técnicos del proyecto.
El estudio de prefactibilidad vigente proyecta producción de oro y plata a partir de un esquema de explotación subterránea. Los resultados de perforación comunicados por la empresa se integrarán al modelo de recursos para actualizar estimaciones y definir etapas posteriores del proyecto.
La información difundida corresponde exclusivamente al comunicado corporativo presentado por Challenger Gold ante el mercado australiano. Las autoridades mineras nacionales y provinciales no emitieron confirmaciones adicionales sobre los resultados informados por la compañía.
El presidente de YPF, Horacio Marín, afirmó en Houston que Vaca Muerta concentrará el mayor volumen de inversiones energéticas a nivel global durante los próximos años. La declaración se realizó en el marco de reuniones con proveedores y operadores internacionales vinculados al desarrollo de shale oil y shale gas.
Marín sostuvo que la productividad de los pozos y la escala alcanzada por el sistema no convencional permiten proyectar un nivel de actividad superior al de otras cuencas emergentes. La empresa presentó información técnica sobre costos operativos, eficiencia por lateral y desempeño de los equipos en las áreas de mayor desarrollo.
YPF expuso que la continuidad del crecimiento depende de la disponibilidad de infraestructura de transporte, especialmente en oleoductos y gasoductos que conectan la cuenca con los principales centros de consumo y exportación. La compañía destacó la necesidad de ampliar capacidad para sostener mayores volúmenes de producción.
La agenda en Houston incluyó reuniones con empresas de servicios, proveedores de tecnología y operadores con experiencia en cuencas no convencionales. El objetivo fue presentar oportunidades de inversión vinculadas a perforación, completación, midstream y logística, en un contexto de expansión de la actividad en la Cuenca Neuquina.
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La empresa señaló que el desarrollo de Vaca Muerta requiere previsibilidad regulatoria y estabilidad en los marcos operativos para sostener el ritmo de perforación. La disponibilidad de equipos, la eficiencia de los servicios y la reducción de tiempos de operación fueron identificados como factores determinantes para mantener competitividad.
YPF indicó que la ampliación de infraestructura permitirá incrementar exportaciones de petróleo y gas, con impacto directo en la balanza comercial. La compañía planteó que la capacidad de evacuar mayores volúmenes condiciona la evolución del sistema y define el ritmo de inversión en los próximos años.
Las definiciones presentadas en Houston forman parte de la estrategia corporativa de YPF para atraer capital y proveedores al desarrollo de Vaca Muerta. La empresa considera que la combinación de productividad, escala y proyectos de infraestructura posiciona a la cuenca como uno de los principales polos de inversión energética a nivel internacional.
La Cámara Argentina de Empresarios Mineros proyectó que las exportaciones del sector superarían los USD 9.000 millones en 2026, impulsadas por el aumento de capacidad instalada en litio y por la continuidad operativa de los proyectos de oro y plata.
La estimación se basa en información de producción, precios internacionales y cronogramas de ampliación en operaciones activas.
El litio aportaría el mayor crecimiento relativo debido al avance de proyectos en Catamarca, Jujuy y Salta, donde varias plantas atraviesan procesos de ampliación o ramp-up. La expansión de capacidad instalada permitiría incrementar volúmenes exportables en un contexto de precios internacionales moderados pero estables para el carbonato de litio grado batería.
El oro mantendría su participación como principal componente individual del complejo exportador, con operaciones en Santa Cruz y San Juan que sostienen niveles de producción constantes. La variación del aporte anual dependerá principalmente del precio internacional, dado que la estructura operativa de los yacimientos presenta estabilidad en volúmenes.
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La plata acompañaría el crecimiento con aportes provenientes de operaciones integradas con oro y de proyectos específicos en la Patagonia. La producción se mantiene estable y su contribución depende de la evolución del precio internacional y de la continuidad operativa de los yacimientos en explotación.
La proyección de CAEM no incorpora aún el impacto de los proyectos de cobre en etapa de construcción o preconstrucción, cuyo aporte se estima para los próximos años. La ausencia de producción de cobre en gran escala limita el crecimiento estructural del complejo exportador en el corto plazo, aunque condiciona expectativas de mediano plazo.
El régimen de inversiones mineras y la estabilidad fiscal continúan siendo factores determinantes para la ejecución de proyectos y para la previsibilidad de las exportaciones. La estructura normativa vigente sostiene la operación de yacimientos activos y permite planificar ampliaciones en litio, oro y plata bajo condiciones regulatorias conocidas.
El desempeño exportador proyectado para 2026 dependerá de la continuidad operativa de los yacimientos, de la evolución de los precios internacionales y del cumplimiento de los cronogramas de ampliación en litio. La combinación de volumen y precio define el potencial de alcanzar el nivel estimado por la cámara empresaria para el próximo año.
El Gobierno presentó lineamientos de política pública orientados a ampliar exportaciones mediante minería, petróleo y reformas regulatorias transversales. Las definiciones fueron expuestas por el ministro Sturzenegger en el marco de la agenda oficial de desregulación y modernización normativa impulsada por el Poder Ejecutivo.
El planteo incluye la revisión de marcos regulatorios vinculados a permisos, habilitaciones y procedimientos administrativos que afectan inversiones en sectores de alta intensidad de capital. El Gobierno sostiene que la simplificación normativa puede reducir costos operativos y acelerar la ejecución de proyectos en minería y energía.
En materia minera, la política oficial identifica al cobre y al litio como vectores centrales para incrementar exportaciones en los próximos años. El esquema contempla la adecuación de procesos administrativos, la revisión de plazos y la estandarización de criterios técnicos aplicables a proyectos en etapa de desarrollo y construcción.
En hidrocarburos, el Gobierno apunta a fortalecer la capacidad exportadora mediante la expansión de infraestructura asociada a petróleo y gas. Las definiciones incluyen referencias a oleoductos, gasoductos y proyectos de licuefacción, considerados elementos necesarios para sostener mayores volúmenes de producción y salida al exterior.
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La política pública también incorpora medidas de desregulación orientadas a reducir barreras administrativas en actividades productivas y comerciales. El enfoque oficial plantea que la eliminación de trámites redundantes y la digitalización de procesos puede mejorar la competitividad de sectores con alto componente exportador.
El Gobierno enmarca estas acciones dentro de una estrategia económica que prioriza el aumento del saldo comercial mediante sectores con capacidad de generar divisas. La articulación entre minería, hidrocarburos y reformas regulatorias se presenta como un mecanismo para ampliar la base exportadora y mejorar la previsibilidad operativa.
Las definiciones expuestas por el ministro integran la agenda oficial de transformación del Estado y delinean el marco regulatorio que orientará inversiones en sectores estratégicos.
El impacto de estas medidas dependerá de la ejecución administrativa, la respuesta del sector privado y la disponibilidad de infraestructura para sostener mayores volúmenes de producción y exportación.
El decreto 318 saldrá publicado en las próximas horas con las firmas de Javier Milei y Luis Caputo.
El presidente Javier Milei firmó este lunes el decreto 318 que designa al directorio del nuevo Ente Nacional del Gas y la Electricidad (ENRGE), el cual saldrá publicado en las próximas horas en el Boletín Oficial. La creación del organismo estaba prevista en la Ley de Bases de julio de 2024, pero su constitución se fue demorando y recién quedará operativo cuando asuman las nuevas autoridades. De este modo, desaparecerán en Enargas y el ENRE y deberá encararse un complejo proceso de fusión entre las dos estructuras.
La presidencia del nuevo ente quedará a cargo del doctor Néstor Marcelo Lamboglia, actual interventor del ENRE, quien ocupará el cargo por un período de 5 años. En la vicepresidencia designaron a Vicente Serra por 4 años, mientras que el directorio se completa con tres vocales. El economista Marcelo Alejandro Nachon, interventor actual de Enargas, será primer vocal por 3 años, la doctora Griselda Lambertini será segunda vocal por 2 años y el ingeniero Sergio Falzone tercer vocal por 1 año.
Los cinco especialistas surgieron de un proceso de selección que comenzó en octubre con una convocatoria abierta a integrar el directorio. El comité evaluador se oficializó el 19 de noviembre a través de la resolución 479/25 que designó a Osvaldo Rolando, ex directivo de Edesur, ex subsecretario de Energía Eléctrica e interventor del ENRE hasta julio del año pasado; Marita Crespo, abogada con larga trayectoria en la Secretaría de Energía que actualmente asesora a la Agencia de Transformación; y Santiago Urbiztondo, economista de FIEL.
Esos tres especialistas seleccionaron a tres personas para cada puesto y elevaron la lista a la secretaria de Energía, María Tettamanti. Entre Energía, Economía y Presidencia seleccionaron finalmente a los cinco candidatos. El gobierno elevó entonces su propuesta al Congreso y como no surgieron objeciones ahora procederá a su oficialización.
Diferencias entre los nuevos directores
La semana pasada se generó la primera polémica entre los futuros miembros del organismo por la renovación de 73 contratos en el Enargas. EconoJournal reveló que Lamboglia había sugerido el 8 de abril en una reunión informal no renovar ningún contrato, incorporar personal ni promover ascensos, hasta que el ENRGE estuviese en funciones, peroNachon, interventor del Enargas avanzó igual con las renovaciones de los contratos que vencían recién el 30 de junio.
Además, días antes había promovido el pasaje de planta transitoria a permanente de Marcela Paula Valdez, integrante del cuerpo asesor del ex interventor Carlos Casares.
Esa decisión provocó roces entre los miembros que volvieron a reunirse el lunes de la semana pasada en el ENRE para intentar limar asperezas. Varias de las personas a las que se le extendió el contrato integraban el cuerpo de asesores del ex interventor Casares. En la reunión del 8 de abril Lamboglia, quien no tiene cuerpo de asesores en el ENRE, se había manifestado en contra de la continuidad de un cuerpo de asesores en el ENRGE con el argumento de que esas tareas debían ser cumplidas por personal de línea del organismo. Nachón, en cambio, había dicho que creía conveniente su continuidad, adaptada al nuevo ente. Por lo tanto, pareciera que el principal foco de conflicto está puesto en ese cuerpo asesor.
El Poder Ejecutivo nacional formalizó la designación del directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), organismo creado en el marco de la reorganización del sistema energético argentino. La medida se oficializó a través del Decreto 318/2026, firmado por el presidente y el ministro de Economía, y marca un paso clave en la implementación de la Ley de Bases.
Néstor Lamboglia, Vicente Serra, Sergio Falzone, Griselda Lambertini y Marcelo Nachón, nuevo directorio del ENARGAS
El nuevo organismo surge de la unificación del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) y del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), con el objetivo de centralizar la supervisión de ambos sectores bajo una misma estructura institucional.
Según lo dispuesto, el directorio del ENRGE estará encabezado por Néstor Marcelo Lamboglia como presidente, acompañado por Vicente Serra en la vicepresidencia. Además, se designó como vocales a Marcelo Alejandro Nachon, Griselda Lambertini y Héctor Sergio Falzone, con mandatos escalonados de entre uno y cinco años.
El proceso de selección se realizó mediante un concurso abierto de antecedentes, cuyos resultados fueron elevados por un comité evaluador a la Secretaría de Energía. Posteriormente, el Poder Ejecutivo remitió las propuestas al Congreso, aunque, según se detalla en el decreto, no se registró un pronunciamiento por parte de las cámaras legislativas dentro de los plazos establecidos, lo que habilitó al Ejecutivo a avanzar con las designaciones.
El ENRGE funcionará en el ámbito de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía y tendrá a su cargo la regulación de los servicios públicos de gas y electricidad, en línea con las leyes vigentes en ambos sectores.
Desde el Gobierno destacaron que los funcionarios designados cuentan con antecedentes técnicos adecuados y no presentan incompatibilidades para ejercer los cargos. La conformación del directorio completa la etapa inicial de puesta en marcha del nuevo ente, considerado estratégico para la política energética oficial.
Hasta la fecha y tras la salida del Ing. Carlos Casares, interinamente la intervención del ENARGAS estuvo a cargo de Marcelo Nachón quien ahora es nombrado director del organismo.
La empresa de construcciones y servicios estará presente con su stand en la 11° edición de la Expo Internacional San Juan Minera 2026, que se realizará del 6 al 8 de mayo en el Estadio Bicentenario, en la provincia de San Juan. Por tanto, Milicic Minería invita a visitar su stand E541 | E557, ubicado en el Pabellón 2, donde compartirá sus principales experiencias y capacidades en el desarrollo de proyectos mineros. Con acceso libre y gratuito, los asistentes podrán conocer más sobre la experiencia de Milicic en el sector, su propuesta de valor y su compromiso con las comunidades en las que opera.
Con más de 30 años de experiencia en los principales proyectos mineros del país, Milicic Minería viene trabajando en el desarrollo de capacidades para estar a la altura de las oportunidades del sector. Ello demanda inversión, capacidad de gestión de múltiples actores y sobre todo una cultura y orientación al servicio de las necesidades de los clientes.
“La experiencia de trabajar Perú desde hace tres años nos ha permitido una comprensión clara de lo que implica el desarrollo de la gran minería. Los estándares de este segmento de mercado exigen ser eficientes con el servicio, integrando a la propuesta de valor el trabajo con todo el ecosistema local y la sostenibilidad en la gestión”, destaca Marian Milicic, gerenta general.
Con una fuerte presencia en distintos puntos del país, Milicic Minería participa actualmente en proyectos vinculados a la minería metalífera y del litio, así como también en la industria de minería de cemento, acompañando el desarrollo de los sectores productivos más dinámicos.
En la provincia de San Juan, Milicic Minería desarrolla actualmente tareas para Minera Andina del Sol SRL, Barrick Mining Corporation & Shandong Gold Group en Veladero, donde se encuentra finalizando la fase 8A2 y 8B vinculadas a la construcción en impermeabilización del valle de lixiviación. En Santa Cruz, estuvimos trabajando recientemente en Cerro Negro para Oroplata SA y Newmont. En el norte del país, la compañía avanza en proyectos vinculados al litio, con trabajos en el Salar del Rincón (Salta) para Rio Tinto; en el Proyecto Sal de Oro (Salta/Catamarca) para Posco Argentina SAU. Por otro lado, en la industria no metalífera, trabaja para Cementos Avellaneda en Olavarría, provincia de Buenos Aires y en La Calera, provincia de San Luis.
Acerca de Expo Internacional San Juan Minera
Esta exposición se ha consolidado como uno de los principales espacios de encuentro para la industria minera. Reúne a empresas, proveedores, representantes del ámbito público y privado, y actores internacionales, generando un entorno propicio para el intercambio, la innovación y la proyección del sector. El evento se desarrollará de 14 a 20 horas y contará con una amplia agenda de actividades orientadas a promover el crecimiento de la minería en Argentina y la región.
Acerca de Milicic Minería
Milicic Minería es una empresa sanjuanina, de capitales nacionales, que ha crecido a partir del desarrollo que ha tenido el grupo Milicic en importantes obras de infraestructura para el sector minero argentino. Milicic es una empresa argentina de construcciones y servicios con más de 52 años de experiencia en grandes obras que han acompañado el desarrollo de los principales sectores productivos en Argentina y la región. Con más de 2000 empleados y más de 800 proyectos ejecutados, brinda soluciones para los desafíos más complejos en minería, oil&gas, energía e infraestructura.
La Secretaría de Energía de la Nación dispuso que “durante mayo, los usuarios de gas natural y propano por red incorporados dentro del régimen SEF (Subsidios Energéticos Focalizados), recibirán un 75 % de bonificación total sobre el bloque de consumo base subsidiado”. (Lo que exceda dicho consumo base se factura con tarifa plena).
Asimismo, Energía comunicó que “en el caso de la electricidad, se mantiene la baja gradual de la bonificación extraordinaria, que comenzó en 25 % en enero y terminará siendo 0 % en diciembre de este año”. Al respecto, se dispuso que en el trimestre mayo, junio, julio, la bonificación se reduce a 10,67 por ciento.
Acerca del gas, la cartera a cargo de María Tettamanti explicó que “frente a la situación internacional (bombardeos de EE.UU. e Israel sobre Irán) que generó una suba de los precios de los combustibles a nivel global, esta medida, dispuesta a través de la Resolución 111/2026, busca morigerar el impacto en la factura final para los usuarios más vulnerables”.
Entre el jueves 30/4 y el lunes 4/5 los entes reguladores ENARGAS y ENRE oficializaron series de resoluciones fijando los aumentos del mes de mayo para las tarifas de transporte y de distribución de ambos servicios.
A través de las resoluciones ENARGAS 448 a 466/2026 se establecieron incrementos en los cuadros tarifarios por el suministro de gas por redes que resultan de la aplicación mensual del ajuste fijo por la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) hasta noviembre de 2027; la actualización también mensual del precio del gas en el PIST, y por el ajuste mensual para el transporte en ductos y la distribución por redes domiciliarias, aplicando un índice que combina el IPIM y el IPC.
A modo de referencia cabe señalar que, para un usuario de la categoría R2-3 (consumo mediano) de MetroGAS, el impacto final en factura será de 3,61 % a la suba comparado con un consumo similar facturado en abril.
Las resoluciones comprenden a las empresas TGS, TGN, Refinería del Norte, Compañía Entrerriana de Gas, Energía Argentina, Gasoducto Norandino, Transportadora de gas del Mercosur, Enel Generación Chile, Gas Link, GasAndes, Naturgy NOA, Camuzzi Gas Pampeana, Litoral Gas, Camuzzi Gas del Sur, Gas NEA, MetroGAS, Distrbuidora de Gas Cuyana, Distribuidora de Gas del Centro y Naturgy BAN.
En lo que respecta a las tarifas de la electricidad, el ENRE oficializó las serie de resoluciones 225 a 241/2026 actualizando con una suba del 2,35 % las tarifas para las transportadoras Transener, Transba, Transnoa, Transnea, Transpa, Distrocuyo, Transcomahue, EPEN, DPEC, Limsa, Litsa, Edersa, Enecor, Interandes, Transacue, y Yacylec.
Se trata de una actualización de las remuneraciones mensuales en base a un índice de precios mayorista y minorista combinado, también de los valores horarios y mensuales por el equipamiento técnico regulado, y la aplicación de la RQT (0,36 % mensual por 30 meses).
En lo que respecta a las distribuidoras del Area Metropolitana de Buenos Aires, la Resolución ENRE 243 autorizó a EDENOR un incremento de 4,10 % en mayo respecto a las tarifas de abril (3,82 % en el CPD, y 0,27 % por el Factor E, de Eficiencia) el Valor Agregado de Distribución (VAD) para esta empresa se fijó en $ 63,237.
En lo que respecta a EDESUR, , la Resolución 244 autorizó una suba de 3,91 % para mayo (3,75 % del CPD más 0,15 del Factor E, que considera la evolución de inversiones eléctricas en AT, MT, BT y Expansión del servicio, otras no eléctricas realizadas por la compañía). El VAD promedio en este caso fue establecido en $ 58,087.
En la órbita del ministerio de Economía, Energía considera que “el Gobierno Nacional continúa avanzando hacia una política de subsidios energéticos más simple, transparente y sostenible, que concentra los recursos en quienes realmente los necesitan, ordena la relación entre tarifas y costos, y brinda mayor previsibilidad sobre el impacto de las facturas de luz y gas a lo largo del año”.
Cabe referir que el Decreto 943/2025 unificó los subsidios energéticos de jurisdicción nacional y creó el régimen de SEF, que en los hechos redujo el número de hogares de ingresos medios beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica y el gas.
El Artículo 9 del mencionado decreto estableció que las bonificaciones respecto de cada uno de los componentes (PEST, PAU y precio del gas propano indiluído por redes) se aplicarán para la totalidad del volumen consumido por las Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables, en los términos de las Leyes 27.098 y 27.218.
Para “asegurar que los usuarios residenciales vulnerables accedan al consumo energético indispensable” el artículo 4 del precitado Decreto estableció los siguientes bloques de consumo base de energía eléctrica: a) TRESCIENTOS KILOVATIOS HORA (300 kWh), para los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre de cada año y, b) CIENTO CINCUENTA KILOVATIOS HORA (150 kWh), para los meses de marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre de cada año.
El mismo Decreto determinó las bonificaciones generales a aplicar al Precio Estacional (PEST) de la electricidad, por los consumos base que se realicen a partir de la entrada en vigencia del SEF.
También que durante el año 2026 se aplicara, para los usuarios de electricidad que resulten beneficiarios del SEF, una bonificación adicional extraordinaria sobre el consumo base de hasta el 25 por ciento.
Asimismo, se estableció respecto de tal bonificación extraordinaria una reducción progresiva que se realiza conforme se estableció en un anexo del D-943.
Compañía Mega continúa con el proceso de puesta en marcha de su Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF) en su planta de Bahía Blanca, en el marco de su plan de expansión y crecimiento.
La puesta en marcha de esta nueva infraestructura representa un paso clave en el incremento y fortalecimiento de sus activos operativos y en su posicionamiento estratégico dentro de la cadena de valor del gas natural y los líquidos asociados de Vaca Muerta.
Este hito se da en el marco de su 25° aniversario desde el inicio de sus operaciones. “Estamos orgullosos de iniciar las tareas de puesta en marcha de esta nueva inversión en nuestra planta de Bahía Blanca, que ascendió a aproximadamente USD 260 millones, y que nos va a permitir aumentar hasta un 50% la producción de líquidos de gas natural. Con este hito, seguimos consolidando nuestro rol de generadores de valor en la industria del gas y petróleo, al transformar el recurso natural que nos ofrece Vaca Muerta en productos comercializables y de exportación, acompañando el desarrollo energético del país”, señaló Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega.
La obra demandó una inversión de USD 260 millones y fue ejecutada bajo la modalidad llave en mano (EPC) por AESA, empresa de industria nacional de YPF, con vasta trayectoria en la ejecución de proyectos de infraestructura de energía en el país. El Nuevo Tren de Fraccionamiento permitirá incrementar la capacidad de producción de la compañía en hasta un 50%, acompañando el crecimiento sostenido de la producción de gas y petróleo en la Cuenca Neuquina y la mayor disponibilidad de sus líquidos asociados. En esta primera etapa, el aumento de producción será de aproximadamente un 20% de propano, butano y gasolina natural, con destino de exportación a distintos mercados internacionales.
En paralelo, Compañía Mega avanza en el desarrollo de una nueva etapa de crecimiento, presentada en el marco del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Esta nueva fase contempla inversiones adicionales por U$360 millones de dólares, destinadas a ampliar la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (NGLs), en línea con el crecimiento esperado de Vaca Muerta, principal motor de expansión del sistema energético argentino.
Neuquén avanza en la evaluación de arenas silíceas locales y promueve una instancia de coordinación federal para ordenar un mercado en expansión.
La discusión sobre la logística de la arena en Vaca Muerta volvió al centro del debate a partir de la propuesta del ministro Federico Sturzenegger, quien planteó la posibilidad de reducir costos mediante el uso de la hidrovía y una flexibilización del cabotaje. La idea apunta a trasladar arena desde Entre Ríos hasta el puerto de San Antonio Este y, desde allí, hacia los yacimientos. “¿Se imaginan cómo mejoraría la competitividad si la arena que va de Entre Ríos a Vaca Muerta pudiera salir por el río Paraná, entrar al puerto de San Antonio y de allí llegar por el río hasta Vaca Muerta?”, planteó el ministro, al sugerir un esquema logístico integrado por la hidrovía y transporte interior. Independientemente de los errores geográficos, puso en la mesa dos discusiones clave: la de los costos un insumo clave para la producción hidrocarburífera así como la intervención de un funcionario en los negocios privados. La necesidad de bajar costos logísticos y diversificar modos de transporte— es compartido por toda la industria. Sin embargo, la propuesta abrió cuestionamientos inmediatos desde Río Negro. El vicegobernador Pedro Pesatti señaló un punto crítico: el esquema no resuelve el tramo territorial más complejo. El puerto de San Antonio Este no tiene conexión fluvial directa con el sistema interior, lo que implica un traslado adicional de aproximadamente 180 kilómetros que, sin infraestructura adecuada, reintroduce el uso intensivo de camiones y diluye buena parte de la eficiencia buscada. En este contexto, desde la provincia se impulsa una alternativa más estructural: la construcción de un ramal ferroviario de entre 220 y 250 kilómetros que conecte el puerto con el nodo Choele Choel–Darwin. A diferencia del planteo fluvial aislado, esta opción permitiría integrar puerto, tren y producción en un esquema multimodal, con impacto no sólo en el shale sino también en economías regionales como la fruticultura.
Más allá del camino
Pero el debate excede lo estrictamente logístico. Las declaraciones de Sturzenegger también abrieron una discusión sobre el rol del Estado. En un gobierno que se define como liberal, la sugerencia de esquemas operativos concretos —como una ruta específica para abaratar costos en la industria— introduce una tensión evidente. En términos de consistencia doctrinaria, cabe preguntarse si corresponde que el Estado avance más allá de la regulación general para insinuar soluciones particulares de negocio. La cuestión no es menor: cuando un funcionario no sólo fija reglas sino que orienta alternativas específicas, se vuelve difusa la frontera entre política pública y direccionamiento económico. Incluso sin que exista un interés directo, ese tipo de intervenciones puede generar señales ambiguas al mercado o percepciones de cercanía con determinados actores. En paralelo a esta discusión, emerge otro proceso que podría alterar de manera más profunda la estructura de costos del sector: el desarrollo de arenas locales. Por primera vez, la actividad en Vaca Muerta comienza a incorporar arenas silíceas producidas en Neuquén, lo que marca un cambio respecto de la histórica dependencia de insumos provenientes de otras regiones. Dado que cada pozo requiere grandes volúmenes de arena —uno de los principales componentes del costo operativo—, la posibilidad de abastecimiento local abre un escenario distinto. Algunas operadoras ya avanzan en esa dirección: YPF realiza ensayos combinando material neuquino con arenas tradicionales, mientras que Vista Energy desarrolla un esquema más integrado, con producción propia y procesamiento cercano a sus áreas de operación. Aunque la escala aún es incipiente, el interés crece junto con los estudios de calidad y las nuevas exploraciones. En este proceso también participa Cormine, que avanza en la evaluación técnica de sus yacimientos, analizando propiedades clave como resistencia y morfología del grano. En definitiva, la discusión sobre la arena expone dos planos complementarios. Por un lado, el debate inmediato sobre cómo optimizar la logística —donde la propuesta fluvial aparece incompleta sin una solución multimodal robusta—. Por otro, una transformación más profunda vinculada al desarrollo de insumos locales, que podría reducir estructuralmente los costos y reconfigurar el mapa productivo. Entre ambas dimensiones se juega la competitividad futura de Vaca Muerta: no sólo en cómo se transporta la arena, sino en dónde y cómo se produce.
Roberto Cacciola reclamó un equilibrio entre el RIGI y la competitividad de los proveedores locales para garantizar la sostenibilidad social de la actividad.
El presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, afirmó que el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aceleró las decisiones de inversión de las compañías, pero reclamó que los proyectos beneficiados logren un equilibrio que contemple la competitividad de la industria nacional. La Mesa Federal Minera reunirá esta semana a los gobernadores de ocho provincias para coordinar el trabajo con las empresas y lograr una cadena de valor que genere empleo local.
“Que de afuera venga lo que sea imprescindible, pero que la industria nacional se fortalezca y para eso la mesa de gobernadores debe articular el trabajo con un coordinador del Gobierno nacional, que reúna a todos los actores”, afirmó Cacciola este lunes en un encuentro con la prensa por el Día de la Minería nacional. Ese encuentro está convocado para el jueves en la provincia de San Juan en ocasión de la Expo Internacional San Juan Minera que se realizará del miércoles al viernes de esta semana.
Para el directivo “la mesa federal es para mejorar la competitividad porque si no hace nada, se toma la letra del RIGI y que el 80% venga de afuera va a ser contraproducente para la actividad. Esto no es pedir modificar la ley sino que los gobernadores y las empresas trabajen en cómo hacer una industria más competitiva y que el gobierno facilite lo que se pueda abastecer localmente. Es tan malo el compre local indiscriminado como el que venga lo que quieran”.
Cacciola destacó la relevancia del RIGI al informar que ya existen 13 proyectos presentados y 7 aprobados bajo este esquema. Al respecto, el directivo consideró que “lo más lógico sería que el régimen no finalice el año próximo, sino que continúe para consolidar un proceso más ambicioso. Si el proceso se consolida, un RIGI más amplio que considere la ampliación de vida útil y cuestiones que tenemos a un costado por resolver. Esto debe continuar, acompañar procesos no invalida seguir reclamando lo que es justo», sostuvo.
El titular de la entidad empresaria hizo hincapié en que la sostenibilidad social de la minería depende del crecimiento de la cadena de valor doméstica. Al respecto, sostuvo que «la minería no va a ser aceptada si no hay un efecto de crecimiento que se vea en el país«, y remarcó el peso que tiene la industria en la generación de empleo. “Por cada puesto directo que hay en la mineria hay dos indirectos. Un proyecto en la primera etapa de producción demanda 800 empresas proveedoras y en operación 550 empresas proveedoras. Si van todos los proyectos adelante va a ser un generador de empleo importante”, aseguró.
El efecto precios y el crecimiento exportador de la minería
Cacciola comparó el volumen de divisas que genera el sector con el principal motor exportador de la economía nacional. «El campo va a exportar US$39.000 millones, la minería ya es un 20% de lo que es el campo con una posibilidad de proyección aun más interesante», detalló para graficar el peso estratégico de la actividad en la macroeconomía. Y este salto responde al crecimiento de la producción de litio en el país y el otro a una mejora sustancial del precio del oro y de la plata.
Las exportaciones del sector representan el 20% de lo generado por el campo y proyectó que podrían superar los US$10.000 millones en 2026.
En cuanto a las proyecciones para los próximos meses, el presidente de CAEM destacó el potencial de crecimiento si los mercados acompañan. «Si comparamos lo exportado en 2025 con US$6.056 millones de ingresos de divisas, tuvimos un 30% más que 2024, y los US$9.000 millones previstos para 2026 es una cifra muy conservadora porque si los precios se mantienen ese valor puede subir más de US$1.000 millones«, indicó al esperar al menos un alza del 49% interanual.
Sin embargo, el directivo planteó una señal de alerta sobre la realidad de la minería metalífera convencional. Cacciola advirtió que «si hoy se mantuvieran los valores más bajos de 2022 prácticamente todas las minas de oro y plata en la Argentina no estarían operando, lo cual sigue siendo un tema para atender» debido a la falta de nuevos proyectos que reemplacen a los actuales. La contracara positiva se encuentra en el sector del litio, que impulsa las estadísticas de producción.
«Litio es la realidad del crecimiento de la minería en la Argentina. De 35.000 toneladas en 2022 a 116.000 en 2025 y se produce a pesar de una contrapartida enorme con la caida de precios; en 2026 con precios que se recuperan las exportaciones estarán por encima de US$2.400 millones porque la situación cambió muchísimo», subrayó el dirigente al señalar que durante la caída de cotización internacional varios proyectos ralentizaron su construcción pero no la detuvieron.
Sobre los problemas de infraestructura, el representante de las empresas mineras confió en que la inversión privada y estatal acompañará el ritmo de los yacimientos. «La infraestructura va a tener que correr de la mano con el desarrollo de proyectos. Habrá demoras seguramente pero no hay otra alternativa porque además es necesaria para muchas actividades, lo que hace un desafio a encarar con inteligencia no pensando en la coyunutura actual sino en una minería para los próximos 100 años», aseguró sobre los cuellos de botella en transporte y energía.
Cacciola también valoró la estabilidad que brindan los mandatarios de las provincias con recursos minerales frente a eventuales giros políticos. «Lo que tiene una fuerza impresionante y es una barrera para cualquier cambio son los gobernadores; no veo un problema importante que cambie la posición de política de Estado vinculada a los gobiernos provinciales», afirmó. No obstante a nivel nacional entendió que “hay temas básicos que todo el mundo reconoce de equiibrio fiscal, evitar subsidios, abrirse a la inversión, que tendrá que considerar cualquier gobierno que asuma porque hubo un cambio cultural en el país , aunque no suficientemente profundo”.
Finalmente, sobre las exigencias de cupo laboral en las provincias, Cacciola dijo que «cuando se habla de niveles globales y porcentajes de empleo hay que atender las realidades de cada lugar, el 90/10 es aspiracional y posible en una parte del escenario de contratación, pero cuando vamos a técnicos y profesionales hay provincias que no los tiene«, explicó el directivo. «No sirve una declamación global para todos, hay que trabajar en cada uno de los sectores y qué hacer para que mejore la cantidad de personal de las comunidades», concluyó.
En agosto de 2024, la Argentina avanzó en la reglamentación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), sancionado dos meses antes por el Congreso Nacional. A partir de entonces, se registraron treinta y seis proyectos que, en conjunto, representan compromisos de inversión por US$ 80.000 millones de dólares, con la participación de cuarenta y cuatro empresas provenientes de diez países, de acuerdo con los relevamientos sistematizados por la consultora Globaris.
El régimen se estructuró sobre un esquema de incentivos de amplio alcance —fiscales, aduaneros, cambiarios y jurídicos— garantizados por un horizonte de treinta años, dirigido a sectores considerados estratégicos y con un umbral mínimo de inversión fijado en US$ 200 millones. En ese marco se aprobaron doce iniciativas que totalizaron US$ 18.000 millones, lo que equivale a una quinta parte del universo de proyectos presentados.
Para consolidar su implementación, el Gobierno nacional dispuso extender por un año adicional —hasta agosto de 2027— el plazo de adhesión al régimen, que contempla además exigencias de inversión mínima durante los dos primeros años. En términos de ejecución efectiva, el Banco Central de la República Argentina informó el ingreso de US$ 1.20 millones vinculados a proyectos bajo este esquema, con un saldo neto positivo de US$ 760 millones.
Cabe señalar que entre las iniciativas aún no formalmente aprobadas se encuentra el proyecto de Transportadora de Gas del Sur destinado a ampliar la capacidad del gasoducto Perito Moreno, cuya inversión asciende a US$ 560 millones y cuya aprobación fue recomendada por el comité evaluador.
Desde una perspectiva sectorial, la minería se erigió como el principal receptor de compromisos de capital, con US$ 45.000 millones, seguida de cerca por el segmento de gas y petróleo, que acumuló US$ 37.000 millones. No obstante, las recientes ampliaciones de beneficios orientadas a la exploración y producción hidrocarburífera permiten prever que este último sector podría superar al minero en el corto plazo.
En esa línea, el director ejecutivo de Vista Energy, Miguel Galuccio, anticipó ante inversores la inminente presentación de dos proyectos bajo el régimen, junto con una tercera iniciativa en asociación con YPF. Este último desarrollo, vinculado al proyecto LNG Argentina, podría alcanzar una magnitud cercana a los US$ 20.000 millones, posicionándose como uno de los emprendimientos más relevantes del esquema.
Por su parte, el secretario coordinador de Energía y Minería del Ministerio de Economía, Daniel González, explicó que el RIGI fue concebido originalmente para impulsar proyectos de gas natural licuado (GNL) y cobre, aunque posteriormente amplió su alcance a otras actividades productivas.
Al desagregar por sectores, el litio emergió como el ámbito con mayor número de iniciativas presentadas —once en total—, de las cuales tres ya fueron aprobadas: dos correspondientes a Rio Tinto y una a Galan Lithium. Asimismo, el ministro de Economía, Luis Caputo, anticipó la próxima aprobación de un proyecto impulsado por la surcoreana Posco. En conjunto, estas iniciativas sumaron US$ 13.000 millones, y constituyeron además el único segmento con un proyecto rechazado por el comité evaluador, correspondiente a la firma china Ganfeng Lithium.
En segundo lugar se ubicaron los proyectos petroleros, con diez iniciativas presentadas y dos aprobadas, seguidos por el cobre, que, aunque con menor número de proyectos —cinco—, concentró un volumen de inversión particularmente elevado, estimado en US$ 30.000 millones. Fuera de estos núcleos principales, se registraron también proyectos aislados en los sectores portuario, siderúrgico y ferroviario.
Desde el punto de vista territorial, la provincia de San Juan concentró el mayor volumen de inversiones comprometidas, con cinco proyectos que totalizaron US$ 25.000 millones, de los cuales tres ya fueron aprobados —dos vinculados al oro y uno al cobre—. Le siguió Neuquén, epicentro del desarrollo de Vaca Muerta, con inversiones por US$ 23.000 millones. En un escalón inferior se ubicaron Río Negro, Salta, Catamarca, Buenos Aires y Jujuy, mientras que Mendoza, La Pampa y Santa Fe registraron montos inferiores a los US$ 1.000 millones.
Las empresas argentinas ocuparon un lugar predominante tanto en cantidad de proyectos como en volumen de inversión comprometido, con veintidós firmas locales involucradas. En varios casos, los emprendimientos presentaron estructuras consorciadas; tal fue el caso del oleoducto VMOS, que reunió a compañías nacionales como YPF, Pampa Energía, Pan American Energy, Pluspetrol y Tecpetrol, junto con actores internacionales como Chevron y Shell. En este entramado, Chevron se destacó como la única compañía estadounidense participante en proyectos bajo el régimen.
La composición internacional se completó con cinco empresas de origen chino —principalmente orientadas al litio—, cinco canadienses, tres británicas, tres suizas, dos australianas, una brasileña —Petrobras, a través del proyecto MEGA— y una firma surcoreana, lo que evidenció el alcance global del interés suscitado por el RIGI.
Preocupación chilena
El desempeño del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en Argentina comenzó a generar inquietud en el ámbito minero chileno, donde diversos actores percibieron un desplazamiento progresivo de los flujos de capital hacia el otro lado de la cordillera. En ese contexto, Manuel Viera Flores, al frente de la Cámara Minera de Chile, difundió un documento de tono crítico en el que advirtió que su país cedió terreno frente al renovado atractivo que ofrecieron las políticas impulsadas por Javier Milei.
El eje de su planteo residió en la ausencia de garantías de estabilidad fiscal de largo plazo en Chile, un factor que —según sostuvo— limitó severamente su competitividad frente al esquema argentino. A su juicio, la Argentina logró configurar, en un lapso relativamente breve, uno de los marcos fiscales más favorables de la región, capaz de seducir a grandes inversores internacionales.
Los datos comparativos reforzaron esa percepción: mientras Argentina aprobó en apenas dieciocho meses una docena de proyectos de gran envergadura por un monto cercano a los US$ 26.000 millones, en Chile las iniciativas equivalentes apenas alcanzaron cifras considerablemente menores en el mismo período. Esta divergencia no solo reflejó una diferencia de escala, sino también de ritmo y decisión política.
Viera Flores atribuyó este rezago a una prolongada inercia burocrática, contrastada con una estrategia argentina orientada a garantizar la libre disponibilidad de divisas y a consolidar reglas previsibles en el tiempo. Ese enfoque, señaló, resultó determinante para atraer a actores de peso global como BHP, Rio Tinto y Lundin Mining.
El cambio de tendencia se manifestó con particular nitidez en sectores estratégicos como el cobre y el litio. Proyectos de gran escala, como Vicuña —concebido para posicionarse entre los mayores emprendimientos cupríferos del mundo—, fueron interpretados en Chile como ejemplos de oportunidades que encontraron en Argentina un entorno más propicio para su concreción.
En términos agregados, el RIGI acumuló ya compromisos de inversión superiores a los US$ 33.000 millones, con una marcada concentración en el cobre. Este volumen, difícil de igualar por Chile en la última década, consolidó la percepción de un inminente adelantamiento relativo —un verdadero “sorpasso”— en la competencia regional por capitales.
Frente a este escenario, comenzaron a multiplicarse en Chile los llamados a una reforma estructural del marco regulatorio. El propio Viera Flores planteó la necesidad de diseñar un instrumento análogo al RIGI, sustentado en principios de estabilidad fiscal estricta y simplificación normativa, que garantizara a los inversores condiciones previsibles y duraderas.
En paralelo, el esquema argentino tendió a afirmarse como un nuevo parámetro de referencia en América del Sur, reposicionando al país como un destino central para el desarrollo de recursos estratégicos a escala global.
En agosto de 2024, la Argentina avanzó en la reglamentación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), sancionado dos meses antes por el Congreso Nacional. A partir de entonces, se registraron treinta y seis proyectos que, en conjunto, representan compromisos de inversión por US$ 80.000 millones de dólares, con la participación de cuarenta y cuatro empresas provenientes de diez países, de acuerdo con los relevamientos sistematizados por la consultora Globaris.
El régimen se estructuró sobre un esquema de incentivos de amplio alcance —fiscales, aduaneros, cambiarios y jurídicos— garantizados por un horizonte de treinta años, dirigido a sectores considerados estratégicos y con un umbral mínimo de inversión fijado en US$ 200 millones. En ese marco se aprobaron doce iniciativas que totalizaron US$ 18.000 millones, lo que equivale a una quinta parte del universo de proyectos presentados.
Para consolidar su implementación, el Gobierno nacional dispuso extender por un año adicional —hasta agosto de 2027— el plazo de adhesión al régimen, que contempla además exigencias de inversión mínima durante los dos primeros años. En términos de ejecución efectiva, el Banco Central de la República Argentina informó el ingreso de US$ 1.20 millones vinculados a proyectos bajo este esquema, con un saldo neto positivo de US$ 760 millones.
Cabe señalar que entre las iniciativas aún no formalmente aprobadas se encuentra el proyecto de Transportadora de Gas del Sur destinado a ampliar la capacidad del gasoducto Perito Moreno, cuya inversión asciende a US$ 560 millones y cuya aprobación fue recomendada por el comité evaluador.
Desde una perspectiva sectorial, la minería se erigió como el principal receptor de compromisos de capital, con US$ 45.000 millones, seguida de cerca por el segmento de gas y petróleo, que acumuló US$ 37.000 millones. No obstante, las recientes ampliaciones de beneficios orientadas a la exploración y producción hidrocarburífera permiten prever que este último sector podría superar al minero en el corto plazo.
En esa línea, el director ejecutivo de Vista Energy, Miguel Galuccio, anticipó ante inversores la inminente presentación de dos proyectos bajo el régimen, junto con una tercera iniciativa en asociación con YPF. Este último desarrollo, vinculado al proyecto LNG Argentina, podría alcanzar una magnitud cercana a los US$ 20.000 millones, posicionándose como uno de los emprendimientos más relevantes del esquema.
Por su parte, el secretario coordinador de Energía y Minería del Ministerio de Economía, Daniel González, explicó que el RIGI fue concebido originalmente para impulsar proyectos de gas natural licuado (GNL) y cobre, aunque posteriormente amplió su alcance a otras actividades productivas.
Al desagregar por sectores, el litio emergió como el ámbito con mayor número de iniciativas presentadas —once en total—, de las cuales tres ya fueron aprobadas: dos correspondientes a Rio Tinto y una a Galan Lithium. Asimismo, el ministro de Economía, Luis Caputo, anticipó la próxima aprobación de un proyecto impulsado por la surcoreana Posco. En conjunto, estas iniciativas sumaron US$ 13.000 millones, y constituyeron además el único segmento con un proyecto rechazado por el comité evaluador, correspondiente a la firma china Ganfeng Lithium.
En segundo lugar se ubicaron los proyectos petroleros, con diez iniciativas presentadas y dos aprobadas, seguidos por el cobre, que, aunque con menor número de proyectos —cinco—, concentró un volumen de inversión particularmente elevado, estimado en US$ 30.000 millones. Fuera de estos núcleos principales, se registraron también proyectos aislados en los sectores portuario, siderúrgico y ferroviario.
Desde el punto de vista territorial, la provincia de San Juan concentró el mayor volumen de inversiones comprometidas, con cinco proyectos que totalizaron US$ 25.000 millones, de los cuales tres ya fueron aprobados —dos vinculados al oro y uno al cobre—. Le siguió Neuquén, epicentro del desarrollo de Vaca Muerta, con inversiones por US$ 23.000 millones. En un escalón inferior se ubicaron Río Negro, Salta, Catamarca, Buenos Aires y Jujuy, mientras que Mendoza, La Pampa y Santa Fe registraron montos inferiores a los US$ 1.000 millones.
Las empresas argentinas ocuparon un lugar predominante tanto en cantidad de proyectos como en volumen de inversión comprometido, con veintidós firmas locales involucradas. En varios casos, los emprendimientos presentaron estructuras consorciadas; tal fue el caso del oleoducto VMOS, que reunió a compañías nacionales como YPF, Pampa Energía, Pan American Energy, Pluspetrol y Tecpetrol, junto con actores internacionales como Chevron y Shell. En este entramado, Chevron se destacó como la única compañía estadounidense participante en proyectos bajo el régimen.
La composición internacional se completó con cinco empresas de origen chino —principalmente orientadas al litio—, cinco canadienses, tres británicas, tres suizas, dos australianas, una brasileña —Petrobras, a través del proyecto MEGA— y una firma surcoreana, lo que evidenció el alcance global del interés suscitado por el RIGI.
Preocupación chilena
El desempeño del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en Argentina comenzó a generar inquietud en el ámbito minero chileno, donde diversos actores percibieron un desplazamiento progresivo de los flujos de capital hacia el otro lado de la cordillera. En ese contexto, Manuel Viera Flores, al frente de la Cámara Minera de Chile, difundió un documento de tono crítico en el que advirtió que su país cedió terreno frente al renovado atractivo que ofrecieron las políticas impulsadas por Javier Milei.
El eje de su planteo residió en la ausencia de garantías de estabilidad fiscal de largo plazo en Chile, un factor que —según sostuvo— limitó severamente su competitividad frente al esquema argentino. A su juicio, la Argentina logró configurar, en un lapso relativamente breve, uno de los marcos fiscales más favorables de la región, capaz de seducir a grandes inversores internacionales.
Los datos comparativos reforzaron esa percepción: mientras Argentina aprobó en apenas dieciocho meses una docena de proyectos de gran envergadura por un monto cercano a los US$ 26.000 millones, en Chile las iniciativas equivalentes apenas alcanzaron cifras considerablemente menores en el mismo período. Esta divergencia no solo reflejó una diferencia de escala, sino también de ritmo y decisión política.
Viera Flores atribuyó este rezago a una prolongada inercia burocrática, contrastada con una estrategia argentina orientada a garantizar la libre disponibilidad de divisas y a consolidar reglas previsibles en el tiempo. Ese enfoque, señaló, resultó determinante para atraer a actores de peso global como BHP, Rio Tinto y Lundin Mining.
El cambio de tendencia se manifestó con particular nitidez en sectores estratégicos como el cobre y el litio. Proyectos de gran escala, como Vicuña —concebido para posicionarse entre los mayores emprendimientos cupríferos del mundo—, fueron interpretados en Chile como ejemplos de oportunidades que encontraron en Argentina un entorno más propicio para su concreción.
En términos agregados, el RIGI acumuló ya compromisos de inversión superiores a los US$ 33.000 millones, con una marcada concentración en el cobre. Este volumen, difícil de igualar por Chile en la última década, consolidó la percepción de un inminente adelantamiento relativo —un verdadero “sorpasso”— en la competencia regional por capitales.
Frente a este escenario, comenzaron a multiplicarse en Chile los llamados a una reforma estructural del marco regulatorio. El propio Viera Flores planteó la necesidad de diseñar un instrumento análogo al RIGI, sustentado en principios de estabilidad fiscal estricta y simplificación normativa, que garantizara a los inversores condiciones previsibles y duraderas.
En paralelo, el esquema argentino tendió a afirmarse como un nuevo parámetro de referencia en América del Sur, reposicionando al país como un destino central para el desarrollo de recursos estratégicos a escala global.
El Instituto de Formación Técnica Vaca Muerta (IVM) abre una nueva inscripción a los cursos gratuitos de operador del Upstream y de seguridad operativa en yacimiento.
Esta nueva inscripción está abierta desde el 4/5 hasta el 20/5 ingresando a la web IVM – instituto de formación técnica Vaca Muerta. El principal requisito es contar con secundario completo o ciclo básico común aprobado y tener habilidades digitales básicas además de contar con conectividad para las actividades virtuales sincrónicas y asincrónicas.
Los cursos para anotarse son los de formación como operador de perforación, fractura, instrumentación, mantenimiento mecánico, mantenimiento eléctrico, producción, plantas de crudo y agua.
Cada capacitación tiene una duración de 4 meses, con clases presenciales que se dictarán de 14 a 18 o de 18 a 22 hs.; y las clases comienzan el 2/6. También estará disponible para inscribirse, el curso de seguridad operativa en yacimiento, que tiene una duración de un mes.
La cursada se realiza de forma presencial en la sede del IVM en el Polo Tecnológico de la ciudad de Neuquén, que está equipado con simuladores, laboratorios de química aplicada, de automatización, control de procesos, de telemetría y talleres de mantenimiento mecánico y eléctrico. En breve, se sumará la sede del Pozo Escuela, ubicado en Río Neuquén, para realizar las prácticas de campo de los cursos de operadores.
Se otorgarán certificados por los cursos realizados acreditando competencias técnicas y horas prácticas reconocidas por la industria y avalados por el Consejo Provincial de Educación de la provincia del Neuquén.
Acerca del IVM
La nueva institución educativa, recientemente inaugurada, se propone ser un referente para la formación de futuros operadores y técnicos de Vaca Muerta, brindando la posibilidad de adquirir experiencia práctica en instalaciones reales dentro de un entorno seguro y controlado.
Está conformado por las principales operadoras del sector: YPF, Pluspetrol, Chevron, PAE, TotalEnergies, Vista, Tecpetrol, Shell, Pampa, Phoenix y CGC; y las empresas de servicios: Halliburton, San Antonio Internacional, Oilfield & Production Services, DLS Archer, Contreras Hermanos, TSB, NOV, SLB, PECOM, Industrias Juan F. Secco, Milicic, Calfrac Well Services, Wenlen, Huinoil, SIAM, Clear, Duralitte, Grupo Horizonte, Pason DGS, y Marbar, y las alianzas estratégicas con Banco Santander, e International Health Services Argentina S.A.
Además, el IVM cuenta con el apoyo del gobierno de la provincia del Neuquén, del municipio de la ciudad de Neuquén, y de los Sindicatos de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa y de Personal Jerárquico del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa.
En la convocatoria anterior se inscribieron más de 17.000 personas, lo que demuestra el interés que despertó esta iniciativa que impulsa la industria.
El acuerdo bilateral entre Argentina y Estados Unidos sobre minerales críticos incorporó al país como proveedor prioritario de litio, cobre y tierras raras dentro de las cadenas de suministro occidentales. Este marco habilita el acceso a financiamiento especializado de organismos como la DFC y el EXIM Bank, que pueden aportar capital, garantías y seguros para proyectos de gran escala.
La disponibilidad de estas herramientas reduce el costo financiero y mejora la viabilidad de iniciativas que requieren inversiones superiores a los tres mil millones de dólares, especialmente en cobre y litio.
La inclusión de Argentina en los programas estadounidenses de abastecimiento seguro responde a la necesidad de diversificar proveedores frente a la concentración global del refinado en Asia. Para el país, este alineamiento implica una mejora en las condiciones de acceso a mercado, ya que los compradores norteamericanos y europeos exigen trazabilidad, certificación y estabilidad regulatoria.
El acuerdo bilateral facilita el cumplimiento de estos requisitos y posiciona a los proyectos argentinos dentro de cadenas de valor que demandan minerales críticos para la transición energética y la industria tecnológica.
El acuerdo no modifica el riesgo país, que depende de variables macroeconómicas y fiscales, pero sí reduce el riesgo específico de los proyectos. La disponibilidad de financiamiento externo, la existencia de compradores ancla y la previsibilidad regulatoria sectorial disminuyen el riesgo operativo, comercial y financiero de las iniciativas mineras.
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Esta reducción del riesgo de proyecto es determinante para cerrar decisiones de inversión en sectores que requieren capital intensivo y plazos largos de ejecución.
Los proyectos de cobre en San Juan y Catamarca se encuentran entre los principales beneficiarios del nuevo marco. Iniciativas como Los Azules, Josemaría, Vicuña y Filo del Sol requieren financiamiento de largo plazo y contratos de abastecimiento que Estados Unidos está dispuesto a respaldar en el marco de su estrategia para asegurar minerales críticos.
La disponibilidad de capital externo también reduce la incertidumbre sobre la ejecución de obras de infraestructura asociada, como líneas eléctricas, caminos mineros y ampliaciones portuarias, indispensables para la operación de proyectos de gran escala.
El acuerdo bilateral introduce además un impacto directo en la cadena de valor minera local. La demanda de trazabilidad, certificación ambiental y monitoreo exigida por los estándares estadounidenses impulsa la incorporación de proveedores nacionales en etapas intermedias del proceso productivo.
Servicios de ingeniería, logística especializada, laboratorios, sistemas de control y consultoría técnica encuentran nuevas oportunidades de integración en proyectos que requieren cumplir con normas internacionales para acceder a mercados occidentales.
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La articulación entre financiamiento externo, estabilidad fiscal del RIGI y estándares de abastecimiento de Estados Unidos crea condiciones para que Argentina avance hacia segmentos de mayor complejidad dentro de la cadena de valor. La posibilidad de incorporar etapas de procesamiento inicial, como concentrado de cobre o carbonato de litio grado batería, depende de la disponibilidad de capital y de la demanda de compradores que buscan reducir su exposición a cadenas controladas por Asia.
El acuerdo bilateral abre una ventana para que el país capture una porción mayor del valor agregado y reduzca su dependencia de exportaciones primarias.
El nuevo marco también modifica la competitividad regional. Chile enfrenta demoras regulatorias y discusiones tributarias que condicionan la ejecución de proyectos de cobre, mientras que Perú atraviesa un ciclo de inestabilidad política que limita la previsibilidad para inversiones de gran escala.
En este contexto, Argentina aparece como una alternativa con marcos fiscales definidos, acuerdos internacionales activos y proyectos avanzados en etapa de factibilidad. La percepción de menor riesgo de proyecto incrementa el interés de empresas globales por acelerar decisiones de inversión en el país.
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El impacto económico del acuerdo se proyecta en la balanza comercial y en la disponibilidad de divisas. Los proyectos de cobre tienen capacidad para generar entre dos mil y tres mil millones de dólares anuales cada uno una vez en operación, lo que permitiría duplicar las exportaciones mineras en la próxima década.
La combinación de financiamiento especializado, estabilidad fiscal y desarrollo de infraestructura constituye un elemento central para transformar recursos geológicos en flujos de exportación sostenidos.
El acuerdo con Estados Unidos en minerales críticos no se limita a la atracción de capital, sino que amplía el acceso a mercado, mejora las condiciones de financiamiento y fortalece la cadena de valor local. La integración en cadenas de suministro occidentales y la disponibilidad de instrumentos financieros de largo plazo configuran un escenario en el que los proyectos mineros argentinos incrementan su viabilidad económica y su inserción internacional.
Este proceso introduce un cambio estructural en las condiciones de inversión y en la capacidad del país para captar capital de largo plazo en sectores de alta demanda global.
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) consolidó en las últimas semanas un volumen de proyectos aprobados que modifica el mapa regional de inversiones en minería y energía. Con catorce iniciativas validadas y más de veinte en evaluación, el esquema concentra la mayor parte del capital comprometido en proyectos de litio, cobre, midstream y gas natural licuado.
La distribución sectorial muestra que minería y energía explican más del ochenta por ciento del monto total, con iniciativas de gran escala que incluyen desarrollos de cobre en San Juan, litio en el norte del país y obras de infraestructura asociadas a la evacuación de hidrocarburos en la cuenca neuquina.
El avance del régimen generó una reacción inmediata en Chile, donde autoridades y referentes del sector minero expresaron preocupación por la velocidad de aprobación de proyectos en Argentina y por la posibilidad de que el país recupere competitividad en segmentos donde históricamente estuvo rezagado.
La comparación entre ambos marcos regulatorios expone una asimetría creciente: mientras Argentina ofrece estabilidad fiscal prolongada, reducción de incertidumbre y plazos acotados para la tramitación de proyectos, Chile enfrenta demoras ambientales, discusiones tributarias y un proceso regulatorio más rígido que condiciona la ejecución de inversiones de gran escala.
La dinámica regional se ve particularmente afectada en el segmento del cobre, donde Argentina avanza con proyectos de alta inversión como Los Azules, Josemaría, Vicuña y Filo del Sol.
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La aceleración de estos desarrollos bajo el RIGI contrasta con la situación chilena, donde iniciativas binacionales o de frontera enfrentan demoras administrativas y mayores exigencias regulatorias. La posibilidad de que capitales globales reorienten parte de su cartera hacia el lado argentino de la cordillera introduce un elemento de competencia directa que no formaba parte del escenario regional en la última década.
El impacto político del RIGI se extiende más allá de la atracción de inversiones. El régimen se convirtió en un instrumento de reposicionamiento internacional para Argentina en un contexto de disputa por minerales críticos y de necesidad de ampliar la oferta global de cobre y litio.
La articulación entre provincias mineras, empresas globales y organismos nacionales configura un esquema que busca acelerar decisiones de inversión y reducir los tiempos de maduración de proyectos que, en condiciones tradicionales, requerían procesos más extensos.
La reacción chilena confirma que el régimen altera el equilibrio histórico de la región y obliga a revisar estrategias regulatorias y fiscales en países que hasta ahora concentraban la mayor parte del capital minero.
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La consolidación de proyectos bajo el RIGI también redefine la relación entre Nación y provincias. Las jurisdicciones con mayor potencial geológico se posicionan como actores centrales en la negociación de infraestructura, logística y servicios asociados a los nuevos desarrollos.
La coordinación entre niveles de gobierno se vuelve un factor determinante para sostener el ritmo de aprobación de proyectos y garantizar que los compromisos asumidos por las empresas puedan ejecutarse en plazos compatibles con la escala de inversión prevista.
El avance del régimen y la respuesta regional muestran que la competencia por inversiones en minería y energía dejó de ser un proceso exclusivamente técnico para convertirse en un componente central de la política económica y de la estrategia internacional del país.
La combinación de estabilidad fiscal, reducción de incertidumbre y aceleración administrativa configura un escenario en el que Argentina busca recuperar terreno en sectores estratégicos y reposicionarse frente a países que históricamente dominaron la agenda de minerales críticos en la región.
La delegación argentina inició su participación en la Offshore Technology Conference en Houston con una agenda diseñada para reforzar el posicionamiento internacional de Vaca Muerta y mostrar la consolidación de su infraestructura de evacuación. La misión integra a autoridades de Neuquén, directivos de YPF, representantes empresariales y organismos de promoción, con actividades institucionales en el Petroleum Club y paneles técnicos en el NRG Center.
El objetivo es presentar la evolución de la producción, la ampliación de la capacidad de transporte y la maduración de proyectos vinculados a crudo y gas natural licuado en un contexto global de alta demanda y restricciones de oferta.
Neuquén utiliza el espacio para exponer la continuidad del crecimiento de la cuenca y la expansión del sistema de oleoductos, que permite sostener mayores volúmenes de exportación. La provincia destaca la ejecución de obras de midstream, la ampliación de Oldelval y el avance del proyecto Vaca Muerta Sur, elementos centrales para garantizar capacidad de evacuación en los próximos años.
La presencia institucional busca transmitir previsibilidad regulatoria y estabilidad operativa en un escenario en el que la infraestructura define la competitividad de las cuencas no convencionales.
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YPF presenta su estrategia de eficiencia operativa y la evolución de los costos por pozo, con curvas de aprendizaje que acercan a Vaca Muerta a estándares de productividad comparables con otras regiones maduras. La compañía expone la consolidación de técnicas de completación, la reducción de tiempos de perforación y la integración logística que permite sostener ritmos de actividad elevados.
La agenda técnica incluye paneles sobre productividad por etapa de fractura, optimización de diseños y comparación de indicadores con cuencas como Permian y Eagle Ford.
La misión incorpora reuniones con proveedores internacionales, empresas de ingeniería y potenciales socios financieros interesados en proyectos de infraestructura. La discusión se concentra en terminales de exportación, ampliación de capacidad de transporte y servicios especializados para operaciones de gran escala.
La presencia argentina en Houston apunta a fortalecer vínculos con actores clave de la cadena global de hidrocarburos y a posicionar a la cuenca como un proveedor confiable en un mercado que enfrenta tensiones geopolíticas y variaciones en la oferta.
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La agenda también incluye actividades orientadas a promover proyectos de exportación de GNL, con presentaciones sobre iniciativas en etapa de planificación y sobre la necesidad de contratos de largo plazo que permitan financiar obras de gran magnitud. La articulación entre sector público y privado se presenta como un elemento central para avanzar en esquemas de comercialización que aseguren continuidad de inversiones y previsibilidad en la operación.
La participación en la conferencia se inscribe en una estrategia más amplia de inserción internacional de Vaca Muerta, en la que la infraestructura, la capacidad de cumplimiento de contratos y la estabilidad operativa se presentan como factores determinantes para atraer inversiones.
La delegación argentina busca consolidar una narrativa basada en ejecución, crecimiento sostenido y disponibilidad de proyectos que permitan ampliar la oferta exportable en un escenario global marcado por la competencia entre cuencas y la necesidad de diversificar fuentes de suministro.
El Gobierno de Neuquén aprobó la cesión de las participaciones que Pluspetrol mantenía en Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas. Los decretos provinciales autorizaron la transferencia del 50% de cada área a YPF, que pasa a ser titular y operador único del Hub Sur.
La operación se enmarca en un intercambio de activos acordado entre ambas compañías y no implicó desembolsos inmediatos. La provincia evaluó la capacidad técnica y económica de YPF para operar en forma exclusiva y consideró que la reorganización mejora la eficiencia del desarrollo gasífero.
Las tres áreas se ubican en la ventana de gas seco y gas húmedo de Vaca Muerta. Meseta Buena Esperanza tiene una superficie de 303 kilómetros cuadrados, Aguada Villanueva abarca 281 kilómetros cuadrados y Las Tacanas, reencuadrada como Lote Bajo Evaluación, cubre 411 kilómetros cuadrados.
La consolidación del control operativo permite unificar criterios de perforación, ordenar infraestructura y acelerar decisiones en un nodo donde la fragmentación accionaria generaba demoras en la planificación.
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El Ministerio de Energía de Neuquén señaló que la reorganización favorece la optimización del desarrollo gasífero y contribuye a sostener la oferta en un contexto de mayor demanda estacional. La provincia busca asegurar volumen para abastecer el mercado interno, sostener exportaciones a Chile y fortalecer la base de recursos destinada a futuros proyectos de gas natural licuado. La concentración operativa en manos de YPF facilita la coordinación de pads, ductos internos y obras complementarias necesarias para incrementar capacidad de evacuación.
La operación también reconfigura el mapa de operadores en la cuenca. Pluspetrol reduce presencia en áreas gasíferas y queda habilitada a participar en otros bloques bajo esquemas flexibles.
YPF avanza en la estrategia de ordenar su portafolio y concentrar recursos en nodos donde puede integrar desarrollo, infraestructura y comercialización. La provincia respalda este esquema para acelerar inversiones y dar previsibilidad a la cadena de servicios.
Para el sistema energético nacional, el control total del Hub Sur refuerza la disponibilidad de gas en una zona clave para la expansión de la oferta. La consolidación operativa permite reducir tiempos de ejecución, mejorar la eficiencia en la utilización de equipos y sostener la curva de producción en un segmento central para la transición energética.
La reorganización del nodo gasífero se alinea con los objetivos de ampliar capacidad de transporte, estabilizar abastecimiento invernal y preparar recursos para proyectos de exportación de mayor escala.
Los datos internacionales muestran un deterioro acelerado en el bienestar y el compromiso de los mandos medios. El 40% de la fuerza laboral global declara sentir estrés la mayor parte del día y el engagement gerencial cayó de 30% a 27% en un año, la mayor caída interanual registrada. El descenso no es uniforme: las managers mujeres perdieron siete puntos en bienestar y los managers menores de 35 años perdieron cinco puntos en engagement.
La combinación de carga operativa, presión por resultados y falta de formación formal en liderazgo configura un escenario donde el agotamiento se vuelve estructural.
El desgaste no se expresa de manera directa. Los mandos medios tienden a ocultarlo detrás de comportamientos que aparentan normalidad. En diagnósticos organizacionales se identifican patrones que funcionan como indicadores tempranos de agotamiento.
El primero es el del líder que asume responsabilidades adicionales y sostiene tareas que deberían estar distribuidas en el equipo.
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El segundo es el del líder que reduce participación, demora respuestas y pierde iniciativa, aun cuando mantiene presencia física o virtual. El tercero es el del líder que opera en modo reactivo permanente, sin espacio para planificación ni análisis. El cuarto es el del líder que evita conflictos y suaviza decisiones para no tensionar el clima laboral.
Estos comportamientos tienen efectos directos sobre el funcionamiento de las organizaciones. La sobrecarga del líder que intenta sostener todo genera cuellos de botella y reduce la capacidad de delegación. La desconexión emocional del líder que se vuelve menos visible afecta la coordinación interna y la calidad de las decisiones.
La reacción permanente del líder saturado incrementa errores y disminuye la capacidad de anticipación. La evitación del conflicto del líder complaciente normaliza bajo desempeño y posterga decisiones críticas. En todos los casos, el agotamiento individual se convierte en un problema sistémico.
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La falta de formación formal agrava el fenómeno. Menos de la mitad de los mandos medios recibió entrenamiento específico para liderar equipos. La mayoría aprendió por imitación o por supervivencia en contextos de alta presión.
En sectores donde la operación es continua y la responsabilidad es elevada, la improvisación bajo estrés incrementa el riesgo de fallas operativas, rotación de talento y deterioro del clima laboral. La evidencia internacional muestra que el agotamiento gerencial correlaciona con aumentos significativos en la rotación y con una caída en la calidad de la supervisión.
Para Argentina, el fenómeno tiene implicancias directas. Las empresas operan en entornos de alta volatilidad, con exigencias regulatorias, presión por resultados y estructuras jerárquicas que concentran decisiones en mandos medios. La combinación de inflación, rotación de talento joven y reorganización de equipos híbridos incrementa la carga emocional y operativa de los líderes intermedios.
En sectores críticos —energía, industria, logística, salud— el agotamiento gerencial afecta seguridad, continuidad operativa y retención de perfiles técnicos.
El agotamiento de mandos medios no es un problema individual. Es un indicador de tensión organizacional que anticipa fallas en coordinación, productividad y toma de decisiones. La identificación temprana de estos patrones permite intervenir antes de que el desgaste afecte la operación y la capacidad de sostener equipos en contextos de alta demanda.
La petrolera estatal boliviana Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunció una inversión de 9,8 millones de dólares destinada a mejorar la terminal de importación de crudo y combustibles en el puerto chileno de Arica, un punto estratégico para la provisión energética de Bolivia.
Oscar Guzmán, gerente general de YPFB Transporte, informó durante la Audiencia Pública de Rendición de Cuentas 2026 en Santa Cruz que esta inversión forma parte de un plan mayor que contempla un desembolso total de 50 millones de dólares para fortalecer la infraestructura y la logística de importación.
Los fondos se aplicarán en el proyecto denominado “Reversa Ossa 2”, que incluye la conexión mediante oleoducto entre Arica y la localidad boliviana de Charaña, con el objetivo de agilizar y hacer más eficiente el transporte de combustibles desde el puerto hasta Bolivia.
Guzmán destacó que este proyecto representa “un gran desafío” debido a que la operación se realiza en territorio extranjero, reflejando la importancia de la colaboración transfronteriza pese a las complejas relaciones diplomáticas entre Bolivia y Chile, que no cuentan con embajadores desde 1962.
El anuncio se produce en un contexto en el que Bolivia busca mejorar la calidad y el abastecimiento de sus combustibles, tras denunciar recientemente una “mafia internacional” que opera en Chile, Argentina y Paraguay, dedicada al robo, adulteración y sabotaje de gasolina y diésel, lo que causó pérdidas económicas estimadas en 150 millones de dólares.
A pesar de las tensiones históricas y la ausencia de relaciones diplomáticas plenas, ambos países mantienen consulados generales y actualmente experimentan un acercamiento con los gobiernos de Rodrigo Paz y José Antonio Kast, que promueven proyectos de cooperación bilateral, incluyendo iniciativas para facilitar la importación de combustibles.
El Gobierno de la Provincia de Santa Cruz, bajo la conducción de Claudio Vidal, continúa ejecutando acciones estratégicas para garantizar la estabilidad de los servicios públicos. A través de Servicios Públicos Sociedad del Estado (SPSE), se llevaron a cabo en la sede central los actos de apertura de sobres correspondientes a la Licitación Pública N°08/SP/2026 y la Licitación Pública N°09/SP/2026.
Estos llamados a licitación para la “Contratación de Generación de Energía” cumplen con todos los pasos legales de transparencia, habiendo sido publicados oportunamente en el Boletín Oficial y medios de comunicación. El objetivo central es asegurar el suministro eléctrico específico para los distritos de Puerto San Julián, Gobernador Gregores y El Chaltén.
Proceso de apertura y empresas oferentes
El proceso licitatorio se desarrolló en dos jornadas clave, supervisadas por autoridades de SPSE y representantes de las firmas participantes:
Jornada de Martes: Se registró la presentación de un oferente, la firma Industrias Juan F. Secco S.A., cuya documentación fue recibida para su posterior análisis técnico. El acto contó con la supervisión del Ing. Ariel Audisio (Gerente Provincial de Energía) y la Tec. Sup. Romina Espinoza (Subgerente Provincial de Compras y Suministros), entre otros directivos.
Jornada de Miércoles: Se presentaron dos oferentes adicionales: la firma Agreko Argentina SRL y la firma Hidromec SA. En esta instancia, la transparencia del procedimiento fue avalada por Juan Cruz Báez y Andrés Nemirosky, representantes de la Gerencia Provincial de Energía. Y el acompañamiento del área de Compras y Suministro.
Evaluación técnica y administrativa
Tras la apertura de sobres, las propuestas iniciaron su recorrido por los procesos administrativos y técnicos internos de SPSE. La comisión evaluadora será la encargada de analizar la factibilidad de las ofertas dentro de los marcos normativos de la empresa estatal, garantizando que cumplan con los requisitos para la infraestructura eléctrica de la provincia.
Desde el Gobierno Provincial destacaron que esta licitación es una pieza clave para asegurar que las localidades del interior cuenten con el respaldo energético necesario para acompañar su desarrollo social e industrial. Con esta medida, se reafirma el compromiso de la gestión actual con la mejora de los servicios básicos y la inversión en infraestructura en todo el territorio santacruceño.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, encabezó una recorrida en el área de producción de los yacimientos Manantiales Behr, en Comodoro Rivadavia, en el marco de una inversión provincial destinada a la perforación de nuevos pozos de agua.
La obra permitirá no solo incrementar el caudal disponible para la actividad hidrocarburífera, sino también fortalecer el sistema de abastecimiento de agua para la población de la zona sur de la provincia.
Acompañaron al mandatario el secretario de Infraestructura, Energía y Planificación, Hernán Tórtola; el presidente de la Sociedad Cooperativa Popular Ltda. (SPCL), Franco Domizzi; el gerente de Recursos Hídricos de la entidad, Adolfo Carrizo; el ingeniero Gerardo Couto; y subsecretario de Servicios Públicos (DGSP), Ezequiel Suazo.
La iniciativa contempla una inversión total de $3.444.218.425 y prevé la perforación de tres nuevos pozos en el yacimiento Manantiales Behr, junto con el mantenimiento y la recuperación de otros seis en El Trébol-Escalante.
Estas acciones se enmarcan en un plan de trabajo que busca incrementar el caudal de producción hídrica e integrar nuevas fuentes provenientes de yacimientos no concesionados, con el objetivo de mejorar el abastecimiento en Comodoro Rivadavia.
Al respecto, Torres destacó: “Después de una década, volvimos a perforar pozos que permiten llevar agua al equivalente a 5 mil familias en Comodoro Rivadavia. Esto forma parte de un plan hídrico para garantizar un recurso tan esencial como el agua en el sur de la provincia”.
El proyecto marca la reactivación de obras de perforación tras diez años sin intervenciones de este tipo en la zona, y apunta a recuperar la capacidad operativa de los pozos existentes, muchos de los cuales habían quedado fuera de servicio.
Además, se prevé una segunda etapa orientada a la rehabilitación de infraestructura y a la incorporación de nuevas fuentes de captación, con el objetivo de dar respuesta a la demanda creciente y a los problemas históricos de abastecimiento.
El plan se ejecuta con un plazo estimado de seis meses y combina nuevas perforaciones con tareas de mantenimiento, lo que permitirá mejorar de manera progresiva el sistema hídrico en la región.
La Legislatura de Río Negro aprobó por amplia mayoría la ratificación del acuerdo firmado por el gobernador Alberto Weretilneck con Southern Energy y San Matías Pipeline. La ley consolida reglas claras para una inversión estratégica que confirma el rumbo de Río Negro como puerta de salida del gas de Vaca Muerta al mundo, garantizando la generación de nuevos puestos laborales y más desarrollo.
De este modo, se ratifica el Acta Acuerdo firmada el 14 de abril pasado entre la Provincia, Southern Energy S.A. (SESA) y San Matías Pipeline S.A., orientada a establecer un régimen fiscal y de estabilidad regulatoria para el desarrollo del proyecto de Gas Natural Licuado en el Golfo San Matías.
La decisión, acompañada por una amplia mayoría en la Legislatura (41 votos a favor y 3 en contra), consolida un nuevo avance en el camino que viene construyendo Río Negro para convertirse en un actor estratégico de la exportación energética argentina, con infraestructura, trabajo local, cuidado ambiental y nuevas oportunidades de desarrollo para las comunidades.
El gobernador Alberto Weretilneck destacó el respaldo legislativo y remarcó que este proyecto “ratifica el rumbo que elegimos para Río Negro: transformar nuestros recursos en empleo, desarrollo y obras para nuestra gente, con reglas claras y defendiendo los intereses de la provincia en cada decisión”.
Un paso clave para consolidar a Río Negro como exportador de GNL
El Proyecto FLNG prevé la instalación de dos buques de licuefacción en el Golfo San Matías, con una capacidad total de 6 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a casi 27 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. Además, contempla la construcción de un gasoducto dedicado de 471 kilómetros y 36 pulgadas, que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina.
La Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, destacó el acompañamiento legislativo que permitió avanzar con una herramienta clave para dar previsibilidad a una inversión de escala internacional.
“Queremos agradecer a los legisladores que acompañaron esta decisión y que entienden el cambio de perfil productivo al que estamos asistiendo en Río Negro. Este no es un proyecto aislado: es parte de un rumbo que venimos construyendo con planificación, reglas claras y defensa de los intereses de todos los rionegrinos”, afirmó Confini.
RÍO NEGRO ES LA PUERTA DE SALIDA DEL GNL ARGENTINO AL MUNDO
La @LegislaturaRN ratificó por amplia mayoría el acuerdo con Southern Energy y San Matías Pipeline para avanzar con el proyecto de GNL en el Golfo San Matías.
A su vez, remarcó que el acompañamiento no fue unánime, pero valoró especialmente a quienes respaldaron el proyecto “con una mirada estratégica sobre lo que ya está pasado en la provincia”.
“Agradecemos a quienes confían en esta etapa de transformación. Río Negro está asumiendo un rol central en el desarrollo energético nacional, y el Gobierno Provincial tiene la responsabilidad de cuidar que ese proceso se traduzca en empleo, infraestructura, ingresos y oportunidades reales para nuestra gente”, sostuvo.
Previsibilidad para invertir y beneficios para Río Negro
El acuerdo busca brindar certeza jurídica, fiscal y regulatoria para el desarrollo del Proyecto FLNG, una condición clave para una inversión de gran escala vinculada a la producción, transporte, licuefacción y exportación de gas natural.
El proyecto podría generar para Río Negro más de USD 490 millones en 20 años, entre cánones, regalías, tasas, aporte comunitario y un aporte variable asociado al precio internacional del GNL.
Entre esos beneficios se incluye un aporte comunitario fijo de USD 36 millones, destinado a seguridad, salud e inversiones comunitarias. Además, la norma dispone que el 5% de esa contribución sea asignado al Municipio de San Antonio Oeste para obras de infraestructura y equipamiento.
Southern Energy está integrada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. El consorcio proyecta una inversión superior a los USD 15.000 millones para operar durante 20 años un esquema de exportación basado en dos unidades flotantes de licuefacción en el Golfo San Matías.
Este avance se suma a otros hitos recientes del desarrollo del GNL en la provincia, como el primer contrato de venta con la empresa estatal alemana SEFE, que prevé exportaciones por 2 millones de toneladas anuales de GNL desde el Golfo San Matías a partir de fines de 2027.
El acuerdo incorpora compromisos ambientales, entre ellos la adhesión de Southern Energy al Programa de Monitoreo de la zona costera de influencia del Golfo San Matías, con el objetivo de garantizar seguimiento, fiscalización y cuidado de los recursos naturales.
“La Provincia está presente para ordenar, regular y defender. Nuestro rol es garantizar que las inversiones lleguen, pero también que dejen beneficios concretos en Río Negro: más trabajo para rionegrinos, más actividad para nuestras empresas, más infraestructura y más futuro para las próximas generaciones”, agregó Confini.
La Provincia del Neuquén dio un nuevo paso en el desarrollo de Vaca Muerta con el lanzamiento de la licitación pública nacional e internacional para 15 áreas hidrocarburíferas, a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). El anuncio fue realizado por el gobernador Rolando Figueroa en Houston, ante referentes del sector energético, en un escenario clave para mostrar el potencial de la provincia y generar nuevas oportunidades de inversión.
Se trata de la Ronda 1/2026, una convocatoria que busca sumar nuevos actores al desarrollo energético, con un esquema claro, competitivo y con reglas de juego previsibles. Las áreas incluidas –Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte y Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera en sus distintas variantes, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este– se ubican en zonas estratégicas, con información geológica disponible y cercanas a desarrollos existentes.
Uno de los puntos centrales del proceso es que las empresas deberán presentar un plan de trabajo con compromiso de inversión para la etapa exploratoria, asumiendo el riesgo propio de esta fase, mientras que GyP participará como socio estratégico, con una presencia que podrá variar entre el 10% y el 20%.
Además, el esquema prevé herramientas como el bono de acceso -con un piso de 500 mil dólares- y la posibilidad de competir en regalías, lo que permite estructurar ofertas acordes a cada proyecto. El cronograma ya está en marcha: las ofertas podrán presentarse hasta el 19 de agosto y ese mismo día se realizará la apertura de sobres en la ciudad de Neuquén.
Más allá de lo estrictamente productivo, la iniciativa también pone el foco en el desarrollo local. Las empresas deberán cumplir con estándares ambientales, de seguridad y de fortalecimiento de proveedores neuquinos, además de contemplar aportes vinculados a infraestructura en caso de avanzar hacia la etapa de explotación.
Las bases y condiciones de la convocatoria, junto con toda la información técnica del proceso, se encuentran disponibles para su consulta en el sitio oficial de GyP: https://www.gypnqn.com.ar/
Con este proceso, Neuquén busca seguir consolidando un modelo de desarrollo energético sostenido, con participación público-privada, generando empleo, inversiones y oportunidades para toda la provincia.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía estableció que la bonificación extraordinaria que reciben los usuarios subsidiados de gas natural y propano por red sea del 25% durante mayo, lo que se suma al 50% general que reciben todos los beneficiados del SEF.
Frente a la situación internacional, que generó una suba de los precios de los combustibles a nivel global, esta medida, dispuesta a través de la Resolución 11/2026, busca morigerar el impacto en la factura final para los usuarios más vulnerables.
De esta manera, durante mayo, los beneficiarios de gas natural y propano por red, incorporados dentro del régimen SEF (Subsidios Energéticos Focalizados), recibirán un 75% de bonificación total sobre el bloque de consumo subsidiado.
Por su parte, en el caso de la electricidad, se mantiene la baja gradual de la bonificación extraordinaria, que comenzó en 25% en enero y terminará siendo 0% en diciembre de este año.
“El Gobierno Nacional continúa avanzando hacia una política de subsidios energéticos más simple, transparente y sostenible, que concentra los recursos en quienes realmente los necesitan, ordena la relación entre tarifas y costos y brinda mayor previsibilidad sobre el impacto de las facturas de luz y gas a lo largo del año”, afirmaron.
La controversia en torno a la explotación de recursos hidrocarburíferos en el Atlántico Sur adquirió un nuevo relieve tras la denuncia formal presentada por el Gobierno de Tierra del Fuego contra Navitas Petroleum Limited Partnership ante la Autoridad de Valores de Israel. En el centro del conflicto se encuentra el proyecto “Sea Lion”, emplazado al norte de las Islas Malvinas, cuya ejecución —según sostiene la presentación— se desarrolla al margen de la autorización de la República Argentina y en una zona cuya disputa de soberanía transcurre favorablemente a la Argentina en el seno de las Naciones Unidas.
El escrito acusa a la compañía de incurrir en posibles violaciones a la normativa del mercado de capitales al proporcionar a sus inversores información incompleta o deliberadamente atenuada respecto de los riesgos jurídicos, diplomáticos y geopolíticos inherentes al emprendimiento. En particular, se señala que directivos de la firma habrían minimizado la posición oficial argentina, pese a que la Cancillería rechazó formalmente la decisión final de inversión anunciada en conjunto con Rockhopper Exploration, calificando dichas actividades como ilegales y recordando que cualquier operación hidrocarburífera sin autorización en el área constituye un acto ilícito conforme al derecho nacional e internacional.
La denuncia solicita a la autoridad regulatoria israelí que investigue si la empresa omitió comunicar hechos sustanciales al mercado, entre ellos el rechazo oficial del Estado argentino, la existencia de sanciones aplicadas y las declaraciones del presidente de la Nación del 2 de abril de 2026, en las que se anunciaron medidas diplomáticas frente a lo que se consideran actividades ilegítimas sobre recursos naturales argentinos.
Desde Tierra del Fuego
Desde el Ejecutivo fueguino se enfatiza que el caso trasciende el plano estrictamente empresarial, al involucrar la defensa de los derechos soberanos de la Argentina sobre las Islas Malvinas, las Georgias del Sur, las Sandwich del Sur y los espacios marítimos correspondientes, todos ellos integrantes del territorio provincial según la legislación vigente. En ese sentido, el secretario de Malvinas, Antártida, Islas del Atlántico Sur y Relaciones Internacionales, Andrés Dachary, expresó que la empresa no sólo incurre en una operatoria ilegal, sino que debe rendir cuentas ante sus inversores acerca de si ha informado con claridad los riesgos jurídicos, penales, financieros y diplomáticos derivados de avanzar sobre recursos naturales argentinos sin autorización.
Asimismo, la presentación subraya que las actividades de Navitas se desarrollan en abierta contradicción con el proceso de descolonización impulsado por las Naciones Unidas, en particular con las resoluciones 2065 de 1965 y 31/49 de 1975 de la Asamblea General, que reconocen la existencia de la disputa de soberanía entre Argentina y el Reino Unido y exhortan a ambas partes a abstenerse de adoptar medidas unilaterales mientras continúen las negociaciones.
En este marco, las autoridades provinciales reiteraron su determinación de recurrir a todas las herramientas institucionales, jurídicas y diplomáticas disponibles para impedir la explotación ilegal de recursos naturales en la región. “La ilegalidad —se advierte— no puede ser presentada ante los mercados como una oportunidad de inversión”, sintetizando así una posición que combina defensa soberana con exigencia de transparencia financiera.
Amigos son los amigos
La posición de Israel frente a la cuestión de las Islas Malvinas no se explica por afinidades retóricas, sino por cálculo estratégico: evita contradecir a Estados Unidos, su principal sostén político y militar, cuya postura histórica ha oscilado entre el reconocimiento de la administración británica y una neutralidad funcional que nunca incomoda al Reino Unido.
Al mismo tiempo preserva su relación con Londres, socio relevante en comercio, defensa y tecnología, cuyo costo de fricción superaría cualquier ganancia simbólica de alinearse con Argentina. Del mismo modo, evita convalidar de manera enfática el principio de integridad territorial en disputas coloniales, porque ese mismo argumento podría ser reactivado en su contra en escenarios como Cisjordania, donde su propia posición internacional es objeto de controversia.
Riesgo Navitas
Para Navitas, el riesgo empresario alto, pero está calculado en términos operativos y financieros gracias al paraguas británico y por eso la empresa avanza. Discursivamente, Navitas dice actuar en función de la lógica empresarial y no de alineamientos diplomáticos. No obstante, para Navitas, la contraparte operativa es el Reino Unido, no Argentina.
Vínculos
La relación entre Navitas Petroleum y el Estado de Israel se inscribe en un esquema de fuerte regulación sin propiedad directa: la empresa depende de decisiones estatales para acceder al negocio —licencias de exploración, concesiones offshore y marcos fiscales— y su actividad está condicionada por la política energética nacional, que fija criterios sobre desarrollo de recursos, niveles de exportación y destinos del gas, como ocurrió en el caso del yacimiento Leviatán.
A esto se suma que gran parte de su financiamiento proviene de fondos de pensión y entidades financieras israelíes, cuyo funcionamiento es supervisado por organismos públicos, lo que integra a la compañía en un ecosistema económico regulado por el Estado aunque formalmente privado.
Al mismo tiempo, ese vínculo incorpora una dimensión política y estratégica: sin ser accionista relevante ni intervenir en la gestión cotidiana, el Estado puede incidir mediante señales regulatorias, orientación de política exterior o consideraciones de seguridad nacional que afectan indirectamente las decisiones empresariales, especialmente en contextos sensibles. Esa influencia opera como marco general y podría operar como control operativo. Es decir, a pesar de que Navitas conserva autonomía para definir sus inversiones internacionales —incluidas aquellas en aguas bajo control británico en las Islas Malvinas— el Estado de Israel, podría influir definitivamente en la empresa.
Cabe recordar también que, en foros internacionales, particularmente en la ONU y en relación a Malvinas, Israel junto con un mínimo grupo de países, mantuvo a lo largo de las décadas, una posición alineada con Gran Bretaña, evitando confrontar en el asunto.
Desde esa lógica, la inversión no aparece como “ilegal”, sino como jurídicamente habilitada por quien ejerce el control efectivo del territorio. Para Navitas, la tensión entre soberanía reclamada y soberanía ejercida es poco importante.
HOUSTON (enviada especial). El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, participó este domingo de la Bilateral Energy Summit, el encuentro previo a la Offshore Technology Conference(OTC) que se realiza en Estados Unidos, donde presentó por primera vez el detalle de las 15 nuevas áreas hidrocarburíferasque la provincia de Neuquén licitará a través de la empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).
«Queremos que el mundo nos mire, por eso estas licitaciones son muy importantes para que lleguen otras empresas . Creemos que la llegada de Continental Resources va a permitir desembarcar a nuevas compañías de servicios y también vamos a a ser más eficientes porque estamos trabajando y colaborando con la industria para que esto suceda», sostuvo el mandatario neuquino durante el panel que encabezó en Texas, Estados Unidos.
Con el objetivo de atraer a las empresas americanas que participan en el desarrollo del Permian, Figueroa señaló que los recursos de Vaca Muerta sixtuplican la capacidad de consumo de la Argentina por los próximos 20 años, pero también destacó el potencial de otras formaciones como Quintuco o Los Molles: «El camino que se ha trazado es el correcto. Se ha armado un sistema resiliente y estamos convencidos de que vamos a crecer mucho», agregó.
Bajo este contexto oficializó la convocatoria denominada Ronda 1/2026 que apunta a atraer inversiones para la exploración, desarrollo y eventual explotación de bloques ubicados dentro de la formación Vaca Muerta y otras ventanas geológicas de la provincia. Se trata de una licitación de carácter nacional e internacional que permitirá a empresas privadas asociarse con GyP bajo un esquema contractual en el que la petrolera provincial mantiene la titularidad de las áreas, pero comparte el desarrollo con operadores e inversores.
Las 15 áreas en licitación
Estas son las 15 nuevas áreas que licitará Neuquén en Vaca Muerta.
Estos bloques están distribuidos en la zona norte y centro de la provincia y combinan áreas con distinto grado de madurez exploratoria, lo que permite ampliar el espectro de interesados, desde grandes operadores con experiencia en shale hasta compañías de perfil más exploratorio.
Según el pliego oficial, las áreas incluidas en esta primera ronda son:
Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte, Cerro Avispa Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este.
Esquema regulatorio
El modelo licitatorio prevé que las empresas adjudicatarias se asocien con GyP, que conservará una participación de entre el 10% y el 20% en cada proyecto. A cambio, los privados asumirán el riesgo y el financiamiento completo de la etapa exploratoria. El proceso contempla un período inicial de exploración de hasta ocho años -dividido en dos etapas de 4 años y una eventual concesión de explotación por 35 años en caso de descubrimientos comerciales.
Las empresas interesadas podrán postularse hasta el 10 de agosto y las ofertas se conocerán el 19 de ese mismo mes.
Uno de los ejes centrales del esquema es el compromiso mínimo de inversión, que será clave en la evaluación de las ofertas, junto con variables como regalías, bono de acceso y plan de trabajos exploratorios para dar impulso a otros bloques con menor actividad.
Milicic compartirá sus principales experiencias y capacidades en el desarrollo de proyectos mineros.
Milicic Minería invita a visitar su stand E541 | E557, ubicado en el Pabellón 2, donde compartirá sus principales experiencias y capacidades en el desarrollo de proyectos mineros. Con acceso libre y gratuito, los asistentes podrán conocer más sobre la experiencia de Milicic en el sector, su propuesta de valor y su compromiso con las comunidades en las que opera, según precisaron desde la empresa.
«Con más de 30 años de experiencia en los principales proyectos mineros del país, Milicic Minería viene trabajando en el desarrollo de capacidades para estar a la altura de las oportunidades del sector. Ello demanda inversión, capacidad de gestión de múltiples actores y sobre todo una cultura y orientación al servicio de las necesidades de los clientes», destacaron desde la firma.
“La experiencia de trabajar Perú desde hace tres años nos ha permitido una comprensión clara de lo que implica el desarrollo de la gran minería. Los estándares de este segmento de mercado exigen ser eficientes con el servicio, integrando a la propuesta de valor el trabajo con todo el ecosistema local y la sostenibilidad en la gestión”, destaca Marian Milicic, gerenta general.
“La experiencia de trabajar Perú desde hace tres años nos ha permitido una comprensión clara de lo que implica el desarrollo de la gran minería”, destaca Marian Milicic, gerenta general.
Presencia en distintos puntos del país
Con una fuerte presencia en distintos puntos del país, Milicic Minería participa en la actualidad en proyectos vinculados a la minería metalífera y del litio, así como también en la industria de minería de cemento, acompañando el desarrollo de los sectores productivos más dinámicos.
En la provincia de San Juan, Milicic Minería desarrolla actualmente tareas para Minera Andina del Sol SRL, Barrick Mining Corporation & Shandong Gold Group en Veladero,donde se encuentra finalizando la fase 8A2 y 8B vinculadas a la construcción e impermeabilización del valle de lixiviación. En Santa Cruz, estuvimos trabajando recientemente en Cerro Negro para Oroplata SA y Newmont.
Proyectos
En el norte del país, la compañía avanza en proyectos vinculados al litio, con trabajos en el Salar del Rincón (Salta) para Rio Tinto; en el Proyecto Sal de Oro (Salta/Catamarca) para Posco Argentina SAU. Por otro lado, en la industria no metalífera, trabaja para Cementos Avellaneda en Olavarría, provincia de Buenos Aires y en La Calera, provincia de San Luis.
DESDE HOUSTON.- Una misión argentina desembarcó este domingo 3 de mayo en la ciudad de Houston para participar de la Offshore Technology Conference (OTC) 2026 con el objetivo de posicionar al país como un socio capaz de convertirse en un proveedor protagónico en el mercado mundial.
La antesala del evento –reconocido como la mayor feria tecnológica del offshore– fue el Bilateral Energy Summit organizado por la Cámara de Comercio Argentina–Texas (ATCC) cuya meta fue mostrar nuevas oportunidades de inversión en Vaca Muerta, presentando a la formación neuquina ya no como un potencial sino como una realidad ineludible.
En efecto, en aquel evento se probó que Argentina ya no llega a Houston a contar lo que podría hacer sino a mostrar lo que está haciendo. Vaca Muerta se presenta en la OTC 2026 no como una promesa, sino como una realidad lista para conectarse con el mercado internacional.
Bilateral Energy Summit: la tradicional antesala de la OTC
El programa comenzó con la Bilateral Energy Summit, la tradicional cumbre que se realiza en el Houston Petroleum Club, un foro de alto nivel que reúne a autoridades gubernamentales, gobernadores, CEOs de las principales compañías energéticas de Argentina y Estados Unidos, e instituciones internacionales.
Allí se dieron lugar representantes de compañías como Continental Resources o San Antonio junto con el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, entre otros.
«El momento de invertir es ahora» y «Argentina y Texas son socios complementarios» fueron dos de los ejes principales del evento que funciona como antesala de la OTC. Con más de 400 participantes y la presencia de figuras como Ariel Masut (ATCC) y Diego Sucalesca (PromArgentina), el debate inició en la creación de una asociación estratégica entre la Cuenca Neuquina y Permian, el gigante de Texas.
Referentes de compañías como Pluspetrol, TotalEnergies, Geopark y Quintana Energy se enfocaron en los planes y desafíos de la Cuenca Neuquina. Mientras que operadores locales y las empresas de servicios, representadas por figuras como Javier Iguacel (Bentia Energy) y Nicolás Ziperovich (San Antonio Internacional), profundizaron acerca de cómo captar la tecnología y el capital necesarios para dar el siguiente salto productivo.
Una de las grandes novedades de esta edición de la OTC es que por primera vez Argentina como país liderará uno de los paneles centrales del evento. Bajo el nombre “Argentina como socio energético confiable: el papel de Vaca Muerta en el mercado energético mundial”, el martes disertarán Horacio Marín, el gobernador Figueroa, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, Marcelo Gioffré (VP Supply Chain PAE) y Mauricio Uribe, presidente de FECENE.
El evento se enmarcará en mostrar la confiabilidad de los proyectos argentinos a través de la escala y la calidad del recursos. Además, tanto el gobierno de Neuquén como los representantes de las operadoras, intentarán remarcar el progreso obtenido en la cuenca neuquina a través de la productividad y la competitividad lograda en los últimos años, junto con los avances en las infraestructura y los grandes proyectos exportadores.
Con esta hoja de ruta integrada, Argentina cerrará su primera jornada en la OTC enviando un mensaje contundente: el país tiene el recurso, está construyendo la infraestructura y busca socios estratégicos para alimentar la demanda energética global.
Energy Trade Mission: la agenda de la misión de la ATCC
En paralelo, la Energy Trade Mission organizada por la ATCC estructurará una agenda integral que combinará espacios de diálogo estratégico, innovación y generación de negocios para la comitiva de empresarios que llegaron a Houston.
La misión incluirá una visita a la University of Houston, donde se desarrollarán workshops de investigación y desarrollo orientados a abordar los principales desafíos de la industria del oil & gas, incluyendo cuellos de botella operativos, eficiencia y adopción tecnológica. Además, recorrerán instalaciones de empresas como Halliburton, Precision Drilling y Oliden Technology, entre otras.
ExxonMobil ganó 4.183 millones de dólares en el primer trimestre de 2026, que refleja una caída del 45,8% interanual. La facturación fue de 85.138 millones de dólares en los tres primeros meses del año.
En tanto la producción global de Exxon se situó en 4,594 millones de barriles diarios (bpd), es decir, un aumento del 0,94% i.a. A principios de abril, Exxon ya advirtió que la guerra con Irán afectaría a sus resultados. La empresa perdió casi 4.000 millones de dólares en estas operaciones debido a lo que describió como un “efecto de sincronización” de calendario. El valor de los envíos de productos que cubrió no se contabilizó en el trimestre debido a que su entrega no se completó.
Sin embargo, el impacto es temporal y las coberturas generarán una ganancia neta en los trimestres siguientes, una vez que se entreguen los productos, informó Exxon.
También sufrió una pérdida de 700 millones de dólares en coberturas cerradas que no se compensaron con entregas físicas debido a la interrupción en Oriente Medio.
Petrobras produjo en el primer trimestre del año un promedio diario récord de 3,23 millones de barriles de petróleo y gas natural equivalente, el 16,2% más frente al mismo periodo de 2025, Respecto del trimestre anterior el incremento fue del 3,7%.
Petrobras atribuyó el aumento a la expansión de sus operaciones en el presal, donde obtuvo una producción récord de 4,01 millones de barriles de petróleo y gas equivalente por día en los primeros tres meses de 2026, un 7% más frente al mismo período del año anterior. En términos de producción propia, Petrobras consiguió en el presal 2,66 millones de barriles de petróleo y gas equivalente por día, un alza del 8% en el mismo comparativo.
El desempeño récord se explicó, en gran medida, por el aumento de la capacidad productiva en campos clave del presal como Búzios y Mero.
Las plataformas superaron por primera vez el millón de barriles diarios en una jornada, mientras que en el campo de Mero la producción sobrepasó los 700.000 barriles en un solo día, tras la entrada en operación de un nuevo pozo conectado a la plataforma Alexandre de Gusmão.
La transacción le permitirá superar los 50.000 kbbl/d operados, alcanzando una escala relevante y fortaleciendo su posicionamiento entre los principales productores de crudo de Argentina.
PECOM (en conjunto con su relacionada San Benito Upstream) anunció la firma de un acuerdo con Pluspetrol S.A. para la adquisición de su participación en las concesiones de explotación de hidrocarburos correspondientes a las áreas CNQ-7 Gobernador Ayala, CNQ-7A, Jagüel Casa de Piedra y Gobernador Ayala III, ubicadas en las provincias de Mendoza y La Pampa (conjuntamente, el “Bloque El Corcobo”), que totalizan un volumen de producción cercano a los 18.000 kbbl/día.
Con esta incorporación, y una vez completada la transacción, PECOM superará los 50.000 kbbl/d operados. En este sentido, Horacio Bustillo, CEO de PECOM, señaló: “Estoy muy orgulloso. Estamos dando un paso histórico completando una adquisición que consolida a PECOM entre los cinco principales operadores del sector en el país. Basados en nuestras capacidades, a partir de una gestión eficiente en la superficie y un profundo conocimiento del subsuelo, estamos convencidos de que podemos agregar mucho valor a El Corcobo”.
El Bloque está compuesto por activos maduros con potencial para la aplicación de técnicas de recuperación terciaria (EOR), un campo en el que PECOM cuenta con amplia experiencia técnica y operativa. Esta capacidad constituye un diferencial clave para maximizar el valor de este tipo de yacimientos, optimizando factores de recobro y extendiendo la vida útil de los activos.
La transacción, que se encuentra sujeta al cumplimiento de condiciones precedentes, incluyendo la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes, se enmarca en la estrategia de crecimiento de PECOM en el segmento upstream, con foco en la gestión eficiente de activos convencionales.
Gastón Díaz, socio de Australis Capital; y Nicolás Gandini, director de EconoJournal
El desarrollo de Vaca Muerta y de otros sectores estratégicos como la minería y la agroindustria vuelve a poner en primer plano una limitación estructural de la economía argentina que es elacceso al crédito. En ese contexto, fondos de crédito privado como Australis Capital buscan posicionarse como un puente entre el sistema financiero y el entramado de pequeñas y medianas empresas que sostienen la cadena de valor.
Australis Capital es un fondo cuyo objetivo es financiar pymes vinculadas a la economía real, como la energía, minería, agroindustria e infraestructura, bajo la premisa de que existe una brecha significativa de financiamiento en la Argentina, en la que los bancos no siempre ofrecen productos adecuados en términos de plazo y estructura. La firma apunta a cubrir ese espacio con créditos de entre dos y cinco años, diseñados a medida de cada empresa, y tickets que van de US$1 millón a US$15 millones.
En una edición especial de Dínamo, Gastón Díaz, socio de Australis, planteó que el problema de fondo es la baja penetración del crédito en el país. “La Argentina tiene un problema estructural de acceso al crédito. La penetración del crédito al sector privado está entre el 10% y el 15%. El promedio en América Latina es del 60% y hay países que alcanzan el 80%”, señaló.
Las Pymes y la dificultad de acceso al crédito
Según Díaz, esta limitación impacta especialmente en las pymes, que suelen acceder a financiamiento bancario de corto plazo o a instrumentos del mercado de capitales con vencimientos que rara vez superan los 24 o 30 meses. “Ese es un problema para proyectos que requieren inversión y maduración en el tiempo. La dificultad está en cómo calzar financiamiento de largo plazo con proyectos también de largo plazo”, explicó.
Este desafío se vuelve más evidente en el contexto de expansión de Vaca Muerta. Con niveles de producción en aumento y obras de infraestructura en marcha, como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) o la expansión de Oldelval, las empresas operadoras demandan a sus proveedores un crecimiento acelerado y que puedan estar a la altura.
“Cuando el operador te dice ‘necesito que me perfores el doble el año que viene’, la pyme tiene que dar un salto que no puede financiar solo con su flujo actual. Necesita capital”, aseveró Díaz en una edición especial de Dínamo.
Frente a este escenario, Australis propone esquemas de financiamiento de mediano y largo plazo que contemplen las particularidades de cada empresa. “Los bancos miran principalmente los últimos tres estados financieros, que reflejan el pasado, pero no necesariamente lo que viene. Nosotros combinamos análisis cuantitativos con cualitativos como quién es el dueño, cuáles son sus clientes, proveedores, cómo opera la empresa. Eso nos permite estructurar soluciones a medida”, detalló el socio de la compañía.
Según explicó, el diseño de esos instrumentos busca adaptarse al ciclo productivo de las pymes. “Si una empresa necesita importar maquinaria y recién va a generar flujo dentro de seis o 12 meses, no tiene sentido exigirle repago de capital desde el primer mes. Hay que armar esquemas que funcionen con la realidad del negocio”, agregó.
Barrera cultural: pensar en endeudamiento a largo plazo
«Nosotros combinamos análisis cuantitativos con cualitativos (…) Eso nos permite estructurar soluciones a medida”, detalló Díaz.
Díaz subrayó que también existe una barrera cultural asociada al financiamiento. “En la Argentina hay una lógica muy marcada de corto plazo y en muchos casos cierto temor al endeudamiento. La deuda es una mala palabra. Este es un proceso que tenemos que transitar como país. Empezar a pensar en el largo plazo”, sostuvo.
En esa línea, mencionó que iniciativas como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) pueden actuar como catalizadores. “El RIGI obliga a pensar en el largo plazo y está atrayendo capital que se compromete por muchos años. Para que eso funcione, necesitamos que las pymes, que forman parte de la economía real, puedan acompañar ese proceso”, indicó.
Díaz también comparó la situación local con otros mercados de la región. “Estamos varios pasos atrás. En países como México hay una multiplicidad de oferta de crédito. Acá no estamos en ese nivel y eso explica por qué las pymes están poco apalancadas. En otras economías, los activos de las empresas se aprovechan mucho más desde el punto de vista financiero”, explicó.
Australis incluye una estrategia federal. La empresa busca acercarse a los territorios en los que se desarrollan los proyectos productivos, en contraste con la concentración histórica del sistema financiero en el Área Metropolitana de Buenos Aires. “El desafío es ir a donde están las pymes. El día a día muchas veces les impide salir a buscar financiamiento. Por eso creemos que el valor está en recorrer, conocer a los dueños y entender en detalle cada negocio”, señaló.
La firma ya inició contactos con empresas en distintas provincias y prioriza sectores como energía -con foco en Neuquén y Santa Cruz-, minería (incluido el litio en el norte), renovables y economías regionales. “Las grandes empresas hoy captan la mayor parte del mercado de capitales. Nuestro rol es ir a buscar a las pymes y evaluar el potencial de sus proyectos”, explicó Díaz.
En términos de impacto, el socio de Australis destacó el efecto multiplicador que pueden tener estas actividades sobre el empleo. “En economías como la australiana, el ratio es de cuatro empleos indirectos por cada empleo directo. Hay un derrame importante en toda la cadena de valor: construcción, insumos, servicios. Pero para aprovecharlo necesitamos proveedores que estén a la altura, y eso implica financiar su crecimiento”, concluyó.
Mientras el gobierno comienza con la implementación del nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) el resto de las piezas del tablero se ubica en un escenario como mínimo dicotómico. Por un lado, el subsidio a las garrafasrepresenta apenas un tercio de su valor, y por el otro, el gobierno protegió a las tarifas de gas en el segmento residencial evitando que recayera en ellas el impacto del mercado internacional del petróleo.
«Hay una decisión de política de estabilizar la tarifa de gas para el segmento residencial incluido los sectores de grandes ingresos de la provincia de Buenos Aires y en paralelo, una desregulación de mercado de GLP que te va a dar un aumento en la garrafa significativo. Es como contradictorio», sostuvo Nicolás Arceo, director de la Consultora Economía y Energía en el capítulo N°5 de Dínamo -Charlas de energía, el podcast de EconoJournal.
El panel, que contó además con la participación de Juan José Carbajales, titular de la Consultora Paspartú; Gustavo Pérego, director de la Consultora Abeceb, Nadia Sager, asesora integral energética y la conducción de Nicolás Gandini, estuvo dedicado a analizar el impacto de las decisiones del gobierno de Javier Milei sobre las tarifas energéticas.
Desregulación del mercado de GLP y su impacto en el subdidio a las garrafas
En enero de 2025 el gobierno implementó la desregulación del mercado de GLP. Para ello, eliminó los cupos mínimos de asignación de volúmenes de gas licuado de petróleo por empresa y al mismo tiempo, los precios de referencia para venta al consumidor. En la práctica esto se tradujo en un aumento significativo del costo de la garrafa, que impacta directamente en buena parte de los sectores de menores ingresos que se abastecen de gas únicamente de ese modo.
«El aumento del consumo en invierno se explica en buena medida a través de la demanda residencial. En menor medida, por las usinas mientras que la industria mantiene un consumo relativamente estable a lo largo del año», explicó Arceo.
«En un mecanismo de mercado se esperaría que el segmento residencial absorbiera el sobrecosto de invierno porque es el que aumenta la demanda. Sin embargo, el gobierno lo que hizo fue trasladar ese sobrecosto al segmento industrial y de usinas, protegiendo tarifas residenciales», continuó.
Y aquí es dónde se produce la paradoja. Arceo explicó que mientas esto ocurre, la desregulación del mercado de GLP se tradujo en el incremento del costo de la garrafaque consume gran parte de los sectores de menores ingresos. «Entonces, para algunos hay mercado y para parte de los que no hay mercado son justamente los sectores de altos ingresos de la Argentina», agregó Arceo.
«El 45% de la población usa garrafas. Involucra el polo urbano, Mesopotamia, Patagonia, Tierra del Fuego. Es crítico. Para muchos de ellos, es su medio de calefacción único. Ahí lo que tenés es que liberaste los precios de toda la cadena de importación y exportación y a la vez el subsidio está fijo, frenado desde mediados de 2023 cuando el precio se cuadruplicó», sostuvo por su parte Juan José Carbajales.
«El esquema de Subsidios Energéticos Focalizados reglamentó una garrafa en verano y dos en invierno de eso, el 50%. Pero al mismo tiempo, sacó dos criterios que estaban antes que eran: cantidad de usuarios por familia ni tuvo en cuenta el tema geográfico. Entonces, te queda una garrafa en invierno. ¿Cuál va a ser el efecto de eso? No van a ser las familias las que paguen esto: van a ser las provincias. Las provincias están haciendo la segmentación que no hicieron antes», agregó.
«Creo que hay que rescatar el hecho de que quieren alinear precios«, sostuvo por su parte Pérego, ex Subsecretario de Integración de Políticas Productivas durante la gestión de Cambiemos. «Ahora, al final del día, todos los gobiernos en Argentina eligieron la parte residencial como el eje. Y eso es voto. Entonces, de alguna manera, siempre se repite esta condición. Y como se venía con una escalada en la inflación, tiene al menos lógica política la decisión adoptada, más teniendo el escenario global que tenemos», explicó.
Las disparidades de la política tarifaria de gas
El Gobierno decidió evitar que las tarifas de gas residencial sufrieran el impacto del mercado internacional de petróleo.
El escenario actual –inminencia del invierno, suba de precios internacionales del petróleo por el conflicto bélico en Medio Oriente, depreciación del subsidio– se suma al impacto de la Ley de Zona Fría (N° 27.637) que establece descuentos de hasta el 50% para los hogares en áreas de bajas temperaturas del país en sus tarifas de gas natural. La normativa, que estará en vigencia hasta 2031, encuentra en la práctica asimetrías marcadas.
«En este momento, la Ley de zona fría permite que en la zona patagónica, por ejemplo, una estancia de altos ingresos pague el gas a un 50%», ejemplicó Arceo.
Para Juan José Carbajales la complejidad del escenario se explica por la falta de una toma de postura clara de parte del Gobierno en materia de tarifas. «Hay una decisión de fondo del gobierno que viene de la Ley de Bases –Ley 27.742-. Acá hay un trade off entre dogmatismo y pragmatismo», indicó.
«Si el Gobierno hubiera sido consistente con la ley de Bases tendría que haber ido a fondo en uno de los dos sentidos o en los dos: esto pasa a los privados, corro al estado y traspaso los precios internacionales a las tarifas», agregó Carbajales.
La decisión gubernamental fue evitar el traslado del costo del petróleo a las tarifas seguramente impulsado por el objetivo de evitar su impacto en el número de inflación que lejos estuvo de sus espectativas originales. Esto se evidenció en la decisión del gobierno de no avanzar con el agregador privado para que sean las industrias las que cubran el costo del gas importado y reducir al máximo los montos de los subsidios que paga el Estado.
Pecom superará los 50.000 kbbl/d operados y se convertirá en uno de los cinco principales operadores del país.
Pecom, el brazo petrolero del grupo Pérez Companc, anunció la firma de un acuerdo con la petrolera de capitales nacionales Pluspetrol para la adquisición de su participación del 57% en el bloque El Corcobo, que incluye cuatro áreas convencionales ubicadas en las provincias de Mendoza y La Pampa.
El bloque totaliza un volumen de producción de alrededor de 18.000 barriles diarios de petróleo por día (kbbl/día). Una vez completada la transacción, Pecom superará los 50.000 kbbl/d operados y se convertirá en uno de los cinco principales operadores del sector en el país, según afirmó la compañía del grupo Pérez Companc en un comunicado.
En los hechos, Pecom, en conjunto con su subsidiaria relacionada San Benito Upstream, adquirió las concesiones de explotación de hidrocarburos a las áreas CNQ-7 Gobernador Ayala, CNQ-7A, Jagüel Casa de Piedra y Gobernador Ayala III, que conforman El Corcobo.
Pecom ya había adquirido en febrero el histórico yacimiento convencional Manantiales Behr en Chubut, donde sumó a su operación 25.000 barriles diarios de producción de petróleo pesado en el país.
Por su parte, Pluspetrol confirmó el acuerdo de la venta del 100% de su participación en las cuatro áreas convencionalesa través de un hecho relevante publicado este jueves ante la Comisión Nacional de Valores (CNV).
Bloque de áreas convencionales
El Bloque El Corcobo está compuesto por activos maduros con potencial para la aplicación de técnicas de recuperación terciaria (EOR), “un campo en el que Pecom cuenta con amplia experiencia técnica y operativa”, afirma el comunicado de la petrolera grupo Pérez Companc. “Esta capacidad constituye un diferencial clave para maximizar el valor de este tipo de yacimientos, optimizando factores de recobro y extendiendo la vida útil de los activos”, agrega el comunicado.
Horacio Bustillo, CEO de PECOM, señaló que “estamos dando un paso histórico completando una adquisición que consolida a Pecom entre los cinco principales operadores del sector en el país. Basados en nuestras capacidades, a partir de una gestión eficiente en la superficie y un profundo conocimiento del subsuelo, estamos convencidos de que podemos agregar mucho valor a El Corcobo”.
La transacción, que se encuentra sujeta al cumplimiento de condiciones precedentes, incluyendo la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes, se enmarca en la estrategia de crecimiento de Pecom en el segmento upstream en el país, con foco en la gestión eficiente de activos convencionales.
URGENTE: 
En la tarde de hoy sucedió un choque de barcos en Campana 
