Yearly: 2026

El 2025 no fue un año más para la industria energética argentina; fue el año del “reseteo” normativo. Con el cierre del primer balance anual bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), el sector privado ha movido sus fichas con una agresividad que no se veía en décadas.

Para este 2 de enero de 2026, el panorama es claro: pasamos de la etapa de las promesas y los memorandos de entendimiento a la etapa de la ingeniería de detalle y el movimiento de suelos. Si usted es un proveedor de servicios, un inversor o un operador, este es el estado de situación de los “cañones” donde debe apuntar su estrategia este año.

El 2025 cerró con hitos que ya están traccionando la economía real y que seguirán demandando servicios operativos inmediatos:
Vaca Muerta Sur (VMS): El oleoducto estratégico liderado por YPF y el consorcio VMOS ya es una realidad en ejecución. Con el financiamiento asegurado y los contratos de obra firmados, este proyecto es el que garantiza que el crudo de Neuquén llegue al Atlántico sin restricciones de transporte.

Renovables con Sello Industrial: Proyectos como el Parque Solar El Quemado (Mendoza) y las ampliaciones de YPF Luz han demostrado que la transición energética en Argentina hoy es impulsada por la demanda corporativa (MATER). Estos proyectos ya inyectan energía y han abierto el camino para la segunda ola de parques solares en el NOA.

La Madurez del Litio: Salta y Catamarca han dejado de ser promesas. Plantas como la de Río Tinto (Proyecto Rincón) ya operan bajo esquemas de alta eficiencia, marcando el estándar de lo que el RIGI puede acelerar cuando la seguridad jurídica está presente.

Si 2025 fue el año de los papeles, 2026 será el año de las máquinas. Estos son los frentes críticos:

A. El Despegue del Cobre (San Juan al Mundo) Es, quizás, la mayor novedad para este año. Proyectos como Los Azules y la mega-inversión de BHP y Lundin en Vicuña ya tienen luz verde. Hablamos de inversiones que superan los USD 10.000 millones en su conjunto. La demanda de infraestructura, logística minera y proveedores de servicios especializados en alta montaña será exponencial a partir de este primer trimestre.

B. GNL: La Frontera Exportadora El acuerdo con Golar LNG para la instalación de la unidad flotante de licuefacción (FLNG) entra en su fase operativa de logística. 2026 será el año en que Argentina consolide su cronograma para convertirse en un exportador global de gas líquido, cambiando la balanza comercial para siempre.

C. Infraestructura, Parques Industriales y el “Distrito Energético” El salto productivo exige orden territorial. En este frente, 2026 inicia con dos hitos clave para la cadena de suministros:

Distrito Energético de Vaca Muerta: El acuerdo estratégico entre TBSA y APIA (Asociación de Parques Industriales Argentinos) para planificar y fortalecer institucionalmente la zona. Este marco legal y técnico es el que permitirá una radicación de empresas más ordenada y sustentable.

Parque Industrial Vaca Muerta (ZLT): Ubicado en la Ruta 17 en Añelo, este desarrollo junto a socios como La Segunda Seguros y Avalian ya alcanzó un 60% de avance. Con fecha de finalización para junio de 2026, abrirá lugar para más de 100 empresas, disparando una demanda inmediata de equipamiento industrial, servicios de salud laboral, seguros de caución y logística de última milla.

D. Infraestructura Eléctrica y Almacenamiento (BESS) El cuello de botella ya no es solo el gas, sino la red eléctrica. Este año veremos la concreción de las primeras licitaciones de sistemas de almacenamiento con baterías a gran escala. Apuntar a soluciones de eficiencia energética y estabilidad de red será el “negocio inteligente” de este 2026.

Desde Runrún Energético observamos una tendencia irreversible: la concentración de capital es masiva, pero la ejecución requiere de una cadena de valor local robusta. Los más de USD 34.000 millones anunciados bajo el RIGI no pueden ejecutarse solos.

La oportunidad para el ecosistema de enerbuy.store y nuestros suscriptores reside en la integración. Las operadoras ya hicieron su parte logrando el financiamiento; ahora le toca a la cadena de suministro estar a la altura de los estándares internacionales de seguridad, tecnología y cumplimiento ambiental que estos proyectos exigen.

El 2026 no es un año para esperar a ver qué pasa. Es el año para posicionar los activos en el centro de la zona de obras.

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Con 10 iniciativas aprobadas y fuerte interés del sector privado, el Ejecutivo evalúa extender por un año la ventana de inscripción al régimen de incentivos para grandes inversiones.

El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) comenzó a consolidarse como una de las principales apuestas del Gobierno para atraer capitales de gran escala. Con 10 proyectos ya aprobados y compromisos de inversión por alrededor de U$S 25.000 millones, el Ejecutivo analiza extender por un año el plazo de inscripción, que actualmente vence en julio de 2026.

La definición podría resolverse durante el verano y responde al creciente interés del sector privado, especialmente en los rubros energético y minero, que concentran la mayor parte de las iniciativas presentadas. La discusión, según publicó Infobae, se reactivó tras la aprobación de Gualcamayo, un proyecto de minería de oro y plata en San Juan que demandará U$S 665 millones y permitirá prolongar la vida útil de una mina en etapa de agotamiento.

El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó que la iniciativa generará unos 1.700 empleos directos y se inscribe en la estrategia oficial de impulsar desarrollos de gran escala con impacto regional.

Con esta incorporación, el RIGI alcanzó las diez iniciativas aprobadas, entre las que predominan proyectos vinculados a Vaca Muerta, la producción de litio, el desarrollo de energías renovables, la infraestructura portuaria y la minería metalífera.

En conjunto, los emprendimientos se distribuyen en provincias clave como Neuquén, Río Negro, San Juan, Mendoza, Salta, Catamarca, Santa Fe y Buenos Aires. En el frente energético, uno de los proyectos centrales es Vaca Muerta Sur, un oleoducto impulsado por YPF junto a Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron y Shell, que prevé una inversión inicial de U$S 2.486 millones, con potencial de escalar hasta U$S 3.000 millones.

La obra permitirá ampliar la capacidad de transporte de crudo desde Neuquén hacia Río Negro y apunta a duplicar las exportaciones de petróleo en el corto plazo. A ese esquema se suma la instalación de una planta flotante de Gas Natural Licuado (GNL) en el Golfo de San Matías, a cargo de Southern Energy —controlada por Pan American Energy y Golar LNG—, con inversiones estimadas en U$S 2.900 millones en la próxima década.

También en energía, YPF avanza con el parque solar El Quemado en Mendoza, mientras que PCR y Acindar desarrollan un nuevo parque eólico en Olavarría, reforzando el peso de las renovables dentro del régimen. La minería constituye el otro gran pilar del RIGI.

Además de Gualcamayo, sobresalen proyectos de litio en el norte del país, como la ampliación del proyecto Rincón, en Salta, a cargo de Rio Tinto, con una inversión de U$S 2.724 millones, y Hombre Muerto Oeste, en Catamarca, impulsado por Galán Lithium.

En San Juan, el proyecto Los Azules, enfocado en la producción de cobre, prevé desembolsos por U$S .672 millones, consolidando a la provincia como uno de los polos mineros más relevantes del país.

La cartera se completa con desarrollos industriales y de infraestructura, como la planta siderúrgica que Sidersa construirá en San Nicolás con foco en acero “verde”, y el puerto multipropósito de Timbúes, en Santa Fe, clave para la logística de granos, fertilizantes y productos industriales.

En paralelo, el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, señaló que más de 27 iniciativas ya ingresaron al régimen y se encuentran en distintas etapas de evaluación.

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Fuente: El Economista

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En tiempos en que todas las miradas convergen hacia Vaca Muerta, la consolidación de la matriz gasífera encuentra en el desarrollo del Mar Argentino un pilar de eficiencia y competitividad.

Bajo la operación de TotalEnergies, el consorcio que integra junto a Pan American Energy (PAE) y Harbour Energy logró un salto en la Cuenca Austral, posicionándose a la compañía francesa como el actor central en la provisión de gas natural para el mercado interno y proyectando un saldo exportador hacia los mercados regionales.

El análisis de los datos oficiales de la Secretaría de Energía revela una evolución positiva en la extracción de gas natural frente a las costas fueguinas. Durante el período acumulado de enero a noviembre de 2025, la producción promedio alcanzó los 21,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d).

Esta cifra representa un incremento significativo respecto a los 17,7 MMm3/d registrados en el mismo lapso de 2024, lo que supone un crecimiento interanual cercano al 21,5% . Pero, además, se observa una mayor concentración de la operatividad en manos del consorcio liderado por Total.

Mientras que en 2024 la firma chilena ENAP (cuyos activos pasaron este año a manos de Petrolera Santa María) aportaba 2,1 MMm3/d, para finales de 2025 su participación se redujo a 1,6 MMm3/d. En consecuencia, el volumen operado directamente por el consorcio pasó de representar el 88% del total offshore en la cuenca al 92,5% en la actualidad.

Este incremento responde a la entrada en plena operación de los tres pozos submarinos, en enero de 2025, del Proyecto Fénix. Tras una inversión superior a los u$s 700 millones, la conexión permitió alcanzar un plateau productivo que se espera mantener estable durante todo el 2026.

Según las previsiones de la compañía, el aporte total de Tierra del Fuego osciló entre los 22 y 24 MMm3/d de gas durante los meses de mayor demanda invernal, asegurando el abastecimiento del sistema en períodos críticos. Para el próximo año, la estrategia de Total Austral se centrará en la optimización y el sostenimiento de los niveles alcanzados.

Tras la fuerte apuesta de capital en infraestructura offshore, la compañía dedicará el ciclo 2026 a tareas de mantenimiento preventivo y técnico para asegurar la integridad de las plataformas y la continuidad del flujo.

Sin embargo, el horizonte no se agota en la explotación actual. En el plano exploratorio, el consorcio liderará el procesamiento y análisis de la sísmica registrada durante 2025 en el bloque MLO 123. Este proyecto, operado en conjunto con Equinor e YPF, resulta vital para determinar el potencial de recursos en aguas profundas y garantizar que “exista vida después de Fénix”, como suele señalar la conducción de la firma.

La filial local de la compañía francesa también avanza en la integración de energías renovables en sus procesos industriales. Para los primeros meses de 2026, se proyecta la inauguración de un parque eólico de 10 MW en Ushuaia.

El objetivo estratégico de esta instalación es electrificar las plantas de tratamiento de gas que reciben la producción de las plataformas marinas. Con este movimiento, Total busca reducir la huella de carbono de sus operaciones, alineándose con las metas globales de sostenibilidad de la casa matriz.

Un paso importante en ese sentido ya había dado en mayo de este año al inaugurar una Línea de Alta Tensión (LAT) de 43 kilómetros en Vaca Muerta, conectando su planta Aguada Pichana Este (APE) a la red nacional, con una inversión de US$33 millones.

Alli logró un hito para electrificar sus operaciones con energías renovables para reducir sus emisiones al abastecerse con la generación del parque solar Amanecer, en Catamarca, con una inversión adicional de la compañía de US$11 millones.

A pesar de la solidez técnica, el crecimiento sostenido de la producción requiere de condiciones de mercado y regulatorias específicas. Sergio Mengoni, director general de Total Austral y presidente de la compañía en la Argentina, había destacado pocas semanas atrás que la clave para expandirse reside en la viabilidad de la demanda local y, principalmente, en la apertura de mercados externos.

La compañía fue pionera al concretar, en abril de 2025, el flujo en firme de gas argentino hacia Brasil vía Bolivia. No obstante, para que este corredor sea sustentable en el largo plazo, Mengoni subrayó la urgencia de renegociar los costos de transporte en los países vecinos.

“Es absolutamente clave y de manera urgente que los países que tienen ductos ya amortizados bajen sus pretensiones de costo de transporte, para tener un ganar-ganar en toda la cadena”, afirmó el ejecutivo en recientes encuentros sectoriales. La disparidad de costos es notable: los pesos en las redes de Bolivia y Brasil resultan hasta cuatro veces superiores a los de la Argentina para distancias similares.

Según la visión de la empresa, una reducción en estas tarifas permitiría asignar recursos a una nueva infraestructura y mejorar la competitividad de la molécula argentina frente a otros proveedores internacionales.

La posición de TotalEnergies en la Argentina es robusta, con una producción que ronda los 38 MMm3/d sumando la Cuenca Austral y su participación en la Cuenca Neuquina (Vaca Muerta). Este volumen representa casi un tercio del gas total producido en el país y este año le permitió consolidarse como el primer productor de gas de la Argentina, incluso por encima de YPF.

Para garantizar la llegada de nuevos proyectos de la magnitud de Fénix, la empresa observa con atención el proceso de desregulación económica.

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Fuente: Mejor Energía

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El escenario minero argentino ingresa en una etapa marcada por la superposición de ciclos productivos. Mientras algunas provincias sostienen operaciones consolidadas que explican empleo y economía regional, otras concentran expectativas en proyectos aún en evaluación. Ese desfasaje temporal condiciona decisiones públicas y privadas, y expone riesgos que van más allá de la rentabilidad inmediata.

Uno de los puntos que comienza a ganar peso es el intervalo entre el cierre progresivo de minas maduras y la puesta en marcha de nuevos emprendimientos. Ese lapso no resulta neutro para el empleo ni para los territorios. Técnicos, operarios y proveedores especializados no se trasladan de forma automática, y muchas veces enfrentan la disyuntiva entre migrar o salir del circuito productivo.

En ese contexto, Santa Cruz aparece como un caso representativo, aunque no único. La provincia construyó durante años una economía minera apoyada en el oro y la plata, con miles de puestos de trabajo directos e indirectos y una red de proveedores locales. Hoy, varias de esas operaciones operan en una fase avanzada de explotación, con límites geológicos y costos que presionan sobre su continuidad.

A ese cuadro se suma la discusión impositiva sobre la plata, que mantiene vigentes derechos de exportación aun cuando el oro quedó exento desde comienzos de 2024. La diferencia genera un impacto directo en la capacidad de reinversión, sobre todo en yacimientos que requieren exploración intensiva para extender su vida útil.

Desde el gobierno provincial, Claudio Vidal señaló que esa asimetría reduce recursos necesarios para sostener actividad y empleo. El planteo apunta a corregir una distorsión que condiciona decisiones operativas, sin trasladar mayores cargas a otros segmentos del sector.

La situación se vuelve visible en Mina San José, una explotación que ya transita una etapa avanzada y depende de nuevas campañas exploratorias para sostener producción. Las retenciones sobre los concentrados y barras de plata limitan esa posibilidad, al afectar fondos que podrían destinarse a trabajos de exploración y mantenimiento de la operación.

Frente a ese riesgo, las provincias comenzaron a reforzar sus marcos regulatorios en materia de empleo y proveedores. En Santa Cruz, la aprobación de la Ley 90/10 elevó las exigencias de contratación de mano de obra local y fortaleció los mecanismos de control. La decisión respondió a la necesidad de preservar trabajo y actividad en un contexto de retracción productiva.

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La tendencia no se limita a una sola jurisdicción. San Juan discute esquemas similares mientras evalúa proyectos de cobre de gran escala, y Catamarca, Jujuy y Salta mantienen porcentajes de contratación con registros obligatorios. En contraste, Mendoza optó por un enfoque más flexible tras avalar el Informe de Impacto Ambiental del proyecto San Jorge, en línea con su necesidad de atraer inversiones ante la ausencia de minas en producción.

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Fuente: LU17

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En el último día de 2025, el gobernador Rolando Figueroa destacó la aprobación provincial para el ingreso de una nueva compañía internacional al área Los Toldos II Oeste. El anuncio fue celebrado por el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y refuerza el desarrollo estratégico de Vaca Muerta.

Neuquén despidió el 2025 con una señal política y productiva clara hacia el corazón energético del país. En la última jornada del año, el gobernador Rolando Figueroa se hizo eco en sus redes sociales de una noticia clave para el futuro de Vaca Muerta: la aprobación por parte del Gobierno provincial del ingreso de una nueva petrolera internacional al área Los Toldos II Oeste, en la Cuenca Neuquina.

En su posteo el mandatario provincial escribió: “ESTAMOS GENERANDO CONFIANZA EN AMÉRICA LATINA Y EL RESTO DEL MUNDO Tenemos una roca de primer nivel y, como nos lo propusimos, estamos construyendo confianza con otros países, a partir de reglas claras y previsibilidad. Gracias a Vaca Muerta retomamos las exportaciones a Chile, avanzamos en Uruguay y Brasil, y estamos haciendo una fuerte apuesta por el GNL. Eso también se refleja en la llegada de las principales empresas del sector que hoy operan en Permian, en Estados Unidos”.

El mandatario compartió y destacó un posteo del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, quien informó sobre la decisión oficial que habilita la incorporación de la compañía extranjera en una de las áreas estratégicas para el desarrollo no convencional. El gesto no fue casual: el mensaje buscó cerrar el año reafirmando el rumbo energético de la provincia y su rol central en la agenda nacional.

La medida fue oficializada a través de un decreto que avala la Adenda II al Contrato de Unión Transitoria del área, suscripta entre Gas y Petróleo del Neuquén, Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. y Continental Resources Argentina.

Con esta modificación contractual, Continental Resources Argentina asumirá la totalidad de los derechos y obligaciones correspondientes al porcentaje de participación cedido por Pluspetrol, pasando a integrar la Unión Transitoria con una participación del 90% del área.

Por su parte, Gas y Petróleo del Neuquén conservará el 10% restante, manteniendo la participación del Estado provincial dentro del esquema societario del bloque, en línea con la política de resguardo de los intereses públicos en los desarrollos estratégicos.

Desde el Ejecutivo neuquino señalaron que la aprobación apunta a fortalecer el desarrollo de Vaca Muerta, atraer inversiones internacionales y consolidar el perfil productivo y exportador del sector hidrocarburífero. Los Toldos II Oeste es considerada un área clave dentro del mapa de expansión del shale oil y shale gas, con alto potencial productivo.

En su mensaje, Horacio Marín remarcó la importancia de la decisión provincial y el impacto positivo que tendrá en la actividad, tanto en términos de inversión como de generación de empleo y aumento de la producción. La autorización neuquina se enmarca en una estrategia de largo plazo para potenciar la competitividad de la cuenca y garantizar previsibilidad a los proyectos energéticos.

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Fuente: Mejor Informado

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La Cuenca Neuquina sostuvo el salto productivo que empujó a la Argentina a niveles máximos de extracción y a un superávit energético relevante. El año dejó avances en evacuación de crudo, acuerdos para abrir mercados regionales de gas y una hoja de ruta para el GNL. También expuso límites: cuellos de botella, presión sobre rutas y servicios, discusiones fiscales y un frente socioambiental que sigue activo.

La agenda de Vaca Muerta en 2025 combinó una foto de expansión con una película de tensiones. La producción nacional de petróleo quebró marcas históricas en el segundo semestre, con un pico que volvió a poner al país por encima de su récord de fines de los 90, traccionado por el shale.

Ese crecimiento, que se apalancó en el no convencional mientras el convencional siguió en declino, reordenó prioridades públicas y privadas. El foco se desplazó desde “cómo producir más” hacia “cómo evacuar, financiar, industrializar y exportar” sin que la infraestructura y los costos se conviertan en el freno del ciclo.

El 2025 dejó un dato estructural: el shale ya no funciona como promesa sino como base del abastecimiento y de las exportaciones incrementales. El salto de producción permitió que la balanza energética sostuviera un superávit significativo, con impacto directo en el frente externo.

Sin embargo, el año también mostró la lógica propia del no convencional: mantener el nivel exige perforación y fractura constantes por la rápida declinación de los pozos. En el tramo final, el crecimiento se volvió más “administrado”, con señales de estabilización mensual, en parte por el cierre de planes anuales de inversión y por restricciones logísticas que aparecen cada vez que la actividad se acelera.

Si 2024 instaló el debate sobre capacidad de transporte, 2025 lo convirtió en agenda de ejecución. Río Negro buscó capitalizar su rol territorial como corredor y plataforma logística, con el puerto de San Antonio Este como nodo de cargas para proyectos de evacuación y exportación. En paralelo, la provincia avanzó en el procedimiento ambiental para ampliar la capacidad de transporte hacia Allen, con la audiencia pública del oleoducto Duplicar Norte en Cipolletti y un eje repetido por cámaras y gremios: empleo local, formación y gestión ambiental durante obra y operación.

Neuquén, por su parte, sostuvo una línea política consistente: sin rutas, servicios y seguridad operativa en las áreas, la curva de producción pierde previsibilidad. El planteo provincial volvió a poner sobre la mesa el costo territorial del boom: tránsito pesado, siniestralidad en rutas petroleras, presión sobre agua y saneamiento, y demandas de financiamiento para obras críticas.

En gas, 2025 dejó un movimiento doble. Por un lado, creció la discusión sobre proyectos de licuefacción como salida estructural para un mercado interno ya cubierto y para una producción que necesita exportación para justificar nuevas inversiones. En esa lógica, el año consolidó la narrativa del “salto exportador” como objetivo sectorial, con estimaciones que ponen el umbral de actividad en torno a cientos de pozos por año y decenas de miles de millones de dólares de inversión anual para sostener la expansión.

Cómo es el plan anticíclico de YPF para sostener inversiones pese a la caída del precio del petróleo
Por otro lado —más inmediato— el shale gas empezó a afirmarse en el mapa regional antes del GNL: acuerdos de suministro y negociaciones con Chile, Uruguay y Brasil mostraron que el gas neuquino ya compite por demanda firme en países vecinos, aunque condicionado por capacidad de transporte y por la disponibilidad de rutas de evacuación (incluida la opción Bolivia como corredor).

En el plano corporativo, YPF colocó el proyecto Argentina LNG en el centro de su estrategia 2025–2026, con una secuencia de socios, financiamiento y definición de cronogramas que se volvió tema de mercado. La discusión sobre “quién se suma” y “en qué etapa” reflejó una realidad: para escalar el GNL, la Argentina necesita contratos, capital y ejecución simultánea en upstream, ductos y terminales.

El 2025 instaló un debate específico para Neuquén: cómo encuadrar inversiones de upstream —en particular las orientadas a incrementos de producción— dentro del régimen de incentivos, y qué contrapartidas territoriales se exigen para acompañar políticamente la hoja de ruta del Presupuesto. La discusión se apoyó en una premisa: Vaca Muerta aporta recaudación, divisas y actividad, pero demanda infraestructura que hoy se financia de manera fragmentada entre Nación, provincias y privados.

Río Negro, en tanto, reforzó su posicionamiento como sede de infraestructura para exportación (puerto, logística, servicios) y como jurisdicción que busca transformar ese rol en actividad y empleo, con foco en la cadena de valor asociada a oleoductos y GNL.

El frente socioambiental no se retiró de la agenda en 2025: se reconfiguró. Hubo más discusión técnica sobre monitoreo, líneas de base y atribución de impactos, y también más judicialización. En ese marco, un fallo de la Corte Suprema que rechazó una cautelar contra varias operadoras por supuestos daños ambientales volvió a marcar un estándar: para medidas urgentes, la Justicia exigió hechos concretos, delimitación clara y vinculación específica entre daño y conducta.

En paralelo, la conversación pública sumó episodios de sismicidad percibida en zonas cercanas a la actividad no convencional y reactivó pedidos de información sobre monitoreo, coordinación con organismos técnicos y protocolos de comunicación. Según el Observatorio de Sismicidad Inducida, el 2025 fue “el año de los 100 sismos”, clara señal de alerta.

Para gobiernos y empresas, el desafío se concentró en sostener ritmo de obra sin deteriorar la confianza social, especialmente en localidades que conviven con fractura, perforación y tránsito pesado.

En la provincia de Neuquén, particularmente, el gobernador tuvo como lema “el gas de Vaca Muerta, primero para los neuquinos” y encabezó una serie de obras que llevaron el servicio a poblados pequeños y postergados que veían como el recurso pasaba frente a sus casas, pero sin poder usarlo.

Entre las virtudes y aciertos que dejó este año, vale destacar la consolidación productiva del shale como base del crecimiento petrolero y del superávit energético; el avance de obras y tramitaciones para destrabar evacuación de crudo, con Río Negro como pieza logística relevante; y los primeros pasos de una estrategia exportadora de gas por mercados regionales mientras el GNL madura.

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Fuente: ADN Sur

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Fuentes de la Secretaría de Energía plantearon que la Argentina en la actualidad no tiene problemas de infraestructura para evacuar la producción creciente de petróleo, a diferencia de lo que ocurre con el shale gas donde los gasoductos trabajan al límite de su capacidad.

La saturación de las posibilidades de evacuación no se reproducen en el caso del petróleo, al que las principales operadoras de Vaca Muerta están orientando su inversión inmediata, ya que “existen oleoductos a Bahía Blanca y a Chile que pueden aguantar 250.000 barriles adicionales de transporte”, explicaron desde la Secretaría.

Bajo este contexto, en el gobierno nacional confían en que “Argentina no tendrá problema de infraestructura por los próximos dos años para facilitar las exportaciones” de crudo que desde 2020 ya programan las principales operadoras.

“Exportamos petróleo todos los meses porque somos excedentarios en el tipo de crudo denominado Escalante y lo mismo va a ocurrir con el petróleo de Vaca Muerta”, remarcaron.

En lo que respecta al oleoducto trasandino, el tramo argentino es propiedad de YPF y esta “en buenas condiciones”, mientras que del lado chileno es propiedad de Enap y requiere trabajos de recuperación.

“No es mucha la inversión que hace fata, con lo cual va a estar refaccionado para abastecer una refinería que tienen vinculada y que está prácticamente sin operación por la falta de crudo argentino como para exportar de Chile a a través de los puertos del Pacífico”, dijeron las mismas fuentes.

El Oleoducto Trasandino Estenssoro-Pedrals -que entró en funcionamiento en los 90- conecta los yacimientos argentinos de petróleo ubicados en la provincia de Neuquén con la Refinería Bío Bío, en Chile.

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Fuente: El Diario Tandil

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Ambas organizaciones trabajarán de forma articulada en aspectos vinculados a la planificación, infraestructura y fortalecimiento institucional del proyecto.

TBSA firmó un acuerdo de colaboración con la Asociación de Parques Industriales Argentinos (APIA) con el objetivo de avanzar de manera conjunta en la consolidación del proyecto Distrito Energético de Vaca Muerta, una iniciativa considerada clave para el desarrollo ordenado y sustentable de la actividad hidrocarburífera.

El convenio fue suscripto por Sebastián Cantero, CEO de TBSA, junto a Rodolfo Games, presidente de APIA, y Guillermo Guassardi, vicepresidente de la entidad. A partir de este entendimiento, ambas organizaciones trabajarán de forma articulada en aspectos vinculados a la planificación, infraestructura y fortalecimiento institucional del proyecto.

Según se informó, el Distrito Energético de Vaca Muerta apunta a concentrar y organizar la actividad industrial asociada al desarrollo hidrocarburífero, promoviendo un uso eficiente del territorio, la mejora de servicios y la incorporación de criterios de sustentabilidad ambiental. La iniciativa busca, además, generar condiciones favorables para la radicación de empresas y la atracción de inversiones en la región.

Desde TBSA y APIA destacaron que la articulación permitirá aprovechar la experiencia de la Asociación de Parques Industriales Argentinos en el desarrollo y gestión de parques industriales, aportando herramientas técnicas y estratégicas para acompañar el crecimiento de uno de los principales polos energéticos del país.

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Fuente: Cutralco al Instante

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Con el acompañamiento de La Segunda Seguros y Avalian como socios estratégicos, ZLT avanza en el desarrollo de un nuevo polo industrial en Añelo, Neuquén, el corazón productivo del país.

ZLT continúa fortaleciendo su presencia en Vaca Muerta con el desarrollo del primer parque industrial privado de la región, un proyecto que busca acompañar el crecimiento de la infraestructura y fortalecer la competitividad logística de las empresas proveedoras del sector Oil & Gas. La compañía, que ya impulsa el complejo habitacional Álamos —operativo hace más de un año en Añelo—, suma ahora una nueva propuesta orientada a consolidar infraestructura clave para el crecimiento energético del país.

Con el apoyo de socios estratégicos como La Segunda y Avalian, ZLT avanza en la construcción de un polo productivo, el Parque Industrial Vaca Muerta, pensado para responder a las demandas crecientes del mayor yacimiento energético del país.

“Contar con aliados estratégicos como La Segunda Seguros y Avalian, nos permite impulsar un proyecto que eleva los estándares de infraestructura en Vaca Muerta. Su acompañamiento es clave para consolidar un parque industrial moderno, seguro y preparado para las necesidades de las empresas del sector”, destacó Gino Zavanella, Director de ZLT.

El Parque Industrial Vaca Muerta está ubicado sobre la Ruta 17 (km 5) en Añelo e inició sus obras en marzo, ya alcanzó un 60% de avance y tiene como fecha estimada de finalización junio de 2026. Con una inversión clave para la zona, el predio permitirá que más de 100 empresas se instalen en el corazón del shale neuquino, reduciendo tiempos de transporte y optimizando sus operaciones.

Por su parte, Mario Castellini, Gerente General de La Segunda Seguros, expresó: “Nos llena de orgullo formar parte, junto a ZLT y Avalian, del desarrollo de este parque industrial estratégico. Esta iniciativa representa una inversión concreta para fortalecer el crecimiento sostenido de la región y de la cadena de valor energética. Estamos convencidos de que proyectos como este son fundamentales para consolidar el rol de Vaca Muerta como motor del desarrollo económico argentino en las próximas décadas”.

Mientras que, Guillermo Bulleri, Gerente General de Avalian, señaló: “Sumarnos al desarrollo del Parque Industrial Vaca Muerta reafirma nuestro compromiso con iniciativas que fortalezcan la competitividad y el crecimiento de regiones estratégicas del país, como lo es la Patagonia y en especial la provincia de Neuquén. Avalian es una compañía con espíritu federal y junto a La Segunda, nos aliamos con ZLT para acercar nuestros servicios y potenciar un desarrollo a la altura de uno de los polos productivos más importantes del país”.

El desarrollo contempla una superficie total de 34 hectáreas con 103 lotes escriturables, combinables y flexibles, que van desde 1.350 m² hasta 27.000 m², permitiendo la radicación de compañías de distintas escalas dentro de la amplia cadena de valor del Oil & Gas.

Este proyecto se suma a la presencia activa que ZLT ya tiene en Añelo, especialmente a través del complejo habitacional Álamos, que cuenta con 114 viviendas operativas desde hace más de un año y medio. Con esta nueva iniciativa industrial, ZLT reafirma su compromiso con el crecimiento sustentable del ecosistema energético, impulsando infraestructura de calidad y soluciones que acompañan la expansión de Vaca Muerta.

ZLT es una empresa líder en el desarrollo, gestión y administración de negocios en Argentina y en el exterior. Se especializa en proyectos de nicho, de gran escala y alta rentabilidad. La empresa se distingue por su compromiso, transparencia y visión innovadora, lo que le permite generar alianzas y construir relaciones de largo plazo con socios estratégicos.

La Segunda Seguros es un Grupo Asegurador argentino, de origen cooperativo, con más de 90 años en el mercado y presencia en todo el país. Siendo la cuarta aseguradora con mayor facturación a nivel nacional se posiciona entre las empresas líderes del mercado asegurador.

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Fuente: Diario Jornada

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El Gobierno de Bolivia anunció el retorno al régimen de precios variables para los derivados del petróleo, una política que no se aplicaba desde hace 28 años y que marca un giro estructural en la gestión de combustibles, en un contexto de caída de ingresos por exportación de gas y aumento sostenido de las importaciones de diésel.

El anuncio fue realizado por el ministro de Hidrocarburos, Mauricio Medinaceli, durante una conferencia de prensa en la ciudad de Santa Cruz (este), donde explicó los alcances del Título VI del Decreto Supremo 5503, dedicado a la “Estabilización de precios, combustibles y energía”.

Según el ministro, la medida busca asegurar el abastecimiento interno, reducir las filas en estaciones de servicio, preservar la estabilidad macroeconómica y ordenar el consumo.

“El objetivo del decreto es claro: garantizar el abastecimiento y la estabilidad”, afirmó Medinaceli, quien precisó que la norma incorpora una metodología técnica para la formación de precios y no responde únicamente a un ajuste impositivo.

Subrayó que el nuevo esquema introduce referencias de mercado y márgenes definidos, además de un rediseño en la relación contractual entre los estatales Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y los productores.

Medinaceli agregó que el retorno al régimen de precios variables también tendrá un impacto positivo en la recaudación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), lo que permitirá mayores transferencias a gobernaciones, municipios y universidades públicas.

El titular de Hidrocarburos justificó la medida al señalar que el esquema de precios congelados se volvió insostenible.

“La caída de los precios y de las exportaciones de gas se volvió insostenible el esquema de subsidios, mientras las importaciones de diésel crecían de forma acelerada”, advirtió.

El consumo de diésel en Bolivia se redujo en un 50 por ciento desde la entrada en vigor del Decreto Supremo 5503, que elimina la subvención a los hidrocarburos, informó el ministro de Hidrocarburos y Energías, Mauricio Medinaceli.

En conferencia de prensa, el ministro aseveró que la medida, que ajustó precios y eliminó subsidios al combustible, busca frenar el contrabando, evitar la escasez recurrente de hidrocarburos y ordenar el mercado interno.

“Desde la aprobación de este decreto, el consumo de diésel ha caído aproximadamente un 50 %, y estimamos que se estabiliza entre 30 y 40 %”, explicaron a los periodistas Medinaceli, acompañados por Yussef Akly, viceministro de Comercialización de Hidrocarburos.

El funcionario señaló que la medida tiene un efecto directo sobre la demanda distorsionada por años de subsidios y desvíos ilegales de combustible, principalmente al contrabando a países vecinos.

En ese contexto, el ministro recordó que antes de la vigencia del decreto, se registraban largas filas de autobuses de transporte público interdepartamental y camiones de carga pesada estacionados para aprovisionarse de diésel y trasladarlo posteriormente a otros países.

Medinaceli calificó esta situación de tráfico masivo irregular como una práctica que se había “institucionalizado a gran escala”, y que generaba ganancias de entre 2 y 3 millones de dólares por día para redes de contrabandistas.

El titular de la cartera de Hidrocarburos enfatizó que el Decreto Supremo 5503 busca solucionar ese esquema de corrupción, ya que “la clave era quitarles el negocio a estas personas”.

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Fuente: Surenio

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