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.
“Informe todos los gastos efectuados con las tarjetas corporativas de la empresa Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NA-SA) Detalle destino de las erogaciones efectuadas y el valor de cada una”. La solicitud fue enviada al jefe de Gabinete, Manuel Adorni, por los legisladores de Unión por la Patria como parte de las preguntas previas a su exposición del miércoles. El funcionario podría haber eludido la respuesta, pero decidió adjuntar a su informe de gestión un documento de 58 páginas con todo el detalle de los gastos realizados con las tarjetas corporativas de la compañía estatal entre el 1 de marzo de 2025 y el 12 de febrero de 2026, algo que no suele ser habitual en estos casos.
Pregunta incluida en el informe de gestión presentado el miércoles.
Lo que hizo Adorni fue replicar la contestación que había realizado el Ministerio de Economía hace pocas semanas como parte de un pedido de acceso a la información pública sobre el mismo tema. El período detallado no es casual. Coincide prácticamente con los meses en los que Demian Reidel estuvo al frente de Nucleoeléctrica antes de ser despedido el pasado 9 de febrero.
La salida del físico experto en finanzas –con quien el presidente Javier Milei dijo en mayo de 2024 que iba a escribir un libro que podía llegar a posicionarlos para la obtención del premio Nobel de Economía– estuvo marcada por denuncias sobre supuesta corrupción y malversación de fondos públicos. Por eso los legisladores preguntaron puntualmente sobre el uso de las tarjetas corporativas de NA-SA, la firma encargada de operar las tres centrales nucleares de potencia que tiene el país.
El documento que adjuntó la Jefatura de Gabinete no permite conocer puntualmente los gastos que hizo Reidel con la tarjeta de NA-SA porque si bien se detallan todos los consumos realizados por los funcionarios de la empresa, no se identifica qué compró cada uno. Además, fuentes cercanas a NA-SA aseguraron que el informe incluye datos de 103 tarjetas de 11 directivos –entre directores y gerente general- y 92 técnicos.
Otra dificultad estaba dada por el formato en que se presentó la información. No se facilitó un Excel, sino un PDF donde los datos aparecen en un orden aleatorio y en formato imagen, lo que impide copiarlos o editarlos. A través del programa Gemini de inteligencia artificial, EconoJournal transformó ese archivo en un documento de Excel para poder ofrecer cifras agregadas e identificar algunas tendencias en el patrón de esos consumos.
El informe incluye en total 3861 consumos por un monto global de 443.229.614 pesos. Al tipo de cambio actual, de 1415 pesos, que no es el mismo de cuando se realizaron muchos de esos gastos, la cifra equivale a unos 313 mil dólares, gastados a lo largo de 11 meses y 12 días.
Adorni puso a Reidel de nuevo en escena.
El detalle de los gastos
Las erogaciones más significativas corresponden a gastos en hoteles de 5 estrellas de máximo nivel como Ritz-Carlton Georgetown, The St. Regis Singapore, W South Beach de Miami, InterContinental San Francisco, SO/ Vienna y Meliá Vienna. Todas esas son cadenas y marcas de primer nivel que operan bajo estándares internacionales de alta gama, como los utilizados por guías especializadas como Forbes Travel Guide. Por lo tanto, podría suponerse que allí se hospedaron directores de NA-SA y no los técnicos, aunque la información no lo aclara. El listado también incluye gastos en otros hoteles 5 estrellas que se ubican un escalón por debajo, como The Westin, Embassy Suites, Grand Mercure Rio Copacabana y Loews Hotels. Además, hay numerosos gastos en restaurantes, cafeterías, supermercados y servicios de transporte, ya sea alquiler de auto, Uber e incluso Metro.
El directorio de Nucleoeléctrica comandado por Reidel en abril de 2025.
Entre las erogaciones también se pueden ver conceptos específicos referidos a la actividad nuclear, vinculados con instituciones del sector como World Nuclear Association, Zachry Nuclear Engineering, Nuclear Energy Institute, Canadian Nuclear Association y la Asociación Brasileña para el Desarrollo de las Actividades Nucleares.
En enero y febrero aparecen también numerosos gastos en la ciudad costera de Angra dos Reis, cercana a Río de Janeiro, pero desde Nucleoeléctrica se encargaron de aclarar que eso se debe a que un grupo de unos veinte técnicos viajaron allí para colaborar con la Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto, conocida como Central nuclear de Angra, que se encuentra en la playa de Itaorna.
En los resúmenes de las tarjetas corporativas sobresalen también gastos menores en tiendas de ropa como Adidas, Reebok, El Corte Inglés, la cadena de descuentos Primark e incluso entradas al Park Guell y Castell de Montjuic en la ciudad de Barcelona, pero lo más llamativo son los gastos en locales duty free, en su mayoría ubicados en los aeropuertos.
Los gastos en locales duty free
EconoJournal relevó 46 operaciones en locales duty free por 7,8 millones de pesos a lo largo de todo el período informado. Como los empleados de NASA disponen un monto diario de viáticos por día, se supone que cada uno gasta ese dinero como prefiere, pero hay un dato que llama la atención.
De las 46 compras realizadas en esos locales, 34 de ellas –el 74%- fueron en un lapso de apenas 25 días, entre el 18 de enero y el 11 de febrero de 2026. Es más, el sábado 7 de febrero, dos días antes de que el gobierno despidiera a Demian Reidel de Nucleoeléctrica, figuran once compras en comercios duty free por un monto total de 1493 dólares. El domingo 8 hay una operación más por 65,8 dólares, mientras que el miércoles 11 de febrero, dos días después del despido de Reidel, hubo otras siete compras por 1751 dólares.
De hecho, ese 11 de febrero se realizaron las tres compras más onerosas realizadas en locales duty free durante todo el período analizado: una por 586,3 dólares, otra por 382 dólares y la tercera por 349,5 dólares. Por lo tanto, de los 7,8 millones gastados en locales duty free entre el 1 de marzo de 2025 y el 12 de febrero de 2026, 4,7 millones –el 60%- corresponden a gastos realizados en la misma semana en la que echaron a Reidel. No está claro quien realizó esos gastos porque en la información que proporcionó el gobierno al Congreso no se identifica a ningún empleado de Nucleoeléctrica.
Adelantos de efectivo
Al observar las operaciones con las tarjetas corporativas, también sobresale la cantidad de adelantos en efectivo que realizan sus titulares. En el período analizado hay 502 operaciones de adelantos por 60,3 millones de pesos. Fuentes cercanas a Nucleoeléctrica señalaron a EconoJournal que cuando los trabajadores viajan disponen de una tarjeta corporativa para realizar sus gastos, pero si prefieren disponer de efectivo pueden hacer retiros. De hecho, muchas de esas extracciones son en dólares en el exterior, pero luego el banco las convierte a pesos.
Al igual que en el caso de los gastos en los locales duty free, lo que se puede observar es una aceleración de retiros de efectivos hacia el final de la gestión de Reidel. Entre el 1 de marzo y el 31 de diciembre de 2025 hay 196 retiros por 35,5 millones de pesos y en los 43 días de 2026 relevados los retiros suman 306 retiros por un total de 24,7 millones de pesos.
La Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina (AmCham Argentina) y la U.S. Chamber of Commerce firmaron este jueves un documento para consolidar una agenda de cooperación en minerales críticos. El vicepresidente senior para las Americas de la Chamber of Commerce, Neil Herrington, consideró que los proyectos mineros en la Argentina deberían recibir apoyo financiero y económico federal estadounidense.
La declaración conjunta firmada por la Cámara de Comercio estadounidense y su representación en la Argentina busca traducir en acción el acuerdo bilateral sobre minerales críticos rubricado por los gobiernos de la Argentina y EE.UU. en febrero de este año, para avanzar en inversión concreta, alianzas tecnológicas y desarrollo productivo.
El objetivo es avanzar hacia un modelo de articulación público- privada que permita transformar el potencial de la Argentina en realidad a través de cuatro línea de trabajo: el financiamiento de proyectos, el desarrollo de infraestructura, la transferencia tecnológica y el agregado de valor en origen.
El CEO de AmCham Argentina, Alejandro Díaz,
Del evento también participaron la presidente de AmCham Argentina, Mariana Schoua, el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, el secretario de Relaciones Económicas Internacionales de la Nación, y Fernando Brun, el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero.
Respaldo al financiamiento de EE.UU. para proyectos de minerales críticos en Argentina
El gobierno de los EE.UU. destinará fondos federales para acelerar el financiamiento de proyectos mineros prioritarios en países aliados, con hasta US$ 100.000 millones comprometidos. La Corporación Financiera de Desarrollo (DFC) y el EximBank oficiarán como vehículos para el financiamiento.
El financiamiento será para proyectos en países que acuerden participar en la zona comercial preferencial para minerales críticos y tierras raras impulsada por EE.UU. La administración de Donald Trump esta evaluando y conversando con otros gobiernos distintos instrumentos para dar garantías a las inversiones dentro de esa área comercial internacional, como el establecimiento de precios mínimos.
Herrington
«Argentina se ha convertido en un aliado muy importante y debe recibir tratamiento preferencial«, dijo el representante de la Cámara en rueda de prensa ante una consulta de EconoJournal.
instrumentos como DFC y EXIM —con hasta US$100 mil millones comprometidos para cadenas de suministro aliadas—, posicionando a la Argentina como un beneficiario estratégico y promoviendo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para atraer inversión estadounidense. Además, se busca impulsar el desarrollo de capacidades locales de procesamiento, especialmente en litio y cobre, a través de transferencia tecnológica y alianzas industriales, junto con la mejora de la infraestructura mediante esquemas público-privados.
El análisis de CIPE, Fundación Libertad e Invecq subraya la necesidad de modernizar el control fiscal para capturar de forma adecuada la renta minera del litio.
El Center for International Private Enterprise (CIPE) junto a la Fundación Libertad y la consultora Invecq analizaron las oportunidades y obstáculos que enfrenta la minería de litio en la Argentina, un recurso que representa el 21% de las reservas mundiales. El informe advierte que su participación en la producción global aún es limitada: actualmente representa el 5,2% del mercado, posicionándose como el cuarto productor, detrás de Australia, Chile y China.
El diagnóstico técnico señala que el aprovechamiento de este potencial geológico depende de una modernización fiscal que establezca precios de transferencia específicos contra la subfacturación, junto al fortalecimiento de la Mesa del Litio para armonizar criterios entre Nación y provincias, para reducir la fragmentación normativa.
También contempla la adhesión a los estándares internacionales de transparencia de la EITI, el impulso de programas de formación técnica para integrar el empleo local y la priorización de corredores logísticos en el NOA bajo esquemas de inversión público-privada que mejoren la competitividad operativa del sector.
Zona gris en la regulación
El documento señala una carencia fundamental al indicar que «el sector del litio opera bajo las leyes mineras generales, lo que deja una ‘zona gris’ legal respecto a regulaciones específicas que podrían fomentar inversiones de mayor valor agregado». Esta falta de especificidad técnica en la legislación vigente impide que se desarrollen mecanismos de control más precisos para un mineral con dinámicas de mercado muy distintas a la minería tradicional.
La fragmentación administrativa entre las jurisdicciones locales y el Gobierno nacional aparece como uno de los principales frenos a la competitividad. El análisis destaca que «la falta de criterios uniformes entre las provincias y la Nación en temas de regalías, fideicomisos y participación estatal genera incertidumbre y puede actuar como una barrera para la llegada de inversiones de largo plazo», un factor que eleva el riesgo percibido por los operadores internacionales.
En cuanto a la fiscalización de las rentas, el informe pone el foco en las vulnerabilidades del sistema de exportaciones. Textualmente, advierte sobre las «deficiencias en el régimen de precios de transferencia y el control de las exportaciones, lo que facilita maniobras de subfacturación». Esta situación no solo erosiona la recaudación fiscal, sino que también afecta la transparencia y la reputación del sector ante los organismos de crédito y los mercados externos.
La consolidación de proyectos en la Puna demanda una mejora urgente en la logística regional. El déficit en transporte y energía eleva los costos operativos y la viabilidad económica.
El informe fue elaborado de manera conjunta por el Centro Internacional para la Empresa Privada (CIPE por su sigla en inglés), una organización afiliada a la Cámara de Comercio de los Estados Unidos que promueve la transparencia y la gobernanza en más de 100 países; la Fundación Libertad, un centro de pensamiento con sede en Rosario que trabaja desde hace 38 años en la difusión de políticas de desarrollo institucional y económico en la región; y la consultora Invecq, especializada en análisis macroeconómico y estrategia de negocios.
Los grises legales y la infraetructura como limitantes
Javier Bongiovanni, Economista Senior de Fundación Libertad, afirmó sobre el trabajo que «no basta con tener una de las mayores reservas de la región; el éxito del litio depende de la capacidad para ser un socio confiable en el mundo. El informe demuestra que la transparencia y la coordinación entre Nación y provincias son las únicas herramientas capaces de atraer inversiones de alto valor que generen empleo calificado y transferencia tecnológica.»
El concepto de calidad del capital resulta central en este diagnóstico técnico. El trabajo diferencia las corrientes de inversión y subraya que «el capital constructivo busca valor a largo plazo y sostenibilidad, mientras que el capital corrosivo aprovecha los vacíos legales para obtener beneficios rápidos». La consolidación de reglas claras aparece, entonces, como el único filtro eficiente para evitar la degradación del entorno de negocios minero.
La infraestructura logística en la región del NOA representa otro condicionante crítico para el escalamiento de la producción. Según el relevamiento, «el déficit de infraestructura en transporte y energía en las zonas de salares encarece los costos operativos», limitando la viabilidad económica de yacimientos que, aun siendo técnicamente aptos, quedan marginados por la falta de conectividad ferroviaria o acceso a redes eléctricas de alta tensión.
Respecto a la transparencia internacional, la Argentina muestra avances pero aún restan pasos formales por completar. El informe recomienda enfáticamente «avanzar en la adhesión plena a la Iniciativa para la Transparencia en las Industrias Extractivas (EITI)», como un mecanismo para estandarizar el reporte de pagos y beneficios, alineando la producción local con las exigencias de los mercados de la Unión Europea y los Estados Unidos.
La Mesa del Litio, integrada por Jujuy, Salta y Catamarca, es evaluada como una herramienta de coordinación con potencial, aunque todavía insuficiente. El texto señala la necesidad de «fortalecer institucionalmente la Mesa del Litio para coordinar políticas productivas y sociales», buscando que las decisiones de las provincias no colisionen con la estrategia de inserción internacional que diseña la Cancillería y la Secretaría de Minería.
Empleo de calidad, sostenibilidad y financiamiento público-privado
Dana Barringer, de CIPE, destacó que «a diferencia de los capitales corrosivos, que buscan rentabilidad a corto plazo y benefician al país inversor, el capital constructivo contribuye al desarrollo económico del país receptor en el largo plazo”. Esto se refleja en «la generación de empleo de calidad, la operación bajo modelos en los que priman la transparencia y la rendición de cuentas, la transferencia de conocimiento y tecnología, y el pago adecuado de impuestos y regalías, entre otros beneficios.»
El acceso a los mercados de Europa y Estados Unidos demanda certificaciones de sostenibilidad y trazabilidad, para lo cual se recomienda la adhesión plena a la iniciativa EITI.
En el plano de los recursos humanos, el diagnóstico identifica una brecha entre la demanda industrial y la oferta educativa en las provincias mineras. El trabajo afirma que existe un «déficit de perfiles calificados para cubrir oficios críticos en las plantas de procesamiento», lo que obliga a las empresas a incurrir en costos adicionales de capacitación o a buscar personal fuera de las comunidades de influencia directa del proyecto.
La sostenibilidad social y el vínculo con las comunidades locales también forman parte de la ecuación de riesgo. El documento sostiene que se requiere «formalizar criterios mínimos para la participación estatal provincial en los proyectos», de modo que el beneficio para los erarios públicos locales sea previsible y no dependa de negociaciones puntuales que puedan interpretarse como discrecionales por parte del inversor.
Para mitigar el déficit de inversión pública, el informe propone el uso de nuevos instrumentos financieros. Sugiere, por ejemplo, «financiar infraestructura estratégica mediante esquemas de inversión público-privada (PPP)», permitiendo que las operadoras mineras adelanten capital para obras de conectividad que luego resulten compensadas mediante créditos fiscales o cánones, optimizando los tiempos de construcción de los proyectos.
Hacia adelante, el éxito de la Argentina en el mercado del litio dependerá de su capacidad para ofrecer un entorno previsible. Como conclusión, el informe recalca que «la transparencia y la estabilidad de las reglas de juego son los principales atractivos para la inversión responsable», marcando que el país tiene ante sí el desafío de transformar su riqueza geológica en un motor de desarrollo económico genuino y trazable.
Miguel Galuccio presentó los resultados del primer trimestre de Vista y anunció que apelará al RIGI para adelantar inversiones.
Vista Energy anunció este jueves que aplicará al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) con dos de sus activos estratégicos en Vaca Muerta. El anuncio fue realizado por su presidente y CEO, Miguel Galuccio, durante la presentación de resultados del primer trimestre, en la cual destacó que la documentación para los bloques Águila Mora y Bandurria Norte se presentará formalmente hacia el final del segundo trimestre.
Esta decisión busca traccionar inversiones que, de otra manera, hubieran quedado relegadas en el cronograma de la compañía. Según explicó Galuccio, el impacto del RIGI es determinante para mejorar las tasas de retorno en estos bloques no desarrollados. Sin estos incentivos fiscales, el desarrollo masivo de ambas áreas recién se habría priorizado cerca de 2030, pero el marco normativo permitirá acelerar el despliegue de capital.
El panorama inversor para la empresa se completa con la expectativa sobre el bloque Bajo del Toro. Galuccio mencionó que, tras cerrar la operación con Equinor, evaluarán si dicha área también califica para el RIGI, aunque aclaró que la solicitud debería ser canalizada a través de YPF, operador del bloque.
La operadora revisó al alza sus metas operativas para el cierre de 2026. Gracias a una productividad por pozo superior a la esperada y un escenario de precios internacionales al alza, Vista elevó su proyección de producción anual de 140.000 a 143.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d). Este ajuste implica sumar más de un millón de barriles adicionales en el año, con un claro destino al mercado exportador.
Los números del primer trimestre
Los números que respaldan este escenario son parte del balance del periodo, donde la compañía alcanzó una producción total de 134.741 boe/d, lo que representa un salto interanual del 67%. Este crecimiento se explica por la exitosa integración del 50% del bloque La Amarga Chica, concretada en abril de 2025, y por una agresiva campaña de perforación que mantiene un ritmo constante en sus áreas operadas.
En términos financieros, los ingresos de la firma treparon a US$ 694,3 millones, marcando un incremento del 58% respecto al mismo período del año anterior. El EBITDA ajustado, por su parte, se situó en US$ 450,8 millones, con un margen del 65%. Estos resultados demuestran la capacidad de la operadora para compensar las fluctuaciones de precios mediante eficiencia operativa y una estructura de costos ajustada.
El costo de extracción (lifting cost) se redujo a US$ 4,3 por barril, un 8% menos que el año previo, mientras que los gastos comerciales registraron un ahorro del 41%. Estas métricas reflejan la madurez en la operación de sus principales yacimientos y la optimización de la infraestructura logística necesaria para evacuar el crudo desde la Cuenca Neuquina.
El perfil exportador de la compañía también se consolidó, con ventas externas que representaron el 64% de los ingresos totales, sumando US$ 431 millones. Este flujo de divisas se sostiene sobre una inversión de US$ 391,2 millones ejecutada en el trimestre, la cual se destinó a la perforación de 19 pozos y la conexión de 23 nuevas unidades, además de obras clave para el soporte de las operaciones en campo.
Camuzzi Gas Inversora S.A. y Vitol S.A. firmaron un Memorando de Entendimiento (MoU) para el desarrollo de un acuerdo de compra de producción (offtake) y una potencial participación accionaria en LNG del Plata, proyecto actualmente controlado 100% por Camuzzi.
LNG del Plata está estratégicamente ubicado en el Puerto de La Plata, provincia de Buenos Aires, y cuenta con acceso a la infraestructura de transporte de gas natural proveniente de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina. El proyecto tiene como objetivo posicionar a la Argentina como un proveedor competitivo y confiable de gas natural licuado (GNL) en los mercados internacionales, apalancando sus abundantes recursos gasíferos. Se prevé que, una vez operativo, alcance una capacidad nominal de al menos 2,4 millones de toneladas anuales (MTPA).
En el marco del MoU, Vitol podrá adquirir hasta el 100% de la producción del proyecto, mediante un acuerdo de offtake de largo plazo. Asimismo, evaluará la posibilidad de realizar una inversión accionaria en LNG del Plata junto a Camuzzi.
“Este acuerdo representa un paso estratégico en la integración de la Argentina al mercado global de GNL. A través de LNG del Plata, buscamos desarrollar una infraestructura competitiva para la exportación de gas natural licuado, generar valor sostenible, atraer inversiones y contribuir a la seguridad energética tanto a nivel local como internacional”, señaló Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora S.A.
Por su parte, Pablo Galante Escobar, Head of LNG de Vitol, afirmó: “Creemos que la Argentina tendrá un rol relevante en la creciente demanda global de GNL gracias a sus abundantes reservas de gas, con el potencial de convertirse en una fuente de suministro diversificada y confiable para nuestros clientes. Nos entusiasma trabajar junto a Camuzzi para avanzar en este proyecto estratégico”.
El desarrollo del proyecto se encuentra sujeto al cumplimiento de diversas condiciones, incluyendo la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes.
Dow (NYSE: DOW) anunció el nombramiento de Luciano Oostdijk como director de operaciones del complejo industrial de Bahía Blanca, el mayor complejo petroquímico de la compañía en América Latina. En su nueva función, Oostdijk tendrá como objetivo continuar garantizando operaciones seguras, confiables y eficientes, asegurando la competitividad del complejo en un contexto clave para la industria.
Con más de 20 años de experiencia, Oostdijk ingresó a Dow en 2005 y ocupó posiciones de liderazgo en Argentina y Brasil. Es ingeniero mecánico industrial egresado de la Universidad Nacional del Sur, donde también se desempeñó como docente durante más de una década. Además, mantiene un fuerte vínculo con la comunidad de Ingeniero White, acompañando iniciativas locales y proyectos de fortalecimiento institucional junto a actores clave de la ciudad.
“Liderar la operación de Dow más grande de América Latina en esta etapa es para mí un enorme orgullo y una gran responsabilidad. Asumo este rol junto a un equipo altamente comprometido, en una planta que cumple un papel estratégico tanto para Dow como para la industria en general”, señaló Oostdijk.
El complejo de Dow en Bahía Blanca está compuesto por plantas de etileno y polietileno, y sostiene una cadena de valor integrada con más del 90% de proveedores locales, generando más de 1.200 empleos directos e indirectos. Su operación tiene un fuerte impacto en la actividad industrial y logística de la región.
Oostdijk sucede a Paula Woolbert, quien asumirá la dirección del complejo industrial de Seadrift (Estados Unidos), uno de los activos estratégicos de Dow a nivel global. Este nombramiento se enmarca en la estrategia de la compañía de fortalecer sus operaciones clave, potenciar el talento local y consolidar su presencia industrial de largo plazo en Argentina.
La UTE Victor Contreras – SICIM realizó la mejor oferta y resultó adjudicatario en la licitación convocada por San Matías Pipeline para la construcción del gasoducto dedicado que transportará gas producido en Vaca Muerta (NQN) hasta la costa atlántica de Río Negro para su conversión en Gas Natural Licuado y exportación a terceros mercados. El tendido del ducto arrancará a mitad de este año.
Asimismo, San Matías Pipeline recibió la mejor oferta para la instalación de una planta compresora relacionada con el mismo proyecto por parte de la compañía Oilfield Production Services (OPS).
Las empresas que participaron de la licitación para la construcción del gasoducto dedicado fueron Victor Contreras – SICIM; Techint – SACDE; Contreras – Bonatti – Pumpco; OPS; y BTU.
La obra del tendido de los tres tramos del ducto fue adjudicada a la UTE Victor Contreras – SICIM, presentó una oferta de U$S 530 millones y las mejores condiciones de los cinco oferentes. En segundo lugar se ubicó la propuesta económica de la UTE Techint-Sacde.
El ganador “ofreció una mayor flexibilidad en el pago al no solicitar anticipo, aseguró que la obra cumplirá con el uso para el cual fue diseñada (“fit for purpose”) y ofreció una mejor garantía de reaseguro de cumplimiento de contrato, puntos clave en un proyecto de esta escala en la que la estructura de costos es muy ajustada”, indicaron fuentes empresarias.
Para la construcción de la planta compresora participaron las empresas: OPS, SACDE, PECOM, BTU y Contreras. La obra fue adjudicada a la neuquina OPS, cuya oferta fue la más competitiva, de U$S 95 millones, presentando las mejores condiciones en términos de garantías y forma de pago.
San Matías Pipeline está conformada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, es decir las mismas empresas asociadas en Souther Energy, la impulsora del proyecto.
La decisión de adjudicación de ambas obras fue por unanimidad y los contratos ya fueron firmados.
“La licitación se realizó a través de una plataforma digital que garantizó la transparencia y la trazabilidad del proceso, asegurando que las etapas de evaluación técnica, económica y financiera representen el mejor interés para el proyecto. La apertura de las ofertas económicas se realizó ante escribano público”, destacaron las fuentes empresarias.
En el proceso licitatorio se establecieron cuatro renglones. Los primeros tres corresponden a la construcción de un gasoducto de 471 kilómetros de extensión y de 36 pulgadas de diámetro para el transporte de gas natural desde Tratayén, Neuquén, hasta el Golfo San Matías, Río Negro, con una capacidad de transporte de 27 MMm3/día.
El cuarto renglón corresponde a la construcción de la planta compresora intermedia que será instalada en el kilómetro 80 de la traza, en Río Negro, de 46.000 HP de potencia.
El inicio de la construcción del gasoducto esta prevista para mitad de año y su finalización se proyecta para el segundo semestre de 2028, fecha para cuando está prevista la llegada a´puerto del segundo barco procesador de GNL, denominado MK2.
Desde la primavera de 2027 el primer barco procesador, Hilli Episeyo, comenzará a procesar gas natural transportado por el Gasoducto San Martín desde Tierra del Fuego. Southern Energy iniciará sus exportaciones, y tiene ya un contrato de abastecimiento firmado con la europea SEFE, por 2 millones de toneladas anuales de GNL.
El gobierno nacional decidió aplicar un aumento de 0,5 % en el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Impuesto al Dióxido de Carborno (CO2) a partir del 1 de mayo, en tanto que resolvió diferir parcialmente, al menos hasta junio próximo, “los incrementos impositivos remanentes derivados de las actualizaciones correspondientes a los años calendario 2024 y 2025, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil”.
La decisión impositiva fue adoptada a través del decreto 302/2026, ya oficializado, procurando no seguir perdiendo ingresos por estos gravámenes en un momento de merma general de la recaudación fiscal. Pero a su vez, explicó el nuevo diferimiento parcial de ajustes pendientes en estos impuestos “con el propósito de continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible”.
Así las cosas, el decreto 302/2026 estableció para el ICL un incremento de monto fijo de $ 10,398 para el litro de nafta sin plomo hasta 92 RON (Súper), nafta sin plomo de más de 92 RON (Premium), y nafta virgen. Sobre estos mismo productos se aplica un aumento del Impuesto al Dióxido de Carbono de $ 0,637.
Para el gasoil se determinó un incremento de $ 9, 269 para el ICL, y de $ 1,056 para el Impuesto al Dióxido de Carbono.
A su vez, se determinó un incremento adicional de $ 5,019 para el gasoil en zonas geográficas del país con tratamiento diferencial. Se refiere al consumo en el área conformada por las Provincias del NEUQUÉN, de LA PAMPA, de RÍO NEGRO, del CHUBUT, de SANTA CRUZ, de TIERRA DEL FUEGO, ANTÁRTIDA E ISLAS DEL ATLÁNTICO SUR, el Partido de Patagones de la Provincia de BUENOS AIRES y el Departamento de Malargüe de la Provincia de MENDOZA.
Cabe referir que el ministerio de Economía había diferido el ajuste de éstos impuestos para el mes de abril en procura de una menor inflación, inducida entre otras cosas por el fuerte aumento de la cotización internacional del petróleo y del gas, precios que son tomados como referencia para el mercado interno de estos insumos energéticos.
Tal decisión vino a coincidir con el anuncio de YPF de posponer por 45 días nuevos incrementos de los precios de sus combustibles, criterio que también fue adoptado por otras importantes petroleras refinadoras y comercializadoras.
El período de vigencia de dicha decisión vence a mediados de mayo, y las empresas, empezando por YPF, de mayoría accionaria estatal y principal operadora del mercado local, esperan luego recuperar los ingresos postergados por dicha pausa.
En tanto, y en el contexto del conflicto bélico de Estados Unidos e Israel contra Irán, que afecta a Oriente Medio, el barril de crudo Brent ronda los U$S 119 dólares, y el GNL los U$S 19 el Millón de BTU.
La Secretaría de Energía instruyó este miércoles a Enarsa a ofrecer en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) los volúmenes de gas natural licuado (GNL) que la empresa estatal importará durante el invierno para cubrir el pico de consumo que se registra en el sistema gasífero durante los meses de frío.
La iniciativa -que tomó por sorpresa a los actores privados- se implementó ayer por la tarde a través de tres subastas diferenciadas, con el objetivo de trasladar parte del costo del gas importado a los distintos segmentos de la demanda. El Ministerio de Economía apunta a que a partir de este año sean las industrias -y no tanto las distribuidoras- quienes cubran fundamentalmente el costo del gas importando para reducir al máximo posible el monto de los subsidios energéticos que paga el Estado.
Sin interés industrial
La más relevante de las subastas buscó encontrar -a través del Mercado Eléctrico del Gas (MEGSA), una entidad que funciona bajo el paraguas de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires- grandes usuarios industriales dispuestos a pagar US$19,76 por millón de BTU para asegurar el suministro de gas durante la segunda quincena de mayo.
El objetivo era que las industrias garantizaran su abastecimiento y evitaran cortes en caso de que las bajas temperaturas disparen el consumo residencial -la demanda prioritaria- y obliguen a restringir el suministro a otros segmentos, como el industrial o la generación eléctrica. Sin embargo, la subasta quedó desierta.
Ninguna empresa estuvo dispuesta a convalidar ese nivel de precios -que se comunicó minutos antes de que se realice la licitación de MEGSA-, que quintuplica el valor del gas incluido en las tarifas residenciales, actualmente en torno a los 3,80 dólares por millón de BTU.
Más allá de algunas dificultades operativas -como los requisitos de acceso al MEGSA, que exige que los participantes sean agentes habilitados y cuenten con los sistemas informáticos necesarios o canalicen la operación a través de comercializadores-, en el sector coinciden en que la falta de interés respondió fundamentalmente a una cuestión económica.
Las grandes industrias, muchas de las cuales están afectadas por la caída de la actividad, no están dispuestas a pagar el costo real del GNL importado, que se incrementó de forma significativa en las últimas semanas por el impacto de la guerra en Medio Oriente sobre los precios internacionales de la energía.
El interrogante hacia adelante es si el gobierno definirá, tal como sucedió en años anteriores, un precio del Gas de Última Instancia (GUI) para industrias y distribuidoras, que en los hechos sea inferior que el costo real del GNL. Eso implicaría, para el Estado, asumir un elevado nivel de subsidios que la gestión actual intenta limar todo lo posible. La pregunta está abierta y se definirá recién a lo largo de mayo.
Tampoco respondieron las distribuidoras
La segunda subasta, orientada a las distribuidoras de gas, tampoco logró traccionar demanda. De los 11 millones de metros cúbicos diarios ofrecidos para la segunda quincena de mayo, apenas se colocaron unos 50.000 metros cúbicos, es decir, un volumen marginal.
El motivo es similar al observado en el segmento industrial: ninguna distribuidora está dispuesta a convalidar precios de GNL cercanos a los US$20 por millón de BTU si no existe certeza de que el Gobierno habilitará el pass-through de ese costo a las tarifas finales. Sin esa garantía, la compra implica asumir un riesgo financiero significativo, en un esquema tarifario aún sujeto a definiciones regulatorias.
El único segmento que respondió a la convocatoria fue el de generación eléctrica. Cammesa, la compañía encargada del despacho del sistema eléctrico, aseguró el suministro de 5,5 millones de metros cúbicos diarios entre el 16 y el 31 de mayo al mismo precio de US$19,76 por millón de BTU.
En este caso, la operación tiene lógica económica: el uso de GNL permite reemplazar el consumo de gasoil en centrales térmicas, un combustible que hoy resulta más caro debido al aumento del precio internacional del petróleo y al encarecimiento de las primas que se pagan para acceder al producto en el mercado global.
El final de una campaña
Este primer intento fallido del Gobierno para trasladar el costo del GNL a la demanda —una estrategia que probablemente se repetirá a lo largo del invierno— coincide con el cierre de la campaña anual de contratación de gas natural entre productores e industrias.
Tradicionalmente, esos contratos se negocian hasta el 30 de abril y rigen desde el 1 de mayo hasta la misma fecha del año siguiente. Según indicaron fuentes industriales a EconoJournal, el escenario actual está marcado por un elevado nivel de incertidumbre. Las empresas aún no tienen claridad sobre cuáles serán las ventanas de cortes de suministro durante el invierno ni sobre el costo final del mix de combustibles que deberán afrontar, en un contexto en el que el peso del gas importado será determinante.
El nuevo esquema de transporte busca transparentar la disponibilidad de rutas y optimizar el despacho hacia los grandes usuarios industriales.
El foco de preocupación se centra en la definición de precios y volúmenes para el invierno, en un contexto donde la oferta local y la capacidad de transporte presentan limitaciones críticas para la demanda no prioritaria
Este proceso de negociación sucede a la reciente definición de los precios del gas de invierno y las tarifas para el sector residencial y comercial, donde la Secretaría de Energía estableció los nuevos valores que rigen desde este mes. Sin embargo, para los grandes usuarios, la dinámica de mercado privado presenta desafíos adicionales vinculados a la disponibilidad efectiva de la molécula y la infraestructura existente.
En el mercado privado del gas en la Argentina, cerca de 5.000 clientes industriales y comerciales adquieren el fluido directamente de productores y comercializadores. La enorme mayoría de estos contratos son anuales, con vigencia desde el 1 de mayo hasta el 30 de abril del año siguiente, lo que obliga a cerrar las condiciones comerciales en el día de la fecha bajo una fuerte presión sobre los costos operativos.
Un usuario industrial explicó que a diferencia de las distribuidoras, que gestionan un volumen ya contractualizado, las industrias que dependen del transporte de la distribuidora quedan expuestas a una zona gris de reglas que genera un desorden operativo. Para el sector fabril, la redefinición oficial del mix de cuencas es vista como un paso positivo para transparentar el mercado, pero su aplicación en el pico invernal sigue generando dudas sobre el costo final puesto en planta.
La transición hacia un nuevo mercado
El gas natural mantiene una dinámica segmentada en la que dos tercios del volumen total está contractualizado con el Estado a través del Plan Gas. Bajo este esquema, CAMMESA y ENARSA compraron gas para Generación y Demanda Prioritaria (residencial) respectivamente, mediante contratos de medio plazo que tienen vigencia hasta el 2028.
Sin embargo, una porción de esta demanda centralizada migra gradualmente hacia el Mercado a Término privado a medida quelos generadores comienzan a adquirir «gas propio» bajo los términos de la Resolución SE 400/2025. Este factor suma volatilidad al escenario actual, ya que genera un impacto directo en el Mercado Spot de transacciones diarias, reduciendo el volumen de gas excedente disponible para los distintos sectores industriales y presionando los precios en momentos de baja temperatura.
La reconfiguración del sistema de transporte, impulsada mediante la Resolución SE 66/2026, transparentó la real disponibilidad de rutas para adaptarlas a la nueva realidad de producción, pero también generó ganadores y perdedores. En simultáneo, la autoridad energética busca clarificar los costos de importación de GNL, asignando dicho costo a quienes realmente deben usarlo: la generación eléctrica y los usuarios industriales, dado que la demanda residencial es prioritaria e ininterrumpible.
Para un gran usuario, esta política implica que no tiene asegurado un suministro de transporte y gas local durante todo el año. En el pico de invierno, podrían registrarse interrupciones de suministro de gas local que obligarían a las fábricas a suplir el bache con gas importado (GNL u otro), cuyos valores de mercado son significativamente superiores a los de la cuenca Neuquina.
Una fuente de las distribuidoras confió que ya enviaron a sus clientes industriales nuevos contratos de transporte que incluyen cláusulas de cese de servicio. En estos documentos se advierte expresamente sobre una «ventana» de hasta 85 días -entre mayo y septiembre- donde podría interrumpirse el suministro o se daría la alternativa a la compra de gas importado para mantener la operatividad de las plantas.
Desde el sector industrial, por el contrario, advierten que algunas distribuidoras imponen estas condiciones de corte sin aclarar que la cesión de capacidad debería ser exclusiva para escenarios de falta de gas para la demanda prioritaria. Existe una preocupación por el rol de las distribuidoras como «administradoras de la escasez», ante el riesgo de que se favorezca a sus propias comercializadoras en la gestión de los cortes.
Los precios del gas local
En cuanto a los precios, la tendencia fue alcista durante toda la campaña de negociación: mientras que en marzo se cerraron operaciones en el orden de los US$ 2 por millón de BTU en la cuenca Neuquina, hoy los valores superan los US$ 3. En el caso del Norte, los valores son muy superiores, situándose cerca de los US$ 5 por millón de BTU en la actualidad, precisó un directivo de una comercializadora.
Los industriales aseguran que la dependencia del gas regasificado proyecta valores cercanos a los US$ 20 por millón de BTU para el próximo invierno.
La inviabilidad del gas boliviano por costos y declino de producción dejó a las industrias de provincias del NOA ante la opción de pagar precios de GNL para sostener sus procesos. Si bien el GNL se importa desde 2008, la diferencia sustancial en este ciclo radica en la eliminación de la socialización del costo, asignándolo ahora a la generación y los grandes usuarios en lugar del 38% de la población que carece de acceso a la red.
La incertidumbre respecto al mix de transporte y la ventana de corte volvió secundario el precio del gas en boca de pozo. Un industrial del sector señaló que, aunque se tenga un contrato a US$ 2 o US$ 3, si durante 60 u 80 días se debe pagar el precio del GNL para evitar el cierre de operaciones en la planta, el precio promedio ponderado anual puede llegar a duplicarse, afectando drásticamente la competitividad.
A este panorama se suma el impacto del fondo fiduciario, que podría aumentar hasta un 7,5% sobre el precio de boca de pozo del GNL, refirió otro industrial. Esta carga adicional para subsidiar la demanda residencial es vista por la industria como un factor que golpea directamente los costos de producción en un momento de volatilidad internacional y tensiones geopolíticas que encarecen el combustible importado.
Persiste, además, una falta de claridad sobre cómo se operará el acceso al GNL importado. La industria manifiesta incertidumbre sobre la figura del «agregador» y sobre la mecánica para que las fábricas puedan nominar o despachar ese fluido, cuyos precios podrían ser prohibitivos. Un gas de US$3 para 300 días del año puede duplicar su precio promedio anual si se le suman 60 u 80 días de consumo de GNL a valores de mercado internacional.
La UTE conformada por SICIM y Víctor Contreras integró las garantías financieras requeridas y quedó al frente del proceso para ejecutar la obra civil del gasoducto que conectará Vaca Muerta con la planta de licuefacción prevista en el Golfo San Matías.
La oferta obtuvo el mejor puntaje técnico‑económico y desplazó a los otros consorcios participantes. La obra supera los USD 500 millones y constituye el componente central del proyecto.
El comité evaluador confirmó que la UTE cumplió con los requisitos de solvencia y presentó los avales bancarios correspondientes. La provisión de caños ya fue adjudicada a Welspun por unos USD 200 millones, lo que completa la estructura principal del CAPEX.
La combinación de obra civil y suministro de cañerías define el núcleo operativo del gasoducto.
La competencia incluyó a Techint–SACDE y a Pumpco–Bonatti–Contreras Hermanos. La oferta de SICIM–Víctor Contreras se posicionó por encima de ambas y avanzó hacia la adjudicación. El resultado ordena la competencia en un segmento donde la capacidad técnica, la solvencia financiera y la experiencia en ductos de gran escala son determinantes.
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SICIM es un contratista EPC de origen italiano con más de seis décadas de actividad en gasoductos de gran diámetro y proyectos de exportación.
Opera en múltiples regiones y cuenta con certificaciones internacionales que respaldan su capacidad de ejecución y su solvencia. La empresa acumula más de 20.000 km de ductos construidos en Europa, África, Medio Oriente y América.
Víctor Contreras es una empresa argentina con más de cincuenta años de trayectoria en obras de transporte de gas, plantas compresoras y proyectos asociados a Vaca Muerta.
Posee parque de maquinaria propio, base operativa en Neuquén y experiencia directa en obras troncales para YPF, ENARSA, TGS y TGN. Su presencia aporta conocimiento territorial, logística instalada y capacidad de ejecución local.
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La UTE combina alcance global y experiencia local, un factor relevante para obras con plazos ajustados y exigencias operativas elevadas. La integración de garantías confirma la capacidad financiera del consorcio para asumir un contrato de esta escala.
El proyecto requiere que el gasoducto esté operativo antes de la llegada del segundo buque licuefactor, prevista para mediados de 2028. El primer buque está programado para septiembre de 2027.
La obra civil es el tramo crítico para cumplir el cronograma y habilitar la capacidad de exportación. La coordinación entre ingeniería, logística y financiamiento será determinante durante la ejecución.
La definición de la UTE que lidera la licitación establece el esquema operativo del proyecto y condiciona la planificación de la infraestructura asociada. La etapa final del proceso dependerá de la adjudicación formal y de la firma del contrato, que habilitarán el inicio del cronograma de obra.
La capacidad de ejecución y la gestión de riesgos serán claves para evaluar el desempeño del proyecto y su impacto en la salida exportadora de Vaca Muerta.
YPF sigue de cerca la implementación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que establece un piso de USD 600 millones para proyectos de petróleo y gas. La compañía no figura en los proyectos aprobados hasta el momento, pero su CEO anticipó que la empresa trabaja en iniciativas que podrían encuadrarse en la ventana operativa prevista para mayo y junio.
El marco regulatorio vigente habilita inversiones de gran escala en energía, infraestructura y desarrollos orientados a exportación. En ese rango se encuentran proyectos como la planta de licuefacción de GNL, el gasoducto de alimentación y los desarrollos shale de alto volumen en Vaca Muerta, iniciativas que por su magnitud y orientación exportadora se ajustan a los parámetros del régimen.
El RIGI ofrece estabilidad fiscal, amortización acelerada e importaciones sin aranceles para proyectos de gran tamaño. Estos incentivos reducen el costo de capital y mejoran la competitividad de inversiones orientadas a mercados externos. La ventana mayo–junio coincide con la etapa de consolidación técnica y financiera de las iniciativas de mayor escala dentro del sector energético.
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La reorganización interna de YPF hacia una arquitectura exportadora integrada acompaña este proceso. La empresa articula upstream, midstream e infraestructura logística para sostener un esquema de producción y exportación continua, condición necesaria para inversiones multibillonarias y cronogramas de ejecución extendidos.
El movimiento impacta en toda la cadena de valor. Los proveedores de ingeniería, metalmecánica, construcción, caños, válvulas, compresión y servicios especializados se preparan para un ciclo de demanda asociado a obras de gran escala. La definición de los proyectos que ingresarán al régimen será determinante para el mapa operativo de 2026–2030.
La expectativa del sector se concentra en la actividad prevista para mayo y junio. La combinación de incentivos fiscales, escala exportadora y madurez técnica posiciona a YPF para avanzar en inversiones que pueden modificar la capacidad energética del país y ampliar la oferta para mercados internacionales.
La minería argentina entró en una etapa donde la infraestructura dejó de ser un componente accesorio y pasó a ser la variable que determina el ritmo de los proyectos.
Esta fue la conclusión dominante en la mesa minera de Expo EFI, donde los principales operadores del país —Hernán Soneyro (Cantesur), Rolando Ortiz (Eramet/Eramine), Néstor Aris (AbraSilver), Norma Ramiro (Vicuña) y Francisco Poodts (Aldebaran Resources)— expusieron un diagnóstico común: la falta de rutas, trenes y redes de energía de escala ya condiciona la ejecución de inversiones y obliga a las empresas a asumir costos que, en otros países, recaen en la infraestructura pública.
El planteo fue directo: la Argentina está llegando tarde a la adecuación de su infraestructura frente a proyectos que avanzan con cronogramas exigentes. En cobre, la magnitud de Vicuña, Josemaría o Altar requiere energía firme, caminos aptos para equipos sobredimensionados y, en algunos casos, mineroductos hacia el Pacífico.
En litio, la logística química es el cuello de botella: Ortiz detalló que por cada tonelada de producto final se necesitan entre cuatro y cinco toneladas de insumos, lo que saturará las rutas del NOA si no se integran corredores ferroviarios y portuarios. En minería no metalífera, Soneyro expuso un déficit estructural: el transporte supera el valor del producto y limita el consumo interno de áridos, un insumo básico para cualquier obra.
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El impacto operativo es inmediato. La falta de infraestructura eleva el CAPEX por obras complementarias que deben financiar las propias empresas y aumenta el OPEX por logística extendida, demoras y restricciones de transporte.
Este diferencial de costos reduce competitividad frente a países con infraestructura consolidada y puede postergar decisiones de inversión en un contexto global donde la ventana para minerales críticos —litio y cobre— se concentra entre 2026 y 2030. La comparación presentada por Soneyro sintetiza la brecha: Australia y Estados Unidos superan los 30 kilómetros de rutas por cada mil habitantes; Argentina no llega a cinco.
La discusión también incorporó la dimensión de “infraestructura del conocimiento”. Ramiro planteó que los proyectos automatizados requieren competencias técnicas que hoy no están disponibles en escala.
La propuesta de crear centros de capacitación regionales apunta a evitar que la minería dependa de mano de obra importada o de rotación permanente entre provincias, un fenómeno que ya se observa en los proyectos de altura. La falta de capacidades técnicas no es un problema abstracto: impacta en seguridad, productividad y continuidad operativa.
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Poodts, desde el cobre, fue explícito: sin trenes, la logística de largo plazo es inviable. La industria necesita definiciones sobre el Belgrano Cargas y el San Martín para planificar la movilización de volúmenes masivos. Ortiz, desde el litio, agregó que la infraestructura sigue siendo responsabilidad pública, pero que la previsibilidad macroeconómica y jurídica es indispensable para que los privados puedan asumir parte del financiamiento.
Aris, desde el oro y la plata, describió un escenario donde el mantenimiento de caminos quedó desproporcionadamente en manos del sector privado, un esquema que no es sostenible cuando los proyectos pasan de exploración a producción.
Frente a este escenario, los expositores plantearon mecanismos de articulación público‑privada para adelantar obras a cambio de regalías o beneficios fiscales. No se trata de reemplazar al Estado, sino de evitar que la saturación logística frene inversiones en un momento donde la minería se convirtió en un vector de divisas y empleo.
La propuesta incluye corredores viales específicos para minería, nodos ferroviarios, ampliaciones de líneas de alta tensión, infraestructura portuaria para cargas especiales y centros de formación técnica.
La sostenibilidad del crecimiento minero dependerá de la capacidad de coordinar entre Nación y provincias la priorización de obras de alto impacto y de ejecutar soluciones en tiempo y forma. La infraestructura dejó de ser un soporte y pasó a ser la variable crítica del desarrollo. El sector ya lo advirtió en público, con nombres propios y diagnósticos precisos.
La respuesta institucional definirá si la Argentina captura o pierde la ventana de inversiones que se abre en los próximos años.
La reglamentación del Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI) mediante el Decreto 242/2026 habilita un esquema fiscal orientado a proyectos productivos de escala media en sectores intensivos en capital.
La norma fija montos mínimos segmentados desde USD 150.000 para microempresas hasta USD 9 millones para medianas tramo 2, con beneficios de amortización acelerada en Ganancias y devolución anticipada del IVA a los tres períodos fiscales mensuales.
El régimen incluye bienes de capital, obras productivas, sistemas de riego, bienes de eficiencia energética, mallas antigranizo y semovientes de genética superior, y excluye activos financieros, bienes de cambio y automóviles.
El monto mínimo se computa en dólares según el tipo de cambio comprador del Banco Nación del día hábil anterior a la factura y puede integrarse con inversiones realizadas dentro de un plazo de dos años. Los bienes deben permanecer al menos dos años en el patrimonio y los beneficiarios deben contar con Certificado MiPyME vigente.
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El RIMI se convierte en una herramienta para empresas de servicios, logística, mantenimiento, metalmecánica y proveedores vinculados a energía, minería y agro, que requieren capitalización rápida para acompañar proyectos de mayor escala.
Su diseño replica mecanismos del RIGI pero adaptados a montos menores, lo que permite acelerar la renovación de equipos y mejorar el flujo de caja en cadenas donde la inversión inicial suele ser una barrera de entrada.
La oportunidad se concentra en territorios con demanda inmediata de capacidad instalada, como Vaca Muerta, la expansión de infraestructura energética y los nuevos desarrollos mineros.
La efectividad del régimen dependerá de la coordinación con provincias y municipios para evitar que tributos locales neutralicen los beneficios nacionales y de la capacidad administrativa para procesar solicitudes sin demoras.
La propuesta del ministro Federico Sturzenegger de utilizar barcazas para transportar arena desde Entre Ríos hacia Vaca Muerta por el río Negro generó la primera respuesta institucional desde la provincia.
El vicegobernador Pedro Pesatti señaló que “cuesta imaginar la viabilidad” del esquema y planteó que la alternativa realista para reducir costos logísticos es un ramal ferroviario entre San Antonio y el nodo Choele Choel–Darwin.
El planteo provincial se apoya en dos elementos técnicos: la distancia entre la desembocadura del río Negro y el puerto de San Antonio, y la falta de infraestructura fluvial para sostener un flujo continuo de barcazas con carga pesada.
La propuesta ferroviaria, en cambio, se enmarca en un corredor de 220 a 250 kilómetros que permitiría conectar la costa atlántica con el Alto Valle y, desde allí, con la traza existente hacia Vaca Muerta.
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El debate expone un punto estructural: la logística de arena sigue siendo uno de los componentes de mayor peso en el costo operativo de la fractura hidráulica. La discusión entre alternativas fluviales y ferroviarias se superpone con los modelos intermodales que el sector analiza para reducir tiempos, congestión vial y costos por tonelada transportada.
La reacción de Río Negro también incorpora un elemento regional. El ramal propuesto permitiría integrar cargas energéticas con la producción frutícola del Valle, ampliando la capacidad exportadora y mejorando la competitividad logística de la región.
La provincia busca posicionar esta opción como una solución de doble impacto: abastecimiento para Vaca Muerta y salida para economías regionales.
La iniciativa de Sturzenegger se inscribe en su agenda de desregulación y modernización logística, mientras que la respuesta provincial reintroduce la discusión sobre infraestructura ferroviaria como alternativa de escala. La definición del esquema final tendrá impacto directo en proveedores de transporte, ingeniería, servicios de movimiento de cargas y operadores intermodales que participan del abastecimiento de insumos críticos para Vaca Muerta.
El fallo del Juzgado de la Segunda Circunscripción Judicial de San Juan que dejó sin efecto la medida de la jueza riojana María Greta Decker marcó un punto de inflexión en el conflicto interprovincial por el proyecto Vicuña. La resolución restableció la operatividad plena del emprendimiento y estableció que ningún tercero —público o privado— puede interferir en las actividades, salvo las autoridades competentes de San Juan.
Con esta decisión, la provincia blindó el avance de un distrito minero que proyecta USD 18.000 millones en inversiones en la próxima década y que integra a BHP y Lundin Mining en una de las iniciativas de cobre más relevantes de Sudamérica.
El conflicto se había originado cuando la Justicia riojana ordenó la suspensión parcial de actividades y bloqueó el tránsito de maquinaria por el corredor Guandacol–Santa Elena–Zapallar–Las Cuevas–La Ciénaga, argumentando afectación territorial. La respuesta judicial sanjuanina reencuadró el caso en la Ley 18.004 y en la Constitución Nacional, que reconocen la jurisdicción provincial sobre los recursos del subsuelo.
El gobernador Marcelo Orrego fue explícito al fijar posición: “Los recursos que están en el subsuelo sanjuanino son de los sanjuaninos y los vamos a defender con la ley en la mano”. El mensaje buscó cerrar la discusión jurídica y evitar que el conflicto escale a un litigio prolongado que afecte la ingeniería del proyecto.
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Vicuña es un distrito de escala excepcional: integra los proyectos Josemaría, Filo del Sol y Los Helados, con cronograma de construcción previsto para 2027 y una vida útil que, en algunos casos, supera los 70 años. La ingeniería del complejo requiere energía firme, caminos de altura, campamentos permanentes y un esquema logístico que incluye la posibilidad de mineroductos hacia el Pacífico.
La validación judicial permite avanzar con la ingeniería de detalle y con la programación de obras tempranas, en un contexto donde la ventana global para el cobre se estrecha y la competencia con Chile y Perú se intensifica.
El fallo también tiene efectos políticos. San Juan buscó evitar que la medida riojana se convierta en un precedente que habilite intervenciones cruzadas entre provincias sobre proyectos de frontera. La resolución ordena el conflicto dentro del marco legal vigente y refuerza la autonomía provincial en materia de recursos naturales.
En paralelo, el Congreso comenzó a trabajar en iniciativas impulsadas por la diputada Nancy Picón y Carlos Jaime Quiroga para fortalecer el marco normativo y evitar futuros conflictos interjurisdiccionales. El objetivo es dotar de previsibilidad a proyectos estratégicos y reducir la exposición a litigios que puedan frenar inversiones de largo plazo.
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Desde el punto de vista económico, la continuidad de Vicuña implica sostener un flujo de inversiones que supera los USD 7.000 millones en su primera etapa y que moviliza picos de empleo superiores a los 10.000 trabajadores.
La demanda de proveedores locales, la ampliación de líneas eléctricas y las obras viales asociadas exceden la capacidad presupuestaria provincial, lo que reabre la discusión sobre esquemas de financiamiento mixto. El fallo despeja el proyecto, pero no resuelve los cuellos de botella logísticos que atraviesan toda la minería andina: energía, rutas, pasos fronterizos y capacidad portuaria.
La provincia llega a la Expo San Juan Minera —que se realizará del 6 al 8 de mayo— con un mensaje claro: el proyecto no está frenado, no enfrenta riesgo operativo y cuenta con respaldo judicial y político.
Para las empresas, la decisión reduce incertidumbre regulatoria y habilita la continuidad de inversiones en exploración avanzada. Para la provincia, ordena el conflicto con La Rioja y evita que la disputa territorial se convierta en un factor de riesgo para el mayor proyecto minero del país.
La minería argentina enfrenta un escenario donde institucionalidad, infraestructura y financiamiento deben avanzar en paralelo. La Justicia sanjuanina resolvió uno de esos frentes. Los otros —energía, logística y coordinación interprovincial— siguen abiertos y definirán la velocidad real del desarrollo.
La terminal de Puerto Rosales realizó por primera vez la carga simultánea de dos buques de gran porte con crudo Medanito proveniente de la Cuenca Neuquina. Las embarcaciones TP Promise y Monique Glory completaron despachos cercanos a las 190.000 toneladas con destino a Estados Unidos, principal comprador del crudo liviano argentino.
La operación utilizó dos posiciones de amarre en paralelo y redujo tiempos de espera, lo que permitió aumentar la rotación de buques y mejorar la eficiencia del sistema exportador.
La terminal, abastecida por el sistema de oleoductos de Oldelval, sostiene volúmenes mensuales superiores a las 380.000 toneladas y avanza con obras para incorporar una tercera posición de carga.
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El incremento de capacidad responde al crecimiento de la producción neuquina y a la necesidad de evitar cuellos de botella en la etapa de salida al mar, en un contexto de mayor participación del Medanito en la canasta exportadora.
La simultaneidad de cargas refuerza el rol de Rosales como nodo operativo del esquema logístico de Vaca Muerta y anticipa los requerimientos de infraestructura para la próxima etapa: terminales con mayor flexibilidad, tiempos de giro más cortos y capacidad para absorber picos de producción.
La expansión se integra a proyectos complementarios como la ampliación de Oldelval, el desarrollo de Punta Colorada y las iniciativas de terminales marítimas asociadas al VM Oil Sur.
El Gobierno de Chubut confirmó que Pecom ejecutará USD 190 millones en los próximos 18 meses como parte del traspaso del área Manantiales Behr, uno de los yacimientos convencionales más relevantes del país.
La cifra forma parte del expediente oficial de transferencia desde YPF y se orienta a reactivar equipos, ampliar recuperación terciaria y sostener producción en campos maduros.
El plan operativo incluye la puesta en marcha de dos equipos de workover y un perforador que permanecían inactivos, junto con la incorporación de una segunda planta de polímeros en El Trébol, que ya inició la inyección para mejorar la recuperación terciaria.
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Desde la toma de control, la empresa registró un incremento inicial de 10–12% en la producción y proyecta alcanzar un 20% adicional en 2026, con el objetivo de duplicar la extracción en Campamento Central en el mediano plazo.
El ministro Federico Ponce enmarcó la inversión en un proceso de transición operativa tras la reducción de CAPEX de YPF en la cuenca, que pasó de USD 1.200 millones a USD 200 millones en la última década.
La provincia evalúa nuevas licitaciones para áreas marginales y analiza incentivos como la reducción de regalías y la eliminación de aranceles a insumos para recuperación terciaria.
La reactivación de equipos y la expansión del esquema de polímeros generan demanda inmediata para pymes locales de servicios, mantenimiento, transporte y logística.
El movimiento también se articula con la exploración no convencional que impulsa PAE en la cuenca, en un contexto de precios internacionales del crudo que, según Ponce, se mantendrán en niveles elevados durante los próximos meses.
Brava nació con un perfil técnico, enfocada en ingeniería, obras civiles y servicios para la industria de Oil & Gas. Peduzzi construyó su trayectoria en el transporte, con fuerte presencia en cargas líquidas y servicios para la perforación.
En Vaca Muerta, donde la aceleración de la actividad en no convencional redefine los estándares operativos, también cambia la lógica de contratación de servicios. Las operadoras demandan cada vez más eficiencia, coordinación y capacidad de respuesta, lo que empuja a los proveedores a ampliar su alcance. En ese escenario, la articulación entre Brava Ingeniería y Transporte Peduzzi muestra cómo dos compañías pueden converger en un esquema operativo integrado sin perder su identidad.
Ambas firmas comparten una dirección estratégica común orientada a la prestación de soluciones completas. “Nuestra mirada es clara: brindar soluciones. Tengo que darle una respuesta al cliente y, con la cartera de servicios que tenemos, hoy lo logramos de punta a punta”, explica Juan Cruz López, presidente de Brava Ingeniería y Transporte Peduzzi.
El cambio de enfoque fue progresivo. Brava nació con un perfil técnico, enfocada en ingeniería, obras civiles y servicios para la industria de Oil & Gas. Peduzzi, en tanto, construyó su trayectoria en el transporte, con fuerte presencia en cargas líquidas y servicios para la perforación. La evolución de la demanda llevó a ampliar esas capacidades.
“El salto se dio cuando dejamos de decir ‘brindo un servicio’ para pasar a ‘te brindamos una solución’”, resume el ingeniero Juan Cruz López. Ese giro implicó no solo sumar nuevas unidades de negocio, sino también repensar la forma de operar.
“Nuestra mirada es clara: brindar soluciones. Tengo que darle una respuesta al cliente y, con la cartera de servicios que tenemos, hoy lo logramos de punta a punta”, sostiene Juan Cruz López, presidente de Brava Ingeniería y Transporte Peduzzi.
Complementariedad operativa
En la práctica, la interacción entre ambas compañías permite cubrir múltiples etapas dentro de un yacimiento, desde la construcción de locaciones y el movimiento de suelos hasta la logística, el mantenimiento y servicios específicos. Todo bajo estándares operativos alineados.
“Las dos empresas tienen la misma idea: brindar un servicio de excelencia. Muchas veces el cliente, cuando le falla otro proveedor, sabe que puede confiar en nuestras soluciones”, señala López.
Uno de los desafíos iniciales fue integrar carteras de clientes que, en muchos casos, no coincidían. “No era automático. Los clientes de Brava y los de Peduzzi no se cruzaban. El trabajo fue justamente lograr esa integración y poder ofrecer soluciones más completas”, explica.
Hoy, ese proceso se traduce en la posibilidad de centralizar servicios. “La idea es que el cliente encuentre todo en un solo lugar, con una sola gestión y un único punto de contacto”, agrega.
La posibilidad de integrar servicios como transporte, obras, gestión de sólidos, hot oil y soluciones energéticas permite ampliar el alcance operativo y mejorar los tiempos de respuesta
Escala y adaptación al no convencional
El crecimiento de la actividad en Vaca Muerta también obligó a adaptarse. “En los últimos dos años el negocio cambió mucho. Pasamos de tener una fuerte presencia en convencional a operar en un 90% en no convencional”, detalla López.
Esa transición requirió inversiones en equipamiento y en capital humano. En la actualidad, la operación combinada de ambas compañías implica cerca de 900 personas, cientos de equipos y actividad continua.
“Es un flujo de trabajo difícil de dimensionar. Necesitás un equipo de management y mandos medios que acompañe ese ritmo”, sostiene el ejecutivo.
En paralelo, se reforzó la estructura profesional. “Invertimos en tener los mejores camiones, la mejor maquinaria y un equipo con mucha experiencia. El nivel de respuesta que tenemos hoy es algo que incluso a nosotros nos sorprende”, afirma.
La operación combinada de ambas compañías implica cerca de 900 personas, cientos de equipos y actividad continua.
Servicios especializados y nuevas demandas
La ampliación de servicios también incluyó la incorporación de soluciones más específicas que refuerzan la lógica de integración. Entre ellas, el control de sólidos y los servicios de hot oil, clave para operaciones de mantenimiento y optimización en los yacimientos.
“Son servicios muy específicos que forman parte de la estrategia de integración, porque nos permiten aportar valor concreto dentro de la operación”, explica López.
A esto se suma el desarrollo de soluciones vinculadas al GNC, en línea con una agenda cada vez más presente en la industria: la eficiencia energética y la reducción de emisiones. “Estamos trabajando en medición de huella de carbono y en el diseño de parques solares para compensarla. También incorporamos equipamiento que reduce la huella. Es un diferencial que cada vez más clientes empiezan a demandar”, afirma el directivo.
La incorporación de estas unidades no responde únicamente a diversificación, sino a una lógica de complementariedad. La posibilidad de integrar servicios como transporte, obras, gestión de sólidos, hot oil y soluciones energéticas permite ampliar el alcance operativo y mejorar los tiempos de respuesta.
Un diferencial local
En un contexto donde crece la presencia de empresas internacionales, el conocimiento del territorio aparece como una ventaja competitiva. “Ser una empresa con fuerte arraigo local nos da un diferencial. Conocemos Vaca Muerta, las localidades y cómo se opera en cada lugar”, asegura López.
Esa cercanía también se refleja en la relación con los clientes y en la capacidad de adaptación. “Somos muy dinámicos. Interpretamos rápido lo que necesita el cliente y nos reinventamos. Eso fue clave en nuestro crecimiento”, agrega.
Con la actividad en expansión y mayores exigencias operativas, la integración de servicios gana peso dentro del esquema productivo. En ese proceso, Brava Ingeniería y Transporte Peduzzi avanzan en una lógica de complementariedad que busca responder a un mercado donde la eficiencia ya no depende solo de cada servicio, sino de cómo se articulan entre sí.
Una innovadora “máquina del tiempo computacional” que combina modelos predictivos con inteligencia artificial anticipa que para el año 2050 la energía eólica y la solar podrían representar aproximadamente el 26% y el 21% respectivamente de la generación eléctrica global. Este escenario contribuiría a mantener el calentamiento global por debajo de los 2 °C respecto a niveles preindustriales, aunque sin llegar al objetivo más ambicioso de 1,5 °C.
El estudio, liderado por Avi Jakhmola de la Universidad Tecnológica de Chalmers en Suecia y publicado en la revista Nature Energy, introduce un enfoque novedoso para proyectar la expansión de las energías renovables. A diferencia de los modelos tradicionales que parten de supuestos económicos o trayectorias ideales, este modelo llamado Prolong se fundamenta en el análisis empírico del crecimiento histórico de la energía eólica y solar en más de 200 países durante las últimas décadas.
Jessica Jewell, investigadora de Chalmers y coautora, explicó que “los modelos existentes son muy buenos para identificar qué se necesitaría para lograr los objetivos climáticos, pero no pueden decirnos qué desarrollos son los más probables”. Su modelo busca precisamente llenar esa laguna.
El análisis revela que el crecimiento de las energías renovables no es lineal ni constante, sino que se produce en ciclos: largos períodos de avance estable interrumpidos por “pulsos” de aceleración vinculados a cambios en políticas públicas, incentivos o inversiones en infraestructura. Jakhmola advirtió que “existe una brecha considerable entre los objetivos que suelen fijar los países y lo que finalmente ocurre en la realidad” y que ignorar este patrón puede llevar a evaluaciones erróneas sobre la velocidad de adopción tecnológica.
Para capturar esta dinámica, el equipo utilizó técnicas avanzadas de simulación, generando más de 13.000 escenarios posibles que combinan experiencias nacionales reales para proyectar la evolución global. Según la proyección central, la energía eólica terrestre alcanzaría un 13,4% de participación en la generación eléctrica global para 2030 y un 25,6% en 2050. La solar fotovoltaica llegaría al 12,3% en 2030 y al 20,8% en 2050.
Estos porcentajes superan las previsiones basadas en las políticas actuales, pero quedan por debajo de las trayectorias necesarias para cumplir con la meta de limitar el calentamiento a 1,5 °C, según el Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático (IPCC). En cuanto a los compromisos internacionales, la meta de la COP28 de triplicar la capacidad renovable global para 2030 se sitúa cerca del percentil 95 de las proyecciones, lo que indica que es posible, aunque sumamente desafiante.
Para lograrlo, el crecimiento de la energía eólica debería acelerarse entre 1,4 y 3 veces en las principales economías, mientras que la solar tendría que multiplicarse entre dos y cinco veces según la región. El modelo también indica que en el escenario base, alrededor del 75% del crecimiento eólico y más del 66% del solar entre 2023 y 2050 se concentrarían en Europa, Asia oriental y América del Norte.
Los escenarios compatibles con el objetivo de 1,5 °C demandarían una expansión anual sin precedentes, similar a iniciativas excepcionales como el plan REPowerEU en la Unión Europea o el reciente auge solar en China. Los autores destacan que el futuro de las renovables no solo depende de su competitividad económica, sino también de factores políticos, sociales e institucionales, como la disponibilidad de tierras, la aceptación local, la capacidad de las redes eléctricas y la estabilidad regulatoria.
Aunque el modelo no puede prever eventos disruptivos como crisis geopolíticas o cambios tecnológicos radicales, permite reducir la distancia entre los objetivos climáticos declarados y las trayectorias más plausibles basadas en la experiencia histórica. Jakhmola concluyó: “Cuando aplicamos el modelo a datos reales, podemos estimar cuál es el resultado más probable para el futuro, teniendo en cuenta todo lo observado hasta ahora y los escenarios virtuales analizados”.
El pasado jueves, a partir de denuncias anónimas, la Municipalidad de Comodoro Rivadavia, a través de la Subsecretaría de Ambiente, dependiente de la cartera de Ordenamiento Territorial, intervino ante un derrame detectado en cercanías del barrio Laprida. El incidente, localizado en la batería “Don Alberto”, fue inspeccionado tras la alerta por la presencia de fluidos a escasos 100 metros de la zona residencial, por lo que se dispusieron medidas inmediatas para resguardar la seguridad de los vecinos y prevenir daños en el suelo.
Al respecto, la subsecretaria de Ambiente, Jordana Mrla explicó que “el operativo inicial consistió en una inspección técnica exhaustiva para cuantificar la magnitud del daño, bajo los parámetros de la Ordenanza de incidentes ambientales. Durante este procedimiento, se detectó que el yacimiento se encuentra en un estado de abandono alarmante, con piletas API colmadas y sin personal operativo de la empresa, que se hiciera cargo de la contingencia”.
Ante esta situación de desatención por parte de la empresa Petrolera Patagonia, “el Municipio ha procedido a emitir las notificaciones legales pertinentes exigiendo una solución inmediata. Asimismo, se ha informado oficialmente a las autoridades provinciales sobre el estado de la instalación, dado que el derrame superó el perímetro de la batería y requiere una intervención técnica profunda que la operadora aún no ha iniciado”, explicó la funcionaria.
Al referirse específicamente al proceso de recuperación del área, Mrla detalló que “el accionar municipal no admite soluciones superficiales como el tapado de la zona. Por el contrario, la normativa exige un protocolo de saneamiento integral, que comienza con la succión de los fluidos estancados y continúa con la remoción del suelo contaminado. Este material debe ser sometido a un proceso de biorremediación mediante el armado de biopilas y muestreos constantes que certifiquen la descontaminación total antes de su disposición final”, cerró la subsecretaria.
Las empresas Chevron y Pampa Energía comprometieron fondos millonarios en dólares para sostener y ampliar el alcance de las becas en 2026. El Plan Provincial Redistribuir Oportunidades “Becas Dr. Gregorio Álvarez” continúa creciendo y fortalece su esquema de financiamiento con aportes clave del sector privado.
El gobernador Rolando Figueroa y la ministra de Educación, Soledad Martínez encabezaron el acto en la Casa de Neuquén en Buenos Aires, donde fueron convocados los CEO de Chevron, Ricardo Seeber y de Pampa Energía, Gustavo Mariani.
La compañía Chevron se suma por primera vez al plan de becas con un aporte de 250 mil dólares, mientras que Pampa Energía refuerza su compromiso con la educación neuquina con otro aporte de 550 mil dólares, para sumarse como aliados del programa.
Estos montos se suman a otras contribuciones ya oficializadas de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), que comprometió 3.300 millones de pesos para 2026, destinados a garantizar la permanencia y el egreso educativo en toda la provincia. En tanto, el BPN es por segundo año consecutivo el principal aportante al programa con 4000 millones de pesos.
El acuerdo contó con la participación de autoridades provinciales y referentes del sector energético.
Pampa Energía, había comprometido previamente alrededor de 500 mil dólares para el plan, consolidándose como “aliado plata” del programa y ratificando su continuidad en 2026. En tanto, la empresa Chevron que mantiene fuerte presencia en Vaca Muerta continúa con su estrategia de inversión en educación, en línea con otras operadoras relevantes que participan del programa neuquino.
El plan de becas Gregorio Álvarez es considerado único en América Latina por su esquema mixto de financiamiento, que combina recursos públicos con aportes de empresas e instituciones. Actualmente, alcanza a más de 20 mil beneficiarios en distintos niveles educativos.
Durante la reunión, Martínez destacó la modalidad público-privado del financiamiento. Recordó además que “el programa de becas está monitoreado por BID, que también nos está acompañando en herramientas técnicas para la evaluación de los requisitos formales de los aspirantes”.
El objetivo central es promover la permanencia, la reinserción y el egreso educativo, además de fortalecer la formación técnica y profesional en la provincia, en línea con las demandas del desarrollo productivo.
En esa línea, el aporte del sector energético, Neuquén se consolida como un pilar clave para garantizar oportunidades educativas en todo el territorio.
El Gobierno aprobó los nuevos cuadros tarifarios para Metrogas y otras empresas de distribución de gas natural de todo el país que se reflejarán en las boletas a partir de mayo. La medida llega en medio de recortes de suministro de GNC en estaciones de servicio por las bajas temperaturas.
La medida se implementó a través de la Resolución 463/2026 del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), publicada este jueves en el Boletín Oficial con la firma de su titular, Marcelo Nachón.
La normativa establece nuevos cuadros tarifarios para Metrogas en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), en línea con los criterios definidos por la Secretaría de Energía y el Ministerio de Economía, en un contexto de emergencia energética vigente desde 2023.
En el caso de los usuarios residenciales sin subsidios, el cargo fijo mensual para la categoría más baja (R1) se ubica en $3976,22 en la Ciudad de Buenos Aires y en $4591,88 en la provincia. En los niveles de mayor consumo (R4), alcanza $94.995,74 en Capital Federal y $51.624,44 en territorio bonaerense.
En cuanto al consumo, se fijó un valor de $281,33 por metro cúbico para la mayoría de los usuarios residenciales, mientras que en las categorías más altas asciende a $426,68 en la Ciudad y a $387,12 en la provincia.
La resolución también dispone que la facturación deberá incorporar el Precio Anual Uniforme (PAU), definido por la Secretaría de Energía, que determina el costo del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).
En materia de asistencia, se mantendrá el esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), por el cual las bonificaciones se aplicarán únicamente sobre el precio del gas establecido por el PAU y estarán dirigidas a usuarios residenciales vulnerables.
Así, el aumento estimado para mayo se ubicaría en torno al 1% al 3%, aunque el impacto final en las facturas dependerá de múltiples variables. Entre ellas, el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), los costos de distribución, el tipo de cambio aplicado al Precio Anual Uniforme (PAU) y el nivel de subsidios que reciba cada usuario.
Pese a que YPF había decidido estabilizar el precio en surtidor por 45 días ante el aumento del petróleo por la guerra en Medio Oriente, lo que trajo relativo alivio a los conductores, el Gobierno decidió implementar parcialmente la suba del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono que había postergado en abril, que impactará sobre el valor de la nafta y el gasoil a partir del 1° de mayo.
La medida se implementó a través del Decreto 302/2026, publicado este jueves en el Boletín Oficial con la firma del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el ministro de Economía, Luis Caputo.
Las ventas de combustibles en marzo alcanzaron los 1.394.360 metros cúbicos entre naftas y gasoil, lo que implicó una caída del 1,8% frente al mismo mes de 2025. Con este resultado, el sector cerró el primer trimestre del año con un descenso acumulado del 1,1% en comparación con igual período del año pasado.
El desempeño mensual dejó en evidencia una contracción más marcada en el segmento de naftas, que retrocedió un 2,4%, mientras que el gasoil mostró una baja más moderada del 1,1%. Dentro de cada categoría, los productos de menor costo fueron los más afectados: la nafta súper cayó 4,1% y el gasoil común se desplomó 5,8%. En contrapartida, las versiones premium lograron sostener una dinámica positiva. La nafta de mayor octanaje creció 2,7% interanual, mientras que el gasoil premium avanzó 6,4%, aunque estos incrementos no alcanzaron para revertir la tendencia general a la baja.
De cuánto es el aumento de impuestos a los combustibles
En el caso de las naftas, el ajuste será de $10,398 en el impuesto a los combustibles líquidos y de $0,637 en el impuesto al dióxido de carbono. Para el gasoil, las subas serán de $9,269, con un adicional diferencial de $5,019, y de $1,056 en el tributo ambiental.
Al mismo tiempo, el decreto dispone que los incrementos remanentes de los impuestos, correspondientes a actualizaciones de 2024 y 2025, se postergan hasta el 1° de junio de 2026, en una extensión del esquema de diferimientos que el Ejecutivo viene aplicando.
La actualización de estos tributos está prevista en la Ley 23.966 y se calcula en base a la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC), elaborado por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).
El grupo Techint sufrió un nuevo revés en el sector energético luego de perder la licitación para construir un gasoducto estratégico vinculado al desarrollo de Vaca Muerta y la exportación de gas natural licuado (GNL).
La obra fue adjudicada a la unión transitoria conformada por la empresa argentina Víctor Contreras y la firma italiana SICIM, que se impusieron sobre la oferta presentada por Techint y SACDE.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, el proyecto contempla la construcción de un gasoducto de unos 470 kilómetros que conectará Vaca Muerta con el Golfo San Matías, en Río Negro, para abastecer un esquema de exportación de GNL impulsado por Southern Energy.
La inversión total prevista ronda los USD 1.300 millones y el ducto será clave para transportar cerca de 27 millones de metros cúbicos diarios de gas destinados a exportación.
Además del golpe por perder la construcción del gasoducto, Techint también quedó fuera del negocio de provisión de caños para la obra, en otro proceso licitatorio previo que había generado fuertes tensiones en el sector energético.
El nuevo revés se produce en medio de un contexto de fricción entre el Gobierno y sectores empresarios vinculados al grupo encabezado por Paolo Rocca, tras polémicas recientes relacionadas con contratos e importaciones para proyectos energéticos.
Por otra parte, la empresa Oilfield Production Services (OPS) fue seleccionada para desarrollar la planta compresora necesaria para el funcionamiento del sistema.
De esta manera, Techint quedó relegada en uno de los proyectos energéticos más importantes vinculados al futuro exportador de Vaca Muerta, en una obra considerada estratégica para ampliar la capacidad de transporte y comercialización de gas argentino hacia mercados internacionales.
La Secretaría de Energía instruyó este miércoles a Enarsa a ofrecer en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) los volúmenes de gas natural licuado (GNL) que la empresa estatal importará durante el invierno para cubrir el pico de consumo que se registra en el sistema gasífero durante los meses de frío.
La iniciativa -que tomó por sorpresa a los actores privados- se implementó ayer por la tarde a través de tres subastas diferenciadas, con el objetivo de trasladar parte del costo del gas importado a los distintos segmentos de la demanda. El Ministerio de Economía apunta a que a partir de este año sean las industrias -y no tanto las distribuidoras- quienes cubran fundamentalmente el costo del gas importando para reducir al máximo posible el monto de los subsidios energéticos que paga el Estado.
Sin interés industrial
La más relevante de las subastas buscó encontrar -a través del Mercado Eléctrico del Gas (MEGSA), una entidad que funciona bajo el paraguas de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires- grandes usuarios industriales dispuestos a pagar US$19,76 por millón de BTU para asegurar el suministro de gas durante la segunda quincena de mayo.
El objetivo era que las industrias garantizaran su abastecimiento y evitaran cortes en caso de que las bajas temperaturas disparen el consumo residencial -la demanda prioritaria- y obliguen a restringir el suministro a otros segmentos, como el industrial o la generación eléctrica. Sin embargo, la subasta quedó desierta.
Ninguna empresa estuvo dispuesta a convalidar ese nivel de precios -que se comunicó minutos antes de que se realice la licitación de MEGSA-, que quintuplica el valor del gas incluido en las tarifas residenciales, actualmente en torno a los 3,80 dólares por millón de BTU.
Más allá de algunas dificultades operativas -como los requisitos de acceso al MEGSA, que exige que los participantes sean agentes habilitados y cuenten con los sistemas informáticos necesarios o canalicen la operación a través de comercializadores-, en el sector coinciden en que la falta de interés respondió fundamentalmente a una cuestión económica.
Las grandes industrias, muchas de las cuales están afectadas por la caída de la actividad, no están dispuestas a pagar el costo real del GNL importado, que se incrementó de forma significativa en las últimas semanas por el impacto de la guerra en Medio Oriente sobre los precios internacionales de la energía.
El interrogante hacia adelante es si el gobierno definirá, tal como sucedió en años anteriores, un precio del Gas de Última Instancia (GUI) para industrias y distribuidoras, que en los hechos sea inferior que el costo real del GNL. Eso implicaría, para el Estado, asumir un elevado nivel de subsidios que la gestión actual intenta limar todo lo posible. La pregunta está abierta y se definirá recién a lo largo de mayo.
Tampoco respondieron las distribuidoras
La segunda subasta, orientada a las distribuidoras de gas, tampoco logró traccionar demanda. De los 11 millones de metros cúbicos diarios ofrecidos para la segunda quincena de mayo, apenas se colocaron unos 50.000 metros cúbicos, es decir, un volumen marginal.
El motivo es similar al observado en el segmento industrial: ninguna distribuidora está dispuesta a convalidar precios de GNL cercanos a los US$20 por millón de BTU si no existe certeza de que el Gobierno habilitará el pass-through de ese costo a las tarifas finales. Sin esa garantía, la compra implica asumir un riesgo financiero significativo, en un esquema tarifario aún sujeto a definiciones regulatorias.
El único segmento que respondió a la convocatoria fue el de generación eléctrica. Cammesa, la compañía encargada del despacho del sistema eléctrico, aseguró el suministro de 5,5 millones de metros cúbicos diarios entre el 16 y el 31 de mayo al mismo precio de US$19,76 por millón de BTU.
En este caso, la operación tiene lógica económica: el uso de GNL permite reemplazar el consumo de gasoil en centrales térmicas, un combustible que hoy resulta más caro debido al aumento del precio internacional del petróleo y al encarecimiento de las primas que se pagan para acceder al producto en el mercado global.
El final de una campaña
Este primer intento fallido del Gobierno para trasladar el costo del GNL a la demanda —una estrategia que probablemente se repetirá a lo largo del invierno— coincide con el cierre de la campaña anual de contratación de gas natural entre productores e industrias.
Tradicionalmente, esos contratos se negocian hasta el 30 de abril y rigen desde el 1 de mayo hasta la misma fecha del año siguiente. Según indicaron fuentes industriales a EconoJournal, el escenario actual está marcado por un elevado nivel de incertidumbre. Las empresas aún no tienen claridad sobre cuáles serán las ventanas de cortes de suministro durante el invierno ni sobre el costo final del mix de combustibles que deberán afrontar, en un contexto en el que el peso del gas importado será determinante.
El nuevo esquema de transporte busca transparentar la disponibilidad de rutas y optimizar el despacho hacia los grandes usuarios industriales.
El foco de preocupación se centra en la definición de precios y volúmenes para el invierno, en un contexto donde la oferta local y la capacidad de transporte presentan limitaciones críticas para la demanda no prioritaria
Este proceso de negociación sucede a la reciente definición de los precios del gas de invierno y las tarifas para el sector residencial y comercial, donde la Secretaría de Energía estableció los nuevos valores que rigen desde este mes. Sin embargo, para los grandes usuarios, la dinámica de mercado privado presenta desafíos adicionales vinculados a la disponibilidad efectiva de la molécula y la infraestructura existente.
En el mercado privado del gas en la Argentina, cerca de 5.000 clientes industriales y comerciales adquieren el fluido directamente de productores y comercializadores. La enorme mayoría de estos contratos son anuales, con vigencia desde el 1 de mayo hasta el 30 de abril del año siguiente, lo que obliga a cerrar las condiciones comerciales en el día de la fecha bajo una fuerte presión sobre los costos operativos.
Un usuario industrial explicó que a diferencia de las distribuidoras, que gestionan un volumen ya contractualizado, las industrias que dependen del transporte de la distribuidora quedan expuestas a una zona gris de reglas que genera un desorden operativo. Para el sector fabril, la redefinición oficial del mix de cuencas es vista como un paso positivo para transparentar el mercado, pero su aplicación en el pico invernal sigue generando dudas sobre el costo final puesto en planta.
La transición hacia un nuevo mercado
El gas natural mantiene una dinámica segmentada en la que dos tercios del volumen total está contractualizado con el Estado a través del Plan Gas. Bajo este esquema, CAMMESA y ENARSA compraron gas para Generación y Demanda Prioritaria (residencial) respectivamente, mediante contratos de medio plazo que tienen vigencia hasta el 2028.
Sin embargo, una porción de esta demanda centralizada migra gradualmente hacia el Mercado a Término privado a medida quelos generadores comienzan a adquirir «gas propio» bajo los términos de la Resolución SE 400/2025. Este factor suma volatilidad al escenario actual, ya que genera un impacto directo en el Mercado Spot de transacciones diarias, reduciendo el volumen de gas excedente disponible para los distintos sectores industriales y presionando los precios en momentos de baja temperatura.
La reconfiguración del sistema de transporte, impulsada mediante la Resolución SE 66/2026, transparentó la real disponibilidad de rutas para adaptarlas a la nueva realidad de producción, pero también generó ganadores y perdedores. En simultáneo, la autoridad energética busca clarificar los costos de importación de GNL, asignando dicho costo a quienes realmente deben usarlo: la generación eléctrica y los usuarios industriales, dado que la demanda residencial es prioritaria e ininterrumpible.
Para un gran usuario, esta política implica que no tiene asegurado un suministro de transporte y gas local durante todo el año. En el pico de invierno, podrían registrarse interrupciones de suministro de gas local que obligarían a las fábricas a suplir el bache con gas importado (GNL u otro), cuyos valores de mercado son significativamente superiores a los de la cuenca Neuquina.
Una fuente de las distribuidoras confió que ya enviaron a sus clientes industriales nuevos contratos de transporte que incluyen cláusulas de cese de servicio. En estos documentos se advierte expresamente sobre una «ventana» de hasta 85 días -entre mayo y septiembre- donde podría interrumpirse el suministro o se daría la alternativa a la compra de gas importado para mantener la operatividad de las plantas.
Desde el sector industrial, por el contrario, advierten que algunas distribuidoras imponen estas condiciones de corte sin aclarar que la cesión de capacidad debería ser exclusiva para escenarios de falta de gas para la demanda prioritaria. Existe una preocupación por el rol de las distribuidoras como «administradoras de la escasez», ante el riesgo de que se favorezca a sus propias comercializadoras en la gestión de los cortes.
Los precios del gas local
En cuanto a los precios, la tendencia fue alcista durante toda la campaña de negociación: mientras que en marzo se cerraron operaciones en el orden de los US$ 2 por millón de BTU en la cuenca Neuquina, hoy los valores superan los US$ 3. En el caso del Norte, los valores son muy superiores, situándose cerca de los US$ 5 por millón de BTU en la actualidad, precisó un directivo de una comercializadora.
Los industriales aseguran que la dependencia del gas regasificado proyecta valores cercanos a los US$ 20 por millón de BTU para el próximo invierno.
La inviabilidad del gas boliviano por costos y declino de producción dejó a las industrias de provincias del NOA ante la opción de pagar precios de GNL para sostener sus procesos. Si bien el GNL se importa desde 2008, la diferencia sustancial en este ciclo radica en la eliminación de la socialización del costo, asignándolo ahora a la generación y los grandes usuarios en lugar del 38% de la población que carece de acceso a la red.
La incertidumbre respecto al mix de transporte y la ventana de corte volvió secundario el precio del gas en boca de pozo. Un industrial del sector señaló que, aunque se tenga un contrato a US$ 2 o US$ 3, si durante 60 u 80 días se debe pagar el precio del GNL para evitar el cierre de operaciones en la planta, el precio promedio ponderado anual puede llegar a duplicarse, afectando drásticamente la competitividad.
A este panorama se suma el impacto del fondo fiduciario, que podría aumentar hasta un 7,5% sobre el precio de boca de pozo del GNL, refirió otro industrial. Esta carga adicional para subsidiar la demanda residencial es vista por la industria como un factor que golpea directamente los costos de producción en un momento de volatilidad internacional y tensiones geopolíticas que encarecen el combustible importado.
Persiste, además, una falta de claridad sobre cómo se operará el acceso al GNL importado. La industria manifiesta incertidumbre sobre la figura del «agregador» y sobre la mecánica para que las fábricas puedan nominar o despachar ese fluido, cuyos precios podrían ser prohibitivos. Un gas de US$3 para 300 días del año puede duplicar su precio promedio anual si se le suman 60 u 80 días de consumo de GNL a valores de mercado internacional.
Neuquén busca que los hidrocarburos generados en la Cuenca Neuquina se adapten a los altos estándares ambientales exigidos por la Unión Europea.
La provincia de Neuquén presentó el Procedimiento de Reporte de Gases de Efecto Invernadero (GEI) para la medición de emisiones en el sector hidrocarburífero junto con un plan a 2030 que apunta a reducir la huella de metano y otros gases en la actividad. La nueva metodología se aplicará en una primera fase al upstream (producción) y fija una meta de disminución del 16% de la intensidad de gases para los próximos 20 años, contemplando un fuerte crecimiento de la producción.
El nuevo mecanismo forma parte del Programa de Monitoreo y Mitigación del Sector Hidrocarburífero que Neuquén comenzó a delinear en 2024 y que tómó más fuerza con la Resolución 285/25. El objetivo ahora es culminar en 2027 un inventario de gases efecto invernadero consolidado y apunta, de esta forma, a que los hidrocarburos generados en la Cuenca Neuquina se adapten a los altos estándares ambientales exigidos por la Unión Europea.
Una prueba piloto
El procedimiento oficializado por la provincia fue generado tras una prueba piloto hecha en 2025 en conjunto con la Comisión de Emisiones del Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG) y alcanzó a todas las operadoras de la cuenca.
Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático, comentó a EconoJournal que “durante este año desarrollamos un diagnóstico para construir un procedimiento unificado y homogéneo para las empresas del sector. La realidad es que nos encontramos con un panorama muy heterogéneo, con algunas compañías que hacían mediciones, otras que no y criterios muy diversos entre las que sí las hacían”.
Para resolver esto, la provincia tomó como referencia el OGMP 2.0 (Oil & Gas Methane Partnership 2.0), el estándar internacional más riguroso para medición, reporte y verificación (MRV) de emisiones de metano en el sector de hidrocarburos.
“Estamos alineando a Neuquén y Vaca Muerta con los estándares más altos de reporte porque nos planteamos un camino gradual a 2030 que implica que, cuando haya un salto de producción significativo, podamos contar con mayores exigencias metodológicas, sobre todo en el metano”, afirmó el funcionario de la cartera de Ambiente.
Cómo se implementará
Neuquén presentó el cronograma de implementación de las mediciones de gases.
La provincia tomará como punto de partida cinco niveles de reporte diferente, desde el más global -que toma como referencia los activos o bloques de cada compañía para obtener un cálculo genérico-, hasta las mediciones in situ que permiten obtener un mayor nivel de exactitud de las emisiones de cada una.
“En el caso del metano, la Agencia Internacional de Energía (IEA) señaló que las emisiones informadas por los países tienen una subestimación del 80% sobre los valores reales. En Neuquén el metano es el gas predominante y tener una política certera, requiere avanzar en mayores controles metodológicos”, agregó Nogueira.
Para alcanzar estos cinco factores, primero Neuquén separó a las operadoras en grandes y pequeñas, dependiendo si su producción es mayor o menor a los 9.000 barriles de petróleo equivalentes al año. El primer grupo incluye a todas las operadoras de Vaca Muerta que son las que tendrán mayores exigencias.
En este sentido, el plan determina qué tipo de factor de medición deberá aplicar cada una anualmente hasta llegar al 2030 donde sumarán a las exigencias la fiscalización a través de mediciones con terceros independientes y auditorías propias de la Secretaría de Ambiente.
“El recorrido es distinto en cuanto a exigencias y es un poco más flexible de acuerdo a la perspectiva de producción que tiene cada actividad. En el no convencional la curva de emisiones va a hacia arriba, pero en el convencional, la realidad es diferente”, explicó.
Este primer reporte que ya comenzó a elaborarse en 2025 será presentado en septiembre de este año y permitirá contar por primera vez con una estimación de las emisiones generadas en el sector hidrocarburífero de Neuquén. En este sentido, el subsecretario de Cambio Climático, indicó que este año se incluirá solo a las compañías del upstream porque allí se generan el 80% de las emisiones de gases de efecto invernadero, sin embargo, el plan incluye sumar al midstream y al downstream.
“El objetivo es para 2027 tener un inventario de gases efecto invernadero consolidado, con robustez metodológica para trazar una meta sobre los valores de intensidad de esos gases. Lo importante es que estamos alineando nuestros procedimientos con estándares de la Unión Europea y que lo estamos encarando con tiempo y diálogo”, señaló Nogueira.
La Argentina–Texas Chamber of Commerce (ATCC) impulsa una nueva edición de la Energy Trade Mission 2026, que se llevará a cabo del 3 al 6 de mayo en Houston, en el marco de la Offshore Technology Conference (OTC), uno de los encuentros más relevantes del sector energético a nivel global.
La iniciativa convoca a gobernadores de provincias productoras de energía, CEOs de compañías líderes, inversores internacionales e instituciones clave del ecosistema energético, con el objetivo de fortalecer el vínculo entre Argentina y Estados Unidos y promover oportunidades concretas de inversión, innovación y desarrollo tecnológico.
El presidente de la ATCC, Ariel Masut, destacó al respecto que “venimos de una edición muy sólida, con alto nivel de participación y resultados concretos, que incluso superaron las expectativas. Este año trabajamos para que la misión sea aún más ambiciosa, con mayor alcance y generación de negocios”.
La misión se estructurará sobre una agenda integral que combinará espacios de diálogo estratégico, innovación y negocios.
El programa comenzará con la Bilateral Energy Summit, el 3 de mayo en el Houston Petroleum Club, un foro que reunirá a autoridades gubernamentales, CEOs de las principales compañías energéticas de Argentina y Estados Unidos, e instituciones internacionales. El objetivo será analizar oportunidades de inversión y el posicionamiento energético del país en el contexto global.
La agenda continuará con actividades en la University of Houston, donde se desarrollarán talleres 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.
Asimismo, se abordará como tema la integración de Inteligencia Artificial y las soluciones tecnológicas, promoviendo un espacio de convergencia entre energía e innovación. En este marco, el Global Energy & Geopolitics Forum aportará una mirada estratégica sobre el escenario internacional, con la participación de referentes del ámbito académico, empresarial y geopolítico.
El programa incluirá también visitas técnicas a compañías líderes, así como un Energy B2B Matchmaking Program, diseñado para generar reuniones entre empresas argentinas y estadounidenses, facilitando acuerdos comerciales y alianzas estratégicas con seguimiento posterior para su concreción.
Texas como plataforma de negocios
Ariel Bosio, vicepresidente de la ATCC, consideró que “Texas es hoy uno de los entornos más dinámicos para el desarrollo de negocios en energía a nivel mundial. Esta misión busca que las empresas argentinas se integren a ese ecosistema. Cada año se generan oportunidades que se traducen en inversiones y desarrollo”.
El Estado de Texas se posiciona como uno de los principales nodos del sistema energético global. Concentra una parte significativa de la producción de petróleo y gas de Estados Unidos y cuenta con un ecosistema integrado de operadores, proveedores, capital e innovación tecnológica. Houston, en particular, se consolida como un hub estratégico para proyectos con proyección internacional, destacó la entidad empresaria.
En su edición anterior, la misión organizada por la ATCC reunió a más de 500 participantes, incluyó más de 100 reuniones de negocios y contó con la participación de empresas, instituciones y organismos del sector.
Las empresas interesadas en participar en la edición 2026 pueden obtener más información a través del sitio oficial de la Cámara (https://argentinatexas.org/)
Tal como adelantó EconoJournal, la UTE conformada por la italiana Sicim y la firma local Víctor Contreras se adjudicó la construcción del primer gasoducto dedicado a la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) de la Argentina. La decisión fue tomada por unanimidad por San Matías Pipeline, la sociedad integrada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, accionistas a su vez de Southern Energy (SESA).
La oferta presentada por Sicim-Víctor Contreras resultó la más competitiva no sólo en términos de precio, sino también por condiciones contractuales que resultaron determinantes para los accionistas del proyecto, según destacaron fuentes cercanas a la iniciativa a este medio.
En concreto, el consorcio ofreció mayor flexibilidad financiera al no requerir anticipo, garantizó que la obra cumplirá con los estándares de diseño previstos (“fit for purpose”) y presentó mejores garantías de reaseguro de cumplimiento de contrato. De esta manera, Techint y Sacde, que están encargadas de construir el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), quedaron fuera de este proyecto.
En paralelo, la compañía Oilfield Production Services (OPS) fue seleccionada para llevar adelante la construcción de la planta compresora asociada al sistema.
Cómo fue el proceso de licitación del gasoducto de GNL
El proceso licitatorio se llevó adelante a través de una plataforma digital que garantizó la transparencia y trazabilidad de todas las etapas, desde la evaluación técnica hasta la económica y financiera, según destacaron.
La apertura de las ofertas económicas se realizó ante escribano público. En total, participaron cinco oferentes para el gasoducto: Víctor Contreras-Sicim; Techint-SACDE; Contreras-Bonatti-Pumpco; OPS; y BTU.
El proyecto contempla la construcción de un gasoducto de 471 kilómetros de extensión y 36 pulgadas de diámetro, que conectará Tratayén, en Neuquén, con el Golfo San Matías, en Río Negro.
El ducto tendrá una capacidad de transporte de hasta 27 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) y será clave para abastecer las unidades flotantes de licuefacción previstas en la costa atlántica.
La licitación se estructuró en cuatro renglones: tres correspondientes al tendido del ducto, que fueron adjudicados a la UTE Sicim-Víctor Contreras, y un cuarto vinculado a la construcción de una planta compresora intermedia de 46.000 HP, que será instalada a la altura del kilómetro 80 de la traza, en Río Negro.
Para la construcción de la planta compresora, que fue adjudicada a OPS, también compitieron SACDE, PECOM, BTU y Contreras. La compañía presentó la oferta más conveniente en términos de garantías y esquema de pagos, consolidándose como la opción más competitiva para ese segmento de la obra.
El impacto de la obra sobre Vaca Muerta
La adjudicación del gasoducto representa un paso clave para el desarrollo del esquema exportador de Southern Energy, que prevé la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción en el Golfo San Matías.
A su vez, la iniciativa es determinante dentro del esquema de Southern Energy debido a que garantizará el abastecimiento para las plantas y facilitará las exportaciones de gas deVaca Muerta hacia Europa y otros mercados globales.
La Secretaria de Energía, María Tettamanti, afirmó, respecto de los precios de los combustibles líquidos y la pausa por 45 días por parte de YPF en los incrementos en las bocas de expendio como consecuenca de la fuerte suba internacional del petróleo, que “nosotros no tomamos ninguna medida regulatoria, no participamos en esa decisión, a diferencia de los gobiernos anteriores, no frenamos exportaciones, no controlamos precios”.
Otras importantes operadoras en el mercado local adoptaron el mismo criterio que la petrolera de mayoría accionaria estatal puso en práctica el 1 de abril. YPF tiene más del 55 % de participación en el mercado interno de las naftas y gasoils.
Tettamanti aseveró que “Eso fue una autorregulación a la que llegaron de común acuerdo las empresas privadas, los refinadores con los productores de crudo, donde, evaluando desde el impacto que eso tiene en la demanda de los combustibles que venden y la situación de cada empresa, resolvieron hacer ese acuerdo”.
De fuentes empresarias trascendió la realización de reuniones y consultas con funcionarios de Energía -dependiente del ministerio de Economía- para analizar la incidencia de la fuerte suba internacional del crudo y del gas en el contexto del conflicto en Oriente Medio. De hecho, el barril de crudo promedia (29/4) los 110 dólares y el GNL los 20 dólares el MBTU.
Tales cotizaciones, tomadas como referencia en el mercado local, complican la situación inflacionaria que el gobierno procura contener. Por ello, además, decidió postergar por treinta días la actualización de los impuestos que gravan a los combustibles.
No obstante, Tettamanti afirmó en declaraciones periodísticas que replicó la S.E. que “cuando el Estado empieza a intervenir en los precios genera mucha incertidumbre, eso es pérdida de confianza, la pérdida de confianza es pérdida de crédito, pérdida de inversiones, pérdida de producción, pérdida de puestos de trabajo. Es una cadena de malas noticias”. “El gobierno no intervino, estamos dejando que los mercados se autorregulen”, insistió.
Habrá que ver si a mediados de mayo se continúa con la suspensión de los aumentos en las naftas y gasoils, o si las empresas operadoras activan una recomposición de ingresos. También habrá que ver que ocurre con el conflicto generado por los bombardeos de Estado Unidos e Israel sobre Irán, y el cierre de la circulación de buques tanque por el Estrecho de Ormuz.
URGENTE: 
En la tarde de hoy sucedió un choque de barcos en Campana 
