La petrolera GeoPark obtuvo el mayor puntaje provisional en la Ronda 1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén, con su oferta por el área Corralera Noreste.
El proceso comenzó el 19 de agosto con la evaluación de antecedentes técnicos y financieros, y el 16 de septiembre se realizó la apertura de ofertas económicas.
De acuerdo con los resultados comunicados por Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la propuesta de GeoPark encabezó la evaluación provisional, aunque la adjudicación definitiva dependerá de un informe de preadjudicación y de la decisión final del Directorio de GyP.
En caso de confirmarse, la incorporación de Corralera Noreste profundizaría la presencia de GeoPark en Vaca Muerta, donde ya desarrolla hidrocarburos no convencionales mediante perforación horizontal y fracturamiento hidráulico (fracking).
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Al mismo tiempo, la compañía avanza en una estrategia de expansión regional. GeoPark anunció recientemente su entrada a Venezuela, donde junto con PDVSA desarrollará el campo Bare durante 25 años, consolidando su perfil como operador internacional de hidrocarburos.
La apuesta por Argentina refuerza la competencia en Vaca Muerta, una de las mayores reservas mundiales de gas y petróleo no convencional, y marca el interés de jugadores internacionales en ampliar su participación en rondas de exploración locales.
Finalmente, de confirmarse la adjudicación, GeoPark deberá iniciar trámites contractuales y administrativos para formalizar la operación, con compromisos de inversión y desarrollo tecnológico en la Cuenca Neuquina.
La firma Oro Brokers impulsa un ambicioso proyecto de conectividad que busca unir Añelo (Neuquén) con el Puerto de San Antonio Este (Río Negro) mediante un ramal ferroviario privado.
El objetivo es optimizar el transporte de insumos y productos derivados de la explotación no convencional de hidrocarburos en Vaca Muerta, resolviendo los cuellos de botella viales que afectan la eficiencia de la Cuenca Neuquina.
Con inicio de obras civiles previsto para el invierno de 2027 y operación comercial regular en 2029, el trazado contempla la modernización de ramales existentes y la construcción de nuevos tramos de alta resistencia técnica. La salida directa al Atlántico permitirá aliviar el tránsito pesado en rutas patagónicas y garantizar un acceso más competitivo a los mercados globales.
En materia financiera, la principal ventaja competitiva del proyecto radica en que la inversión será 100% privada, con financiamiento internacional asegurado mediante fideicomisos y la emisión de Obligaciones Negociables vinculadas al sector energético. Este esquema responde al repliegue presupuestario del Estado nacional y a la necesidad de soluciones autónomas para expandir infraestructura crítica.
Durante la primera etapa, el corredor férreo transportará 2,5 millones de toneladas anuales, principalmente arenas de fractura, caños e insumos químicos. Una segunda fase incorporará vagones cisterna para el despacho mayorista de crudo Medanito, clave para cumplir las metas de producción fijadas por las principales petroleras.
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El proyecto genera expectativas institucionales en las provincias de Río Negro y Neuquén. Los gobernadores Alberto Weretilneck y Rolando Figueroa coinciden en que la obra atraerá nuevos parques industriales de transferencia. Municipios patagónicos ya comenzaron a adecuar sus códigos de ordenamiento urbano para recibir talleres de mantenimiento ferroviario.
Asimismo, la iniciativa será defendida por el bloque de gobernadores patagónicos, que exigirán un marco de incentivos fiscales específicos ante los organismos nacionales de regulación ferroviaria.
Finalmente, el ramal ferroviario privado hacia Vaca Muerta marca una fase crítica en la logística energética argentina: transformar el potencial geológico en divisas genuinas dependerá de la velocidad de ejecución de estas obras civiles estructurales y de la audacia del capital privado frente al repliegue del gasto estatal.
La expansión de Vaca Muerta puso en evidencia un cuello de botella crítico: cómo trasladar millones de toneladas de arena de fractura desde Entre Ríos hasta Neuquén sin saturar las rutas nacionales.
El insumo, indispensable para cada etapa de fracking, recorre más de 1.200 kilómetros y hoy depende casi exclusivamente del transporte por camión.
En el corto plazo, la salida inmediata pasa por los camiones y bitrenes, que concentran 2.000 viajes diarios y proyectan 10.000 mensuales, de los cuales 5.000 corresponden solo a arena. Cada pozo demanda entre 10.000 y 15.000 toneladas, lo que implica 50 a 100 camiones por día. El estudio del Consejo Federal de Inversiones (CFI) estima que el flujo de camiones podría crecer entre 15% y 148% hacia 2029.
La alternativa de mayor escala es el ferrocarril, con un proyecto de US$500 millones en el corredor Bahía Blanca–Neuquén que multiplicaría por 60 la carga actual. Otra variante plantea un ramal de 220–250 kilómetros desde San Antonio hasta el nodo ferroviario, con una inversión de US$3.000 millones y varios años de obra. Los operadores privados reclaman concesiones de al menos 30 años para comprometer capital.
Por su parte, la hidrovía del Paraná aparece como la tercera opción, impulsada por el ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger. El esquema prevé barcazas desde Ibicuy hasta San Antonio Oeste o Bahía Blanca, con acopio intermedio y conexión multimodal por tren o camión. Sin embargo, el estudio de factibilidad sobre los ríos Limay y Negro avanza lentamente y autoridades rionegrinas advierten que “cuesta imaginar” su implementación en las condiciones actuales.
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Algunos especialistas plantean esquemas combinados: trasladar arena por camión hasta puertos de Ibicuy y Campana, continuar por vía fluvial hasta San Antonio Oeste y completar el tramo final con tren y bitrenes. El CFI calcula que transportar arena por agua hasta Bahía Blanca y luego por camión hasta Añelo costaría US$62,7 por tonelada, cifra que bajaría si se usa San Antonio Este como puerto de referencia.
El debate sigue abierto: las rutas rionegrinas pueden ofrecer alivio parcial, el tren promete la solución de mayor escala hacia el final de la década y la hidrovía plantea el salto de productividad más grande, aunque con mayor incertidumbre. Mientras tanto, cada set de fractura dispone de apenas dos o tres días de stock de arena, un margen mínimo que convierte la logística en una variable capaz de condicionar el ritmo de todo el shale argentino.
En el marco del Día de la Petroquímica 2026, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP) y el Instituto Petroquímico Argentino (IPA) reunieron a empresarios y especialistas para analizar cómo el sector puede convertirse en motor de crecimiento a partir del gas de Vaca Muerta, la expansión minera y las demandas del agro.
Durante la apertura, Matías Campodónico, presidente de la CIQyP y de Dow para América Latina, destacó que la estabilidad macroeconómica abre una nueva ventana de oportunidad, pero advirtió que el desafío es transformarla en inversiones y producción.
En paralelo, la minería —con foco en litio y cobre— fue señalada como otro eje de expansión que demandará soluciones químicas y conocimiento especializado. El agro, por su parte, requiere fertilizantes y agroquímicos para sostener su productividad, lo que convierte a la petroquímica en un proveedor estratégico de insumos para múltiples cadenas productivas.
Desde la CIQyP remarcaron que la industria emplea 70.000 personas de manera directa y más de 300.000 de forma indirecta, con exportaciones que en 2025 alcanzaron USD 4.300 millones, equivalentes al 18,4% de las MOI argentinas. Con ese punto de partida, la entidad planteó que el desafío pasa por ampliar el valor agregado y la capacidad exportadora.
Uno de los ejes del encuentro fue la agenda de competitividad: reducir costos de producción, revisar la carga tributaria, mejorar la infraestructura logística y garantizar acceso competitivo a energía y materias primas. Además, se destacó la necesidad de modernizar relaciones laborales e incorporar nuevas tecnologías, con instrumentos como el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) como parte del esquema de promoción.
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El economista Dante Sica subrayó que la química y la petroquímica son plataformas habilitadoras de nuevas cadenas de valor, pero advirtió: “Tener recursos no garantiza capturar la oportunidad: hay que competir por las inversiones”.
Por su parte, Marcos Sabelli, CEO de Profertil, ejemplificó el agregado de valor con los fertilizantes: “Convertimos la energía del gas natural en fertilizante, el fertilizante en alimento para el suelo y ese alimento en comida para todos”.
Con este diagnóstico, la CIQyP concluyó que la Argentina tiene una combinación única de recursos, demanda internacional y potencial productivo, y que la petroquímica puede ser el puente para transformar esas oportunidades en más valor, más exportaciones y más empleo calificado.
La empresa Transportadora de Gas del Norte (TGN) anunció la construcción del Gasoducto Manuel Belgrano, una obra de 753 kilómetros que conectará Tratayén (Neuquén) con La Carlota (Córdoba).
El proyecto contempla una inversión total de USD 2.200 millones, incluyendo obras complementarias sobre el sistema de transporte existente.
En términos de capacidad, la nueva infraestructura podrá transportar 13 millones de m³ diarios, destinados a abastecer industrias y centrales eléctricas del centro y norte del país, además de abrir nuevas oportunidades de exportación hacia países vecinos.
De manera técnica, el gasoducto se dividirá en dos tramos: 278 km de 36 pulgadas y 475 km de 30 pulgadas, atravesando cinco provincias. A esto se sumarán 147 km de loops en Córdoba, Santa Fe, Catamarca, Santiago del Estero y Tucumán, junto con la incorporación de 71.000 HP en cinco plantas compresoras.
La inversión principal asciende a USD 1.500 millones, mientras que las obras complementarias elevan el total a USD 2.200 millones. Según TGN, el proyecto permitirá reducir en USD 700 millones anuales el uso de combustibles líquidos importados y generar exportaciones de gas por USD 450 millones anuales.
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Por su parte, el CEO de TGN, Horacio Pizarro, destacó que la iniciativa busca transformar el crecimiento de la producción de Vaca Muerta en energía competitiva para el país, con sustitución de importaciones y generación de saldo exportable.
El cronograma prevé un concurso de capacidad a fines de septiembre y otro en noviembre, además de la presentación del proyecto al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI). La puesta en operación está prevista para abril de 2029.
Con este esquema, las obras demandarán unos 2.000 puestos de trabajo en su pico de ejecución, reforzando el impacto económico y social de una infraestructura que busca articular la producción neuquina con los principales centros de consumo y mercados regionales.
El consorcio Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), integrado por YPF, Vista, PAE, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol, concretó su primera colocación de obligaciones negociables (ON) en el mercado local y logró levantar USD 233,65 millones. La emisión se realizó a cuatro años, en dólar MEP, con una tasa de 6,25%.
La operación recibió ofertas por USD 233,9 millones, lo que muestra el interés de las tesorerías corporativas en este tipo de instrumentos hard dollar, en un contexto de restricciones cambiarias. El monto adjudicado supera los valores habituales de bonos corporativos en la plaza porteña.
De acuerdo con el prospecto de suscripción, los fondos se destinarán al desarrollo, construcción y operación de un oleoducto que conectará las instalaciones de recepción en Allen (Neuquén) con la terminal de Punta Colorada (Río Negro).
El proyecto contempla infraestructura asociada para operar buques petroleros tipo VLCC (Very Large Crude Carriers), lo que permitirá ampliar la capacidad de exportación de crudo desde el corazón productivo de Vaca Muerta hacia mercados internacionales.
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La participación de ocho compañías de peso en el sector refuerza la magnitud del emprendimiento y asegura demanda para proveedores de ingeniería, construcción y logística vinculados al oleoducto.
En términos financieros, la tasa obtenida refleja la confianza del mercado local en el consorcio y en la viabilidad del proyecto, pese al escenario de restricciones cambiarias.
Con esta colocación, VMOS asegura recursos para avanzar en una obra estratégica que conecta la producción neuquina con una salida marítima de gran escala, consolidando la infraestructura exportadora de hidrocarburos argentinos.
El Mercado Electrónico del Gas, MEGSA, realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 01/10/2026 al 11/10/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 28 ofertas que totalizaron un volumen de 26,5 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 2,35 el millón de BTU en el PIST, y de U$S 3,02 el MBTU en el GBA.
Los precios en el PIST fueron desde U$S 1,71 hasta U$S 2,52 el MBTU, y los precios del gas en el GBA fueron desde U$S 2,17 hasta U$S 3,39 el MBTU, según las cuencas de origen.
Desde Neuquén llegaron 11 ofertas por un total de 10,7 MMm3/día. Desde Santa Cruz 5 ofertas totalizaron 3,9 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego las ofertas fueron 6 y sumaron 8,0 MMm3/día; Desde Chubut las ofertas fueron 2 por un volumen total de 1,3 MMm3/día. Desde la cuenca Noroeste fueron 4 las ofertas y sumaron 2,6 MMm3/día.
GyP abrió las ofertas económicas para las áreas de la Ronda 1/26.
Como parte del Plan Exploratorio Neuquén Ronda N° 1/2026, la empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) llevó a cabo este miércoles la apertura de los Sobres B correspondientes a las propuestas económicas de los oferentes precalificados. El proceso arrojó ofertas por más de US$ 180 millones en concepto de bono de acceso al Tesoro provincial y compromisos de inversiones exploratorias que superan los US$ 230 millones.
Tras la recepción realizada el pasado 19 de agosto se habían registrado 20 ofertas presentadas por 10 oferentes para 8 de las 15 áreas hidrocarburíferas que licita la petrolera neuquina, aunque finalmente 9 compañías presentaron propuestas económicas.
La compulsa representa el primer proceso licitatorio de nuevas áreas que realiza GyP en casi una década. Para esta nueva ronda, el mapa de competidores combinó a gigantes de la industria internacional -como Continental Resources– con empresas locales consolidadas en el convencional que buscan desembarcar en shale neuquino y a otros actores de menor envergadura.
Las principales propuestas
Tal como estaba previsto, se conocieron las propuestas económicas de las empresas que superaron la etapa técnica para adjudicarse las nuevas áreas de Vaca Muerta. GeoPark encabezó la compulsa en el área Corralera Noreste tras presentar un contundente bono de acceso de US$ 60,5 millones y una inversión exploratoria de US$ 34 millones, superando holgadamente la propuesta técnica y económica del consorcio Phoenix-Continental.
Por su parte, PCR se posicionó como el oferente con mayor puntaje provisorio en tres bloques clave: La Tropilla I (ofreciendo un bono de US$ 30,5 millones e inversiones por US$ 17,7 millones), Águila Mora Noreste (bono de US$ 20,5 millones y US$ 19,3 millones en inversiones) y Santo Domingo II (con un bono de US$ 20,5 millones y un plan exploratorio de US$ 18,6 millones). En estos activos compitió directamente contra Phoenix-Continental y propuestas de actores como Patagonia Resources y Bentia Energy.
En tanto, Patagonia Energy lideró las posiciones en Corralera Noroeste impulsada por el compromiso de inversión exploratoria más elevado de toda la licitación -US$ 78,7 millones- sumado a un bono de US$ 22,1 millones.
El resto de las áreas en competencia mostraron ofertas encabezadas por JPM Energía en Pampa de las Yeguas II NE (bono de US$ 18,5 millones y US$ 26,1 millones en inversiones), Phoenix-Continental en Corralera Sur (bono de US$ 7,1 millones) y Selva María Oil en Chasquivil Sur (bono de US$ 1 millón y US$ 16,8 millones de inversión.
GyP solicitó más información
Previo a la apertura de las ofertas, la comisión evaluadora de GyP solicitó información complementariaa varias de las empresas que estaban en carrera, especialmente a aquellas que cuentan con una estructura más reducida o una menor trayectoria dentro de la industria petrolera.
El objetivo central del gobierno neuquino fue verificar la solvencia económica, financiera y la capacidad operativa real de las empresas para afrontar los compromisos en bloques exploratorios, donde el riesgo geológico es más elevado que en el corazón consolidado de la formación.
Desde GyP explicaron que el diagnóstico sobre el nivel de riesgo y la espalda financiera de cada compañía incidirá directamente en la recomendación de preadjudicación. En esa línea, advirtieron que la mayor oferta económica en la fórmula polinómica no garantizará la adjudicación automática.
«Estamos buscando un socio. No estamos vendiendo un auto o cualquier otro bien transable, donde lo único que importa es el precio de venta. Tenemos una mirada de largo plazo que apunta a encontrar un socio para GyP que ponga en valor áreas inexploradas o con mayor riesgo geológico. Queremos estar seguros de que las empresas tengan la capacidad financiera y operativa necesaria para cumplir los compromisos asumidos», argumentó una fuente provincial al tanto del proceso. Con esto, la provincia busca evitar ofertas especulativas que luego deriven en incumplimientos de inversión.
El informe de Cammesa modela un escenario futuro escenario tomando como base una expansión eólica y solar.
Un grupo de ingenieros de la administradora mayorista del mercado eléctrico, Cammesa, elaboraron un informe en el que sugieren reducir el parque termoeléctrico y reemplazarlo gradualmente con más generación renovable, combinada con un incremento de baterías (BESS, por sus siglas en inglés), que podrían funcionar como “amortiguadores” para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico argentino.
El informe modela un escenario futuro escenario tomando como base una expansión eólica y solar y analiza cómo esa transformación podría afectar la capacidad del sistema eléctrico para mantenerse estable ante desequilibrios pasajeros entre generadores de distintas zonas del país.
Según los técnicos de Cammesa, “una problemática de creciente relevancia para el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) son las oscilaciones inter-área asociadas al aumento de la generación renovable en la matriz energética. A partir de simulaciones sobre el sistema argentino proyectado a 2028, se evalúa la aplicación de sistemas de almacenamiento de energía en baterías BESS equipados con controladores Power Oscillation Damper (POD), cuyos resultados muestran una mejora en la estabilidad del sistema al reducir la amplitud y la duración de dichas oscilaciones”.
Esa estabilidad podría lograrse también con centrales térmicas que generen electricidad en base a gas natural. De hecho, a Argentina le sobra gas la mayoría del año por la producción de Vaca Muerta. Sin embargo, el informe de Cammesa sugiere otro camino.
El trabajo fue elaborado por Nicolás de San Juan, Paolo Lambri, Juan Carlos Brunello y Félix Gallego, de Cammesa, y se presentó a fines de agosto en la Sesión CIGRE 2026, evento global que se celebra cada dos años en París, Francia, y reúne a expertos y líderes de la industria del sector de los sistemas eléctricos.
Los resultados del trabajo señalan un aumento significativo en el amortiguamiento de las oscilaciones inter-área cuando se activan los equipos BESS-PODy representan una base técnica para que los planificadores y las autoridades reguladoras adopten esta tecnología como un servicio clave para la integración de energías renovables a gran escala, garantizando al mismo tiempo la fiabilidad de la red.
La función de estabilización de las baterías
Los ingenieros de Cammesa modelaron el sistema eléctrico argentino completo, sumando las redes de Paraguay y Uruguay y la interconexión con Brasil, y proyectaron un escenario a 2028 con una demanda de 20.200 MW y toda la generación eólica y solar prevista para ese año en hasta el 30% de la generación total del SADI.
Para exigir al sistema, simularon una falla típicade este tipo de estudios: partiendo de una condición N-1 (la línea de 500 kV Río Grande/Embalse fuera de servicio), simularon una caída de 500 MW en la energía importada desde Brasil.
¿Resultados? Sin baterías, el amortiguamiento del sistema fue de 3%. Con baterías concentradas en el Gran Buenos Aires, subió a 5%, el mínimo que exige el criterio de estabilidad del SADI. Y con baterías distribuidas por todo el país, el amortiguamiento llegó a 8%.
Las baterías instaladas fuera del área metropolitana tuvieron un impacto proporcionalmente mayor que las concentradas en el AMBA, porque para amortiguar este tipo de fenómeno importa tanto la cantidad como la ubicación.
Sugieren reducir el parque termoeléctrico
Los autores concluyeron que un despliegue distribuido en todo el país reduce la necesidad de mantener en servicio centrales térmicas tradicionales solo por su aporte a la estabilidad, lo que abre margen para despachar una proporción mayor de energía renovable sin comprometer la seguridad del sistema.
Los técnicos basan esa afirman en que las baterías no sirven solo para cubrir picos de demanda o reforzar nodos críticos, las funciones tradicionales de almacenamiento, sino que también pueden cumplir una función de estabilización del sistema que hasta hace poco dependía exclusivamente de las centrales sincrónicas tradicionales (térmicas, hidroeléctricas y nucleares).
Baterías BESS que ingresan al sistema
Como informó EconoJournal, entre agosto y octubre 2026 entran al sistema eléctrico argentino 229 MW correspondientes a la primera iniciativa y licitación a gran escala de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en baterías BESS.
Se trata de AlmaGBA, la iniciativa del Gobierno Nacional que busca instalar capacidad de almacenamiento en nodos eléctricos críticos del AMBA para las áreas de concesión de Edenor y Edesur. De una demanda de 1.347 MW ofertados por el sector privado, se adjudicaron 713 MW.
La Secretaria de Energía, Maria Tettamanti, destacó los resultados de la política energética del gobierno de Javier Milei, y respecto del futuro sostuvo que “más allá de los partidos políticos” que pudieran gobernar el país, “es esencial la continuidad de la vigencia de las normas claras que ahora se aplican en cuanto al respecto de la libertad de los mercados”.
En este sentido, Tettamanti hizo hincapié en el RIGI (régimen de incentivos para las grandes inversiones) y expresó que “la oposición nos dice, ustedes siempre benefician a las empresas, y nosotros decimos que eso no es así, lo que hacemos es respetar los derechos de las empresas generando las condiciones para que puedan seguir invirtiendo en lo que el país necesita”.
La funcionaria formuló estas declaraciones, y otras, en el marco de un Panel de Líderes, con empresarios del sector energético, organizado por el Energyear Argentina 2026, en la Ciudad de Buenos Aires.
Tattamanti reivindicó la aprobación y aplicación de la denominada Ley Bases, “para que, sin oportunismos regulatorios, las empresas puedan invertir en infraestructura del sector y los usuarios pagar lo que es adecuado por un servicio de calidad”. “La sociedad debe entender y acompañar el esfuerzo que (el gobierno) está haciendo” para reordenar la economía, señaló.
Acerca de las inversiones necesarias para extender la red de Transmisión de energía en Alta Tensión, para que pueda incorporarse al sistema interconectado nueva generación, por caso de Renovables (eólica y fotovoltaica), Tettamanti señaló que “el cuello de botella existe, pero ya se encararon licitaciones para desarrollar mayor capacidad de Transporte en AT”.
Acerca del financiamiento necesario para que las empresas puedan encarar tales obras, la funcionaria destacó que “ya está bajando el Riesgo País”, para mejorar el acceso al crédito.
Y preguntada acerca de quién pagará esas inversiones, Tettamanti sostuvo que “pagará el que usa el servicio, es decir los beneficiarios, y será a medida que se avance con las obras”.
Con respecto a las obras en A.T. que se espera licitar, la funcionaria sostuvo que “hay que estar atentos a donde se produce la demanda de la energía”. “Hoy pasa por la necesaria expansión de tres líneas en Alta Tensión: Vivoratá-Abasto; Madryn-Choele Choel- Bahía Blanca; y en la región de Mendoza hacia el norte”, describió.
Preguntada acerca de la política tarifaria del gobierno para los servicios de Gas y de Electricidad, la Secretaria de Energía reiteró que “los precios y tarifas tienen que reflejar los costos, y eso es lo que deben pagar los usuarios”. No obstante, recordó que “hay usuarios para los que se aplica el sistema de subsidios focalizados (SEF).
Tettamanti hizo hincapié en el nivel de las inversiones que se realizan en el sector energético, por caso en el desarrollo de Vaca Muerta (NQN). “Hace poco estuve visitando la zona y es impactante lo que se está haciendo”, señaló, y arriesgó que “si todos vieran lo que se hace en Vaca Muerta (para producir gas y petróleo) mucho dirían Che que poco estoy pagando” ( en tarifas).
No obstante, la funcionaria admitió que no hay retraso, por caso en las tarifas del gas: “El costo del GNL (importado para el invierno) ya se está reflejando en las tarifas, y a eso hay que sumar el incremento derivado de la aplicación de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) hasta finales del 2027. También, la actualización mensual (por IPIM e IPC) que se aplica para evitar que se retrasen”, describió Tettamanti.
Acerca del futuro político-presidencial de Javier Milei (2027), la Secretaria de Energía optó por reiterar que “es importante continuar con éstas políticas, garantizar un marco regulatorio creíble para el sector, que atraviesa una transición hacia mercados más competitivos, sacando del medio a Cammesa y a Enarsa, con rumbo a mercados libres”.
“Queremos que los usuarios Residenciales, Comerciales, e Industriales tengan acceso a la energía y paguen por ello los costos reales”, remarcó.
GeoPark anuncia que, de acuerdo con lo comunicado por Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (“GyP”) el 16 de septiembre, obtuvo el máximo puntaje provisional por su oferta presentada por el área Corralera Noreste en el marco de la Ronda 1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén, realizada por GyP.
El proceso de presentación de ofertas inició el pasado 19 de agosto con la apertura del Sobre “A”, correspondiente a los antecedentes técnicos, financieros y demás requisitos de los oferentes. Tras esta instancia de evaluación, GeoPark fue habilitada para continuar en el proceso.
El día de ayer se realizó la apertura del Sobre “B”, correspondiente a las ofertas económicas de los participantes habilitados. De acuerdo con los puntajes provisionales informados por GyP, la propuesta de GeoPark obtuvo el mayor puntaje provisional en el área Corralera Noreste.
A partir de esta instancia, GyP realizará el análisis integral de las propuestas y elaborará el informe de preadjudicación, que será sometido a la resolución final del Directorio de GyP. En caso de que el Directorio resuelva la adjudicación, se avanzará con las instancias contractuales y administrativas correspondientes.
GeoPark comunicará oportunamente cualquier decisión relevante una vez concluyan las instancias correspondientes del proceso de adjudicación.
Se fortalece el sistema de TGN para resolver el déficit de abastecimiento de gas en el centro, norte y litoral del país. Con 753 km de extensión, atravesará cinco provincias y generará valor al gas producido por Vaca Muerta. Abastecerá al mercado interno, sustituirá anualmente importaciones por USD 700 millones y permitirá exportaciones por USD 450 millones
TGN impulsa la construcción del Gasoducto Manuel Belgrano, infraestructura energética clave que, junto a obras complementarias, contempla una inversión total del orden de USD 2.200 millones, con el objetivo de potenciar la creación de valor del gas de Vaca Muerta y así resolver el déficit de abastecimiento en el centro, norte y litoral de Argentina y desarrollar mercados de exportación a países vecinos.
El proyecto contempla la construcción de un nuevo gasoducto de 753 km de extensión en dos tramos de 36 y 30 pulgadas de diámetro, entre Tratayén, en la cuenca Neuquina, y La Carlota, en Córdoba, que atravesará cinco provincias (Neuquén, Río Negro, La Pampa, San Luis y Córdoba), con una inversión de USD 1.500 millones que, sumada a obras complementarias en el Sistema TGN, se incrementará a USD 2.200 millones.
En función de la demanda existente por parte de industrias y centrales eléctricas en la zona de influencia y demanda de exportación, se ha proyectado la obra para generar una capacidad inicial de abastecimiento del orden de 13 millones de metros cúbicos diarios, previéndose la puesta en funcionamiento para abril de 2029.
“Argentina tiene una oportunidad extraordinaria para transformar, con una infraestructura troncal, el gas de Vaca Muerta en energía competitiva, con producción local, sustitución de importaciones y la generación de saldo exportable. El Gasoducto Manuel Belgrano es el resultado de un objetivo estratégico que apunta a dar una solución concreta al déficit que viene padeciendo un amplio sector de nuestra geografía, construyendo un puente para brindar más oportunidades de desarrollo económico y social. Una inversión privada que se materializa en un contexto de reglas claras y visión de largo plazo para una Argentina que proyecta un futuro de crecimiento”, señaló Horacio Pizarro, CEO de TGN.
En su pico de actividad, el conjunto de obras a ejecutar demandará un total de 2.000 empleos. La nueva infraestructura permitirá conectar la mayor producción de Vaca Muerta con industrias y centrales eléctricas, contribuyendo a reducir en USD 700 millones anuales la utilización de combustibles líquidos como el GNL y gasoil importados, fortalecer la competitividad regional y generar nuevas posibilidades para las exportaciones de gas hacia países vecinos del orden de USD 450 millones por año. La reducción de la importación y las opciones de exportación que se abren, mejorarán el balance de divisas, indispensables para robustecer la macroeconomía.
Asimismo, desde el punto de vista operativo la ampliación de la capacidad de transporte contribuirá a evacuar volúmenes crecientes de gas, incluido el gas asociado a la expansión de la producción de petróleo en la cuenca neuquina.
En términos técnicos, el detalle de la obra consigna que los primeros 278 km del gasoducto serán de 36 pulgadas y los siguientes 475 km de la traza contarán con un diámetro de 30 pulgadas. Las obras asociadas implican un aumento de capacidad sobre el Sistema TGN de hasta 14 millones de metros cúbicos diarios. Las mismas consideran adicionalmente la construcción de 147 km de loops de 30 pulgadas en las provincias de Córdoba, Santa Fe, Catamarca, Santiago del Estero y Tucumán, y la incorporación de hasta 71.000 HP de potencia en 5 plantas compresoras.
La dinámica del proceso prevé la convocatoria a un concurso de capacidad para el nuevo gasoducto a fines de septiembre y una manifestación de interés y posterior concurso abierto de capacidad en el Sistema TGN. La presentación y adjudicación de ofertas para ambas instancias tendrá lugar a fines de noviembre.
Por las características del proyecto y el encuadre del mismo, está contemplado que sea presentado ante el Ministerio de Economía a fin de solicitar su adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
La nueva obra ha sido identificada con el nombre Manuel Belgrano con el ánimo de empoderarlo con su visión en el desarrollo integral -económico y social- de Argentina, considerando el impacto positivo que tendrá el proyecto a nivel federal por la articulación territorial entre las diferentes regiones del país.
Petrobrás firmó con la norteamericana Sempra un contrato para la compra de la brasileña de 800 mil toneladas de GNL por 20 años.
El combustible será suministrado desde el proyecto Port Arthur LNG Phase 2, una terminal de licuefacción que Sempra construye en la costa de Texas.
“La contratación de volúmenes de largo plazo contribuye a reducir la exposición de Petrobras a la volatilidad del mercado, fortalece la gestión de riesgos de la cartera de gas natural y amplía la capacidad de la compañía de atender sus contratos de forma más flexible y segura”, señaló Petrobras.
Al mismo tiempo, Sempra confirmó el año pasado la inversión en la segunda fase del proyecto Port Arthur, que prevé la construcción de dos trenes de licuefacción de gas con una capacidad conjunta de producción de aproximadamente 13 millones de toneladas anuales.
Esta fase elevará la capacidad total de la instalación, sumada a la primera etapa, hasta unos 26 millones de toneladas anuales. La compañía prevé que la primera fase de Port Arthur entre en operación comercial a finales de 2027, mientras que la segunda fase, de la que procederá el suministro contratado por Petrobras, tiene prevista su entrada en funcionamiento en 2030 y 2031 para los trenes tercero y cuarto, respectivamente.
En la provincia de Buenos Aires, el suministro eléctrico en el interior enfrenta una problemática histórica debido a frecuentes interrupciones, baja calidad del servicio y falta de infraestructura adecuada. Estas dificultades afectan tanto a hogares como a unidades productivas en zonas rurales y pequeñas localidades, donde las tarifas actuales no compensan las fallas en el abastecimiento.
Con el objetivo de abordar esta situación, el diputado provincial Valentín Miranda, de la Unión Cívica Radical (UCR), presentó un proyecto de ley ante la Legislatura bonaerense para establecer el Régimen Provincial de Fortalecimiento Energético mediante Generación Renovable y Almacenamiento. La iniciativa, respaldada por las legisladoras Alejandra Lordén y Priscila Minnaard, busca promover inversiones públicas, privadas y mixtas para desarrollar parques solares fotovoltaicos, sistemas de almacenamiento energético y obras complementarias en las áreas con mayores restricciones de suministro.
El proyecto no pretende reemplazar las obligaciones contractuales de las empresas distribuidoras, sino crear un marco legal que facilite la planificación y ejecución de obras renovables en zonas donde el sistema convencional no garantiza continuidad ni calidad. Para ello, contempla herramientas específicas como un mapa territorial de zonas críticas, un banco de tierras para la instalación de infraestructura solar, incentivos fiscales y requisitos de empleo local.
En palabras de Miranda, “Buscamos brindar una solución real y sustentable a miles de vecinos y sectores productivos del interior que sufren interrupciones frecuentes en el suministro de luz”. Además, aclaró: “No venimos a reemplazar las obligaciones que las empresas distribuidoras tienen por contrato, sino a sumar una herramienta innovadora de planificación territorial que transforme necesidades concretas en obras reales y en más empleo para la provincia”.
El proyecto establece la creación del Mapa Provincial de Áreas Prioritarias de Fortalecimiento Energético, que servirá para identificar las zonas donde la intervención es más urgente. Este diagnóstico considerará la frecuencia de cortes, la calidad del servicio y la capacidad instalada en cada tramo de la red, asegurando que las inversiones se orienten según datos objetivos.
Además, se propone el Banco Provincial de Tierras Energéticas, destinado a identificar y poner a disposición terrenos fiscales y privados aptos para la rápida instalación de infraestructura solar. Para proyectos privados, se contempla la concesión gratuita de suelo por 20 años, con el fin de reducir costos iniciales y atraer inversiones a regiones tradicionalmente poco atractivas.
Para incentivar la radicación de capitales en las zonas más postergadas, el proyecto ofrece un paquete fiscal vigente por 15 años, que incluye exenciones en el Impuesto sobre los Ingresos Brutos, Impuesto Inmobiliario e Impuesto a los Sellos, además de estabilidad fiscal y líneas de crédito preferenciales a través del Banco Provincia.
El acceso a estos beneficios estará condicionado al cumplimiento de compromisos locales: las empresas deberán contratar al menos un 70% de personal domiciliado en la provincia de Buenos Aires y destinar un mínimo del 50% de sus adquisiciones y contrataciones a proveedores bonaerenses. Estas medidas buscan que el crecimiento generado por los proyectos solares se traduzca en empleo genuino y desarrollo productivo para las comunidades beneficiadas.
Infinia Turboclean, la línea premium de combustibles de YPF, obtuvo la certificación internacional Top Tier+. Este logro consolida el liderazgo de la compañía en innovación y reafirma el posicionamiento de Infinia Turboclean como un combustible desarrollado para proteger y potenciar la performance de los motores más avanzados del mercado.
En 2019, YPF fue pionera en Sudamérica al obtener la certificación Top Tier para sus naftas, hoy vuelve a marcar un nuevo hito al alcanzar la homologación Top Tier+, un nuevo estándar aún más exigente enfocando en motorizaciones modernas que incorporan turbo e inyección directa.
Para alcanzar este reconocimiento internacional, Infinia Turboclean completó y superó nuevas pruebas vinculadas al control de depósitos en inyectores de inyección directa, la calidad de la combustión y la protección frente a eventos de preignición en motores turbo. Estas evaluaciones permiten validar un desempeño superior en aspectos clave para la eficiencia y la durabilidad de las nuevas tecnologías automotrices.
Top Tier+ pone en valor la propuesta tecnológica de Infinia Turboclean, basada en tres atributos diferenciales: más limpieza, más autonomía y más potencia. Entre sus beneficios se destacan una combustión más eficiente, una mayor limpieza del sistema de inyección y un mejor cuidado de los componentes del vehículo. Gracias a su tecnología y a sus aditivos de última generación, Infinia Turboclean ayuda a mantener el rendimiento del motor, preservar su potencia y acompañar las exigencias de los vehículos de nueva generación.
La obtención de Top Tier+ reafirma el compromiso de YPF con la innovación, la investigación y la excelencia en calidad, acercando a los consumidores argentinos combustibles de clase mundial, desarrollados bajo los estándares internacionales más exigentes.
Infinia Turboclean es la nafta premium de YPF, desarrollada para acompañar la evolución tecnológica de la industria automotriz y responder a los estándares más exigentes. Su calidad está respaldada por la certificación internacional Top Tier+, la evolución más reciente del programa creado por fabricantes como General Motors, BMW, Toyota y Honda para identificar combustibles con un desempeño superior en materia de limpieza y protección del motor.
El Gobierno nacional envió al Congreso el proyecto de Ley de Defensa de la Soberanía Nacional, que amplía las sanciones contra personas y empresas que exploten recursos naturales en las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur sin autorización argentina. La iniciativa ya ingresó a la Cámara de Diputados.
El proyecto reemplaza el esquema vigente, que estaba concentrado en las actividades hidrocarburíferas, y extiende las restricciones a todo tipo de recursos renovables y no renovables, lo que también puede alcanzar a actividades como la pesca. Además, incluye a quienes faciliten esas operaciones mediante servicios económicos, financieros, logísticos, técnicos o de consultoría.
Las penas previstas para quienes exploten recursos en Malvinas
Para las actividades vinculadas con hidrocarburos, el proyecto establece penas de 12 a 15 años de prisión para quienes realicen tareas de prospección o exploración sin autorización. En los casos de exploración o explotación de recursos naturales no renovables, las condenas podrían llegar a 20 años.
El castigo más severo está previsto para la extracción, transporte o almacenamiento de hidrocarburos sin habilitación: las penas irían de 15 a 20 años de prisión y las multas podrían alcanzar el equivalente a tres millones de barriles de petróleo.}
Los proveedores que, con conocimiento de la operación, entreguen bienes o servicios esenciales para una actividad prohibida también quedarían alcanzados. Para ellos se contemplan penas de cinco a siete años de prisión, multas de hasta 100.000 barriles de petróleo e inhabilitaciones comerciales.
Las empresas involucradas podrían además sufrir rescisión de contratos, revocación de habilitaciones y restricciones para contratar con el Estado. El régimen contempla inhabilitaciones de entre cinco y 20 años y otras sanciones para quienes incumplan las nuevas disposiciones.
También se incorpora un Régimen de Desistimiento y Regularización para las compañías que abandonen las actividades prohibidas y cumplan determinadas condiciones. La regularización podría hacerse mediante el pago de una multa o la reconversión de las inversiones hacia actividades lícitas dentro del territorio argentino, y en determinadas circunstancias podría extinguir la acción penal.
Un nuevo Sistema de Seguridad Nacional
El proyecto también crea un Sistema de Seguridad Nacional que concentrará funciones diplomáticas, económicas, jurídicas, cibernéticas, de defensa, inteligencia y protección de infraestructura crítica. El órgano rector será un Consejo de Seguridad Nacional encabezado por el Presidente.
Entre sus integrantes permanentes estarán el jefe de Gabinete y los ministros de Relaciones Exteriores, Defensa y Economía, además del secretario de Inteligencia de Estado y la secretaria Legal y Técnica de la Presidencia.
La iniciativa incorpora además procedimientos para detectar, identificar e interceptar aeronaves irregulares u hostiles y establece medidas para la detención e inspección de buques. En el ámbito marítimo contempla advertencias, disparos de advertencia y, como último recurso, acciones para inutilizar una embarcación.
El Gobierno pidió al Congreso priorizar el tratamiento del proyecto. Ahora comenzará la discusión parlamentaria, con el paso de la iniciativa por las comisiones que correspondan antes de su eventual debate en el recinto.
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos realizó la apertura de las ofertas que se presentaron para la licitación de la ampliación de la Estación Transformadora de Villa Lía, perteneciente al partido de San Antonio de Areco y que beneficiará a 200.000 personas que viven en municipios del norte bonaerense.
La obra consiste en la ampliación de la Estación Transformadora, operada por TRANSBA S.A., mediante la incorporación de un sistema de doble juego de barras de alta tensión, cuatro nuevos campos de línea para vincular Villa Lía con las Estaciones Transformadoras de Campana, San Antonio de Areco, Arrecifes y Baradero. Además, incluye un campo de acoplamiento de barras, la vinculación del autotransformador existente a la nueva instalación, y un edificio de comando, protección y comunicaciones.
Según informó la Subsecretaría de Energía, se construirá una nueva línea de Alta Tensión de 132 kV de aproximadamente 8,2 km entre la Estación Transformadora Villa Lía y el punto de conexión con la línea existente Campana – San Antonio de Areco Sur, en el partido de San Antonio de Areco.
Los beneficios de la obra eléctrica
La obra cuenta contará con una inversión de $19.825.000.000 y se realiza un 74% con un préstamo internacional del Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe y el 26% restante corresponde a presupuesto del tesoro provincial.
Asimismo, fortalecerá la vinculación del sistema eléctrico de alta tensión impactando en la región y mejorando notablemente la calidad del servicio eléctrico en las localidades de Villa Lía, Campana, San Antonio de Areco, Arrecifes y Baradero.
De la licitación participaron el intendente de San Antonio de Areco, Francisco Ratto; la directora Provincial de Gestión de Programas y Proyectos Sectoriales y Especiales, Dagni Cameron Laurlund; la directora, Guadalupe García Blanco; el director de Administración de la Dirección Provincial de Energía, Luis González; y representantes de las empresas ofertantes y público en general.
El proyecto del Gobierno nacional para modificar el régimen de Zona Fríaobtuvo este miércoles dictamen en el Senado y quedó en condiciones de ser tratado en el recinto, en un nuevo avance de una iniciativa que puede impactar directamente en los usuarios de gas de diversas localidades del país.
La iniciativa fue respaldada en el plenario de las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y de Presupuesto y Hacienda sin cambios respecto del texto que ya cuenta con media sanción de la Cámara de Diputados. De esta manera, se mantuvo el artículo que deja sin el beneficio general de Zona Fría a las localidades incorporadas al régimen mediante la ampliación de 2021, entre ellas General Pueyrredon.
El dictamen representa un paso clave porque ahora la discusión se trasladará al recinto de la Cámara alta. Si el Senado aprueba el proyecto tal como fue dictaminado, la modificación deberá completar su trámite legislativo para convertirse en ley.
El despacho sumó las firmas de La Libertad Avanza, el Pro, la salteña Flavia Royón (presidenta de Minería), la neuquina Julieta Corroza, el correntino Carlos “Camau” Espínola y los integrantes de Convicción Federal, Carolina Moisés y Guillermo Andrada. En tanto, la mendocina de la UCR, Mariana Juri, no firmó el dictamen al igual que el santacruceño José María Carambia, la cordobesa Alejandra Vigo y el puntano Fernando Salino. El bloque Justicialista no ha designado aún a sus vocales en estas comisiones y no participaron del tratamiento.
El proyecto propone que en las zonas incorporadas en 2021 el beneficio quede restringido a los hogares que cumplan con los criterios del nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). También modifica la forma de calcular la bonificación: ya no alcanzaría a toda la factura, sino al componente correspondiente al precio del gas.
Durante el plenario expuso la secretaria de Energía de la Nación, María Carmen Tettamanti, quien defendió la iniciativa del Ejecutivo y cuestionó el funcionamiento actual del régimen. “Nuestro objetivo es que en este país haya energía y que sea al menor costo posible”, sostuvo la funcionaria. En ese sentido, planteó que los subsidios deben concentrarse en los hogares que realmente necesitan asistencia y no aplicarse de manera generalizada. “La Ley de Zona Fría subsidia a todos los consumidores, o sea, puedan pagar el costo real de la energía o no la puedan pagar”, afirmó Tettamanti.
La funcionaria también cuestionó el mecanismo mediante el cual se financia el beneficio y remarcó que el fondo se sostiene con un cargo incluido en el consumo de gas que pagan usuarios de todo el país. Uno de los argumentos centrales de su exposición estuvo relacionado con los niveles de consumo. Tettamanti señaló que el consumo residencial promedio en la Patagonia ronda los 4.500 metros cúbicos anuales, mientras que en las zonas incorporadas al régimen en 2021 se ubica en unos 990 metros cúbicos.
“En realidad son zonas templadas”, afirmó al cuestionar parte de la ampliación realizada en 2021, entre ellas General Pueyrredon. Y agregó que aquella modificación fue “claramente una ley que buscó tener votos para las elecciones”.
El gobierno sostiene que la reforma permitirá concentrar los recursos en quienes tienen mayores dificultades para afrontar el costo de la energía. Ahora, con el dictamen aprobado, el proyecto deberá atravesar la instancia decisiva: la votación en el recinto del Senado, donde se definirá si avanza la modificación.
La Justicia Federal de Río Grande ordenó a dos empresas internacionales vinculadas al proyecto petrolero Sea Lion, al norte de las Islas Malvinas, que se abstengan de iniciar o continuar obras en la zona del archipiélago.
Se trata de Rockhopper Exploration y Navitas Petroleum Development and Production Limited, compañías que fueron alcanzadas por la decisión dictada por la jueza federal Mariel Borruto y que alude a perforaciones, instalaciones submarinas y el comienzo de la extracción comercial.
La magistrada hizo lugar a la medida cautelar presentada por un ex combatiente de la guerra de Malvinas, en medio de las denuncias que activó el Gobierno de Javier Milei contra las empresas que operan allí.
“Como tutela cautelar, las actoras solicitan que se ordene la suspensión del inicio y/o continuidad de las obras; se impidan determinados actos financieros destinados a posibilitar su ejecución; se comunique la existencia del proceso a autoridades regulatorias y mercados de valores; y se requiera a las demandadas la individualización de las entidades financieras, aseguradoras y demás sujetos vinculados con el financiamiento del emprendimiento”, precisa el fallo.
Acorde con la jueza, la determinación “reviste naturaleza cautelar y, por consiguiente, no importa pronunciamiento definitivo sobre la responsabilidad de las demandadas ni sobre la totalidad de las cuestiones que integran el objeto de la acción principal”.
Añadió que “las actoras solicitan también que se prohíba a las demandadas celebrar nuevos contratos de financiación, recibir desembolsos, efectuar pagos y transferencias, realizar aportes de capital, préstamos entre sociedades vinculadas, constituir garantías, afectar activos y realizar otros actos financieros destinados al proyecto”.
Qué se les exige a las empresas
-Detallar cómo es la estructura societaria usada para el proyecto.
-Precisar las entidades financieras y fondos que lo financiaron; los desembolsos hechos, comprometidos o pendientes; las aseguradoras y reaseguradoras relacionadas; los estudios ambientales, análisis de riesgo, modelizaciones de derrames y planes de contingencia.
-Especificar las obras e instalaciones terrestres y portuarias ejecutadas o proyectadas en apoyo del emprendimiento y toda ampliación proyectada o incorporación de pozos vinculada con el emprendimiento.
El pedido a la Cancillería
La magistrada le pidió a la Cancillería que informe, en un plazo de 10 días, si las compañías pesqueras que forma parte del proyecto “cuentan o contaron con habilitación, permiso, autorización o consentimiento de autoridad competente de la República Argentinapara desarrollar actividades de exploración, explotación o cualquier otra actividad hidrocarburífera en las Islas Malvinas y/o en los espacios marítimos circundantes que integran la Plataforma Continental Argentina”.
Además, le solicitó a la Dirección de Evaluación de Impacto Ambiental, que se encuentra bajo la orbita de la Subsecretaría de Ambiente de la Jefatura de Gabinete de Ministros de la Nación, que indique si existe en sus registros algún aviso del proyecto presentado o procedimiento de análisis de impacto ambiental iniciado respecto de Sea Lion y de sus posibles ampliaciones, por parte de alguna de las pesqueras o firmas relacionadas.
A su vez, deberá remitir “si se ha dictado a su respecto declaración de impacto ambiental, certificado de aptitud ambiental o acto administrativo equivalente. Y en caso negativo, que comunique al Juzgado el eventual inicio de tal procedimiento si ello ocurriere con posterioridad”.
En su pico de actividad, el conjunto de obras a ejecutar demandará un total de 2.000 empleos.
TGN busca construir un gasoducto entre Tratayén, en la cuenca Neuquina, y La Carlota, en Córdoba, al que bautizará Manuel Belgrano. La obra demandará una inversión de US$ 2200 millones y proyecta una capacidad inicial de abastecimiento de 13 millones de metros cúbicos diarios, previéndose la puesta en funcionamiento para abril de 2029. La compañía solicitará la adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar.
El objetivo es potenciar la creación de valor del gas de Vaca Muerta y resolver así el déficit de abastecimiento en el centro, norte y litoral de Argentina y desarrollar mercados de exportación a países vecinos.
La obra atravesará cinco provincias (Neuquén, Río Negro, La Pampa, San Luis y Córdoba), con una inversión de US$ 1.500 millones que, sumada a obras complementarias en el Sistema TGN, se incrementará a US$ 2.200 millones. Son 753 kilómetros de extensión en dos tramos de 36 y 30 pulgadas de diámetro.
“Argentina tiene una oportunidad extraordinaria para transformar, con una infraestructura troncal, el gas de Vaca Muerta en energía competitiva, con producción local, sustitución de importaciones y la generación de saldo exportable”, señaló Horacio Pizarro, CEO de TGN.
El ejecutivo agregó luego que “el Gasoducto Manuel Belgrano es el resultado de un objetivo estratégico que apunta a dar una solución concreta al déficit que viene padeciendo un amplio sector de nuestra geografía, construyendo un puente para brindar más oportunidades de desarrollo económico y social. Una inversión privada que se materializa en un contexto de reglas claras y visión de largo plazo para una Argentina que proyecta un futuro de crecimiento”.
El gasoducto anunciado recorrerá cinco provincias.
Menos importaciones y más exportaciones
En su pico de actividad, el conjunto de obras a ejecutar demandará un total de 2.000 empleos. La nueva infraestructura permitirá conectar la mayor producción de Vaca Muerta con industrias y centrales eléctricas, contribuyendo a reducir en US$ 700 millones anuales la utilización de combustibles líquidos como el GNL y gasoil importados, fortalecer la competitividad regional y generar nuevas posibilidades para las exportaciones de gas hacia países vecinos del orden de US$ 450 millones por año.
La reducción de la importación y las opciones de exportación que se abren, mejorarán el balance de divisas, indispensables para robustecer la macroeconomía.
Asimismo, desde el punto de vista operativo la ampliación de la capacidad de transporte contribuirá a evacuar volúmenes crecientes de gas, incluido el gas asociado a la expansión de la producción de petróleo en la cuenca neuquina.
Los detalles de la obra
En términos técnicos, el detalle de la obra consigna que los primeros 278 kilómetros del gasoducto serán de 36 pulgadas y los siguientes 475 kilómetros de la traza contarán con un diámetro de 30 pulgadas. Las obras asociadas implican un aumento de capacidad sobre el Sistema TGN de hasta 14 millones de metros cúbicos diarios. Las mismas consideran adicionalmente la construcción de 147 km de loops de 30 pulgadas en las provincias de Córdoba, Santa Fe, Catamarca, Santiago del Estero y Tucumán, y la incorporación de hasta 71.000 HP de potencia en 5 plantas compresoras.
La dinámica del proceso prevé la convocatoria a un concurso de capacidad para el nuevo gasoducto a fines de septiembre y una manifestación de interés y posterior concurso abierto de capacidad en el Sistema TGN. La presentación y adjudicación de ofertas para ambas instancias tendrá lugar a fines de noviembre.
“Por las características del proyecto y el encuadre del mismo, está contemplado que sea presentado ante el Ministerio de Economía a fin de solicitar su adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI)”, informó la compañía a través de un comunicado.
“La nueva obra ha sido identificada con el nombre Manuel Belgrano con el ánimo de empoderarlo con su visión en el desarrollo integral -económico y social- de Argentina, considerando el impacto positivo que tendrá el proyecto a nivel federal por la articulación territorial entre las diferentes regiones del país”, concluyó la empresa.
El Senado tiene en el Orden del Día un dictamen que introduce por primera vez en el Código Penal argentino la figura del ecocidio. El término, poco conocido fuera de ámbitos técnicos, refiere a conductas que provocan daños ambientales de una magnitud excepcional.
En el dictamen del expediente S‑1064/25, el ecocidio se define como la producción de daños especialmente graves, extensos y duraderos sobre el ambiente, en violación de cualquier normativa vigente de protección ambiental, incluidas normas provinciales y municipales.
Si el daño fuera irreversible, la pena asciende a 5 a 15 años. Si hubiera una muerte, la escala se eleva a 5 a 25 años, con un agravante que se aplica incluso si el fallecimiento ocurre después del cese de la actividad contaminante, siempre que se acredite el nexo causal.
El dictamen incorpora además el tipo culposo: cuando el daño se produce por imprudencia, negligencia, impericia o inobservancia de deberes, las penas se reducen un tercio, pero pueden alcanzar 16 años y 8 meses en caso de muerte.
La estructura del tipo penal se apoya en criterios amplios y heterogéneos, que dependen de normativa nacional, provincial y municipal. Para actividades que operan en múltiples jurisdicciones, esto abre un campo interpretativo complejo y un riesgo regulatorio que debe ser evaluado con precisión.
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En los últimos días, el tema comenzó a ganar visibilidad pública a partir de una columna de Daniel Montamat en Infobae, donde se advirtió que la figura penal podría recrear la disyuntiva “desarrollo o medio ambiente” y generar efectos disuasorios sobre nuevas inversiones en energía y minería. La preocupación se centra en la amplitud del tipo penal y en la exposición de funcionarios y empresas frente a interpretaciones divergentes de normas ambientales de distinto nivel.
Sin embargo, el punto más sensible del dictamen no está en la escala de penas, sino en una modificación del artículo 77 del Código Penal, que introduce un cambio estructural en la responsabilidad penal de los funcionarios públicos. El texto incorpora una cláusula que asimila a los funcionarios públicos civiles que integran la cadena de mando al régimen penal aplicable al personal militar cuando producen actos o imparten órdenes o instrucciones en su carácter de tales.
La asimilación al régimen de cadena de mando militar implica que un funcionario puede ser penalmente responsable no solo por sus actos directos, sino también por las órdenes administrativas que emita dentro de su función. En términos operativos, esto alcanza la firma de permisos, la aprobación de estudios de impacto ambiental, la habilitación de ampliaciones, la emisión de resoluciones técnicas y cualquier instrucción administrativa vinculada a proyectos energéticos o mineros.
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El alcance es general: esta reforma no se limita al ecocidio. Se aplica a todo el Código Penal. Para un sistema que requiere decisiones rápidas y coordinadas entre organismos provinciales y nacionales, la consecuencia es evidente: la firma de un permiso pasa a tener un riesgo penal que antes no existía.
El dictamen también establece un régimen de sanciones para personas jurídicas que puede afectar la continuidad operativa de empresas del sector. El artículo 317 prevé multas de 2 a 5 veces el beneficio obtenido; y si el beneficio no puede determinarse, multas del 10 al 20% del capital social o entre 500 y 5000 salarios mínimos, lo que resulte mayor. Además, habilita la suspensión total o parcial de actividades por hasta diez años, la prohibición de licitar con el Estado por el mismo plazo, la pérdida de beneficios estatales y la publicación obligatoria de la sentencia condenatoria.
Para operadoras, transportistas, constructoras, proveedores y contratistas, estas sanciones equivalen a riesgo de cierre operativo, interrupción de obras, pérdida de contratos y afectación directa de la continuidad de proyectos estratégicos. No se trata de una interpretación: es el texto literal del dictamen.
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El dictamen fue firmado por senadores de distintos bloques, incluyendo a Flavia Royón, ex secretaria de Energía y Minería. En disidencia total firmaron Losada, Márquez y Abad, y en disidencia parcial Vischi, lo que muestra que la discusión ya está instalada dentro del Senado y que el texto genera tensiones técnicas y políticas.
La urgencia es concreta: conforme al artículo 110 del Reglamento del Senado, el dictamen ya está en condiciones de ser tratado en el recinto y puede incorporarse al temario en cualquier sesión, sin necesidad de nuevos giros a comisión. Para un sector que depende de autorizaciones continuas, este dato es central. La protección ambiental es indispensable. Pero un dictamen que modifica la responsabilidad penal de la cadena de mando estatal, habilita sanciones corporativas equivalentes a cierre operativo y puede votarse sin aviso previo requiere una discusión inmediata y profunda. El sector energético y minero debe conocer el alcance real del texto y su estado parlamentario, porque las decisiones que se tomen en las próximas sesiones pueden impactar de manera directa en la operación, la inversión y la seguridad jurídica de toda la industria.
En Neuquén, la provincia anunció que las futuras concesiones no convencionales estarán supeditadas a que las empresas acrediten su capacidad de evacuación de crudo, en respuesta a un cuello de botella logístico que amenaza la producción récord de 648.114 barriles diarios.
Por declaraciones del ministro de Energía, Gustavo Medele, la infraestructura de oleoductos se convirtió en la variable crítica para habilitar nuevos desarrollos. Sin cañerías aseguradas, no habrá más bloques adjudicados.
Entre los proyectos en marcha figuran el plan Duplicar de Oldelval, que suma 200.000 barriles diarios, y el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), diseñado para evacuar entre 550.000 y 700.000 barriles diarios hacia el Atlántico, aunque gran parte de esa capacidad ya está comprometida bajo contratos firmes ship-or-pay.
Al mismo tiempo, la exigencia de un plan formal de evacuación reconfigura el modelo de negocios de las empresas de exploración y producción. Obliga a financiar infraestructura, favorece a las grandes firmas integradas y eleva el umbral de ingreso para operadoras medianas.
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De acuerdo con el esquema provincial, el nuevo requisito se suma al pago anticipado de un bono de infraestructura equivalente al 6% de las regalías estimadas, destinado a obras viales, y al mantenimiento del carreo del 10% en favor de la estatal GyP.
Más allá de la contundencia del anuncio, la medida aún transita su etapa de diseño legal. Para cobrar fuerza deberá plasmarse en una resolución ministerial o decreto del Ejecutivo provincial, con reglamentación sobre contratos, plazos y penalidades.
La estrategia neuquina incorpora exigencias ambientales y viales: canon diferenciado para incentivar el reúso de agua en fractura, monitoreo de emisiones de metano y financiamiento privado de rutas clave del circuito petrolero. Todo ello apunta a consolidar un desarrollo sostenible y competitivo de Vaca Muerta.
En Neuquén, la petrolera provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) abrió los sobres B con las ofertas económicas de las compañías que buscan desarrollar ocho de los quince bloques disponibles en la Ronda 1/2026, el primer proceso licitatorio en casi una década.
Por decisión de la comisión evaluadora, durante las últimas semanas se solicitaron balances y documentación adicional a varias empresas, con el objetivo de verificar su solvencia financiera y operativa antes de adjudicar los bloques.
Entre los oferentes se destacan pesos pesados como Continental Resources y Phoenix Global Resources, además de compañías con trayectoria como GeoPark y PCR.
Al mismo tiempo, la nómina incluye firmas con menor recorrido en el sector, como Ingeniería Multipiping, Aldyl Argentina, Bentia Energy —creada por Javier Iguacel— y Patagonia Resources, del grupo Neuss.
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De acuerdo con GyP, la fórmula polinómica diseñada para la licitación pondera cuatro variables: el bono económico de acceso al área, la participación ofrecida a GyP (mínimo 10% bajo modalidad carry), las regalías provinciales (base 15%, ajustables entre 12% y 18%) y el compromiso de inversión.
Más allá de los resultados que arroje la fórmula, la empresa provincial podría adjudicar bloques a compañías que no encabecen el ranking económico, siempre que acrediten trayectoria y solvencia probada. “Estamos buscando un socio de largo plazo, no el mejor precio de venta”, explicó una fuente provincial.
Las ofertas incluyen más de USD 230 millones en inversiones exploratorias y más de USD 180 millones en bonos al Tesoro provincial, lo que refleja el interés de actores internacionales y nacionales en expandir la frontera de Vaca Muerta.
En Río Grande, el Juzgado Federal resolvió frenar el proyecto petrolero “León Marino” (Sea Lion) y ordenó a las empresas Rockhopper Exploration y Navitas Petroleum abstenerse de iniciar cualquier actividad vinculada con la explotación offshore.
Por decisión de la jueza Mariel Borruto, la medida cautelar prohíbe perforaciones, instalación de infraestructura submarina y obras portuarias en la plataforma continental argentina, ubicada a 220 km al norte de las Islas Malvinas.
Entre las operaciones suspendidas figuran la colocación de conductos, sistemas de control, unidades flotantes de producción y almacenamiento, así como la construcción de bases logísticas y portuarias de apoyo.
Al mismo tiempo, el fallo establece que las compañías deberán esperar la evaluación de impacto ambiental prevista en la Ley General del Ambiente antes de avanzar con cualquier iniciativa.
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De manera explícita, la resolución subraya que las normas ambientales y las leyes argentinas son de aplicación obligatoria, independientemente de la nacionalidad de las empresas o de los permisos que invoquen autoridades extranjeras.
En paralelo, la acción conjunta del CECIM La Plata y la Asociación de Abogados/as Ambientalistas fue presentada como una defensa de los derechos soberanos argentinos y de la protección del Atlántico Sur.
El caso se inscribe en un debate más amplio sobre proyectos offshore en el país, como los que impulsa YPF en la costa bonaerense o las iniciativas en el golfo San Matías, Río Negro, que también generan tensiones entre desarrollo energético y preservación ambiental.
En la Argentina, el desarrollo de Vaca Muerta transformó la ecuación energética y convirtió a los hidrocarburos en una fuente clave de divisas. Sin embargo, la mirada comienza a expandirse hacia otras cuencas con potencial no convencional.
Por eso, tres formaciones concentran la atención de empresas y gobiernos: Palermo Aike, en la Cuenca Austral de Santa Cruz; Los Molles, en la Cuenca Neuquina; y Los Monos, en el norte de Salta. Todas ellas podrían complementar a Vaca Muerta en la producción de petróleo y gas.
En Palermo Aike, YPF y CGC iniciaron en 2025 una fase exploratoria con tres pozos de 3.400 metros y una inversión de entre USD 120 y 150 millones. Considerada la “hermana menor” de Vaca Muerta, enfrenta costos elevados y necesidad de infraestructura para evacuar producción.
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Mientras tanto, en Los Molles, la ventaja es la proximidad a Vaca Muerta y la posibilidad de aprovechar infraestructura y proveedores ya instalados en Neuquén. El desafío radica en demostrar competitividad económica y volumen comercializable.
Por su parte, en Los Monos, en Salta, los estudios están en etapa inicial. Se identificaron recursos de petróleo y gas, pero aún se requieren más análisis geológicos para definir viabilidad comercial.
De este modo, la diversificación hacia estas cuencas representa una oportunidad estratégica: ampliar la producción nacional, reducir la dependencia de importaciones y generar nuevas fuentes de divisas.
Finalmente, los costos de perforación, la falta de infraestructura y la necesidad de atraer inversiones internacionales marcan el ritmo de avance de estos proyectos, que podrían convertirse en el próximo capítulo de la expansión energética argentina.
En Cornualles, el Reino Unido inauguró un proyecto pionero de Geothermal Engineering Limited (GEL) que perforó más de 5 kilómetros bajo tierra para extraer agua a temperaturas superiores a 190°C. La iniciativa ya abastece a 10.000 hogares con electricidad limpia y, además, recupera litio del agua geotérmica, posicionándose como una alternativa real al petróleo.
Por primera vez, la instalación ubicada en Redruth aprovecha la falla geológica Porthtowan Fault Zone mediante un sistema binario que transfiere calor a un fluido secundario con bajo punto de ebullición. Esto permite generar electricidad de manera constante, sin depender de factores externos como el viento o la radiación solar.
En una segunda fase, tras enfriar el agua hasta unos 50°C, comienza la recuperación de minerales estratégicos. Entre ellos destaca el litio, esencial para baterías de vehículos eléctricos. Los análisis confirman concentraciones superiores a 340 ppm, suficientes para abastecer miles de autos eléctricos al año.
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La empresa Octopus Energy firmó un contrato para distribuir la electricidad generada, equivalente a 3 MW constantes, lo que asegura un suministro estable y libre de emisiones contaminantes.
De esta manera, la geotermia profunda se convierte en una alternativa más confiable que otras renovables intermitentes como la solar o la eólica. Además, suma un valor industrial adicional al integrar la producción de energía con la obtención de minerales críticos.
En el plano europeo, el proyecto representa un avance estratégico: reduce la dependencia del petróleo y del gas, y abre una vía para producir litio sin recurrir a grandes minas ni procesos de evaporación intensivos.
Si algo ofrece la experiencia británica es un modelo replicable en países con potencial geotérmico, como Argentina, donde provincias como San Juan, Mendoza y Neuquén podrían explorar la combinación de energía limpia y litio como parte de su transición energética.
La minera Boroo Pte. Ltd., con sede en Singapur, firmó un acuerdo con la estatal ENAMI EP de Ecuador para evaluar inversiones por hasta USD 300 millones en proyectos de oro, cobre, plata, tierras raras y minerales críticos. El anuncio marca la incorporación de Ecuador a la estrategia regional de la compañía, que ya suma operaciones en Perú y Chile, y mantiene a la Argentina dentro de su radar de expansión.
En este caso, el acuerdo no implica aún un desembolso inmediato: abre una instancia de evaluación técnica y económica que deberá atravesar permisos, estudios y procesos de participación. Sin embargo, confirma que Boroo busca consolidar una plataforma minera sudamericana con presencia en varias jurisdicciones.
En Perú, la empresa adquirió en 2021 la mina Lagunas Norte a Barrick Gold por hasta USD 81 millones, asumiendo obligaciones de cierre de operación. En Chile, completó en 2025 la compra del proyecto aurífero Alturas a Barrick por USD 50 millones, un activo con más de 130.000 metros de perforación y recursos estimados en 2,2 millones de onzas de oro indicadas y 3,6 millones inferidas.
Por su parte, en Ecuador Boroo ya había adquirido en marzo de 2026 la sociedad Exploraciones Mineras Andinas Ecuador a Codelco por USD 5,75 millones, operación que le otorgó intereses en 12 concesiones mineras y cuatro áreas registradas. La nueva etapa con ENAMI refuerza esa presencia y abre la posibilidad de proyectos de mayor escala.
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El proyecto Alturas, ubicado en la faja de El Indio, fortalece el perfil regional de Boroo y la acerca geográficamente a San Juan, uno de los distritos mineros más relevantes de la Argentina. Aunque la compañía aún no tiene activos adjudicados en el país, su proximidad estratégica aumenta las expectativas sobre un eventual desembarco.
Dentro de su trayectoria, Boroo muestra un perfil distinto al de una exploradora tradicional: combina adquisiciones de activos avanzados con capacidad operativa propia, lo que le permite proyectar desarrollos hacia producción. Para la Argentina, la presencia de un actor con antecedentes de inversión y operación puede resultar clave en un contexto de proyectos demorados y necesidad de capital.
Con este anuncio, Boroo consolida una estrategia que ya incluye Perú, Chile y Ecuador, y que observa a la Argentina como parte de una expansión minera sobre los Andes. La evaluación de USD 300 millones en Ecuador es otra pieza de un plan regional que busca posicionar a la compañía como un jugador relevante en la minería sudamericana.
La compañía, ya inició la producción de Tubogreen, una solución destinada a suplantar las tuberías de acero de hasta 8″.
Plaza Huincul, Neuquén, septiembre de 2026.–
Plastiferro Oil & Gas inauguró sus nuevas instalaciones en el Parque Industrial de Plaza Huincul y puso en marcha una fábrica destinada a la producción de tuberías flexibles reforzadas de material compuesto para la conducción de petróleo, gas y agua a alta presión.
El acto de inauguración contó con la presencia del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; el intendente de Plaza Huincul, Claudio Larraza; Intendente de Cutral Có, Ramon Rioseco, Intendente de Neuquén, Mariano Gaido, autoridades provinciales, parlamentarios nacionales, municipales y representantes de la industria.
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La elección de Plaza Huincul responde a su ubicación estratégica dentro del corredor energético de Neuquén y a su cercanía con los desarrollos futuros de Vaca Muerta.
La nueva planta se convirtió, además, en la primera empresa instalada y en funcionamiento dentro del Parque Industrial de Plaza Huincul, consolidando un nuevo polo de actividad industrial vinculado al desarrollo energético de la provincia.
La planta produce tubería flexible reforzada de alta presión en rollos de hasta 1,500 m aptos para la conducción de petróleo, gas y agua evitando la corrosión interna y externa.
El director de Midstream Gas & GLP de YPF, Pedro Locreille, anunció el 16 de septiembre de 2026 en el Seminario Internacional de GLP “De Argentina hacia el mundo” que la Argentina podría alcanzar hasta 9 millones de toneladas anuales del mencionado hidrocarburo hacia 2031, lo que ubicaría al país entre los cinco a siete mayores exportadores globales.
Hace apenas 14 años la cuenca neuquina producía unos 65 millones de m³ de gas diarios y menos de 200.000 barriles de petróleo. Hoy, gracias al desarrollo de Vaca Muerta, esas cifras se duplicaron: 140 millones de m³ de gas y 700.000 barriles de petróleo diarios.
El próximo salto llegará con la puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que permitirá sumar 770.000 barriles adicionales. Según YPF, cada 200.000 barriles extra de petróleo generan aproximadamente un millón de toneladas de GLP exportable, lo que explica el potencial de crecimiento.
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Por otra parte, nuevos proyectos de procesamiento como el de TGS en Tratayén y la ampliación de Compañía Mega aportarían otros 3,5 millones de toneladas anuales de GLP, consolidando un excedente de 7 millones de toneladas adicionales.
En cuanto a los mercados, Locreille destacó que este volumen obligará a buscar compradores fuera de la región. Mientras hoy los excedentes se exportan principalmente al Cono Sur, hacia 2031 los envíos deberán dirigirse a China e India, donde se concentra la mayor demanda mundial de GLP.
Dentro de la cadena de valor, el ejecutivo también subrayó el potencial petroquímico del etano argentino, que podría permitir instalar un nuevo steam cracker en Bahía Blanca en un plazo de 8 a 10 años. Este desarrollo ampliaría la competitividad frente a Estados Unidos y reforzaría la resiliencia del sector.
Con estas proyecciones, Vaca Muerta se perfila como un polo excedentario de GLP en la región y como un actor relevante en el mercado global, capaz de atraer inversiones y diversificar la matriz energética argentina.
El CEO de YPF, Horacio Marín, anunció el 16 de septiembre de 2026 en la Bolsa de Comercio de Córdoba que la expansión de Vaca Muerta demandará USD 130.000 millones en los próximos cinco años y generará hasta 90.000 nuevos puestos de trabajo hacia 2029.
De ese total, unos 40.000 empleos estarán vinculados directamente a la exploración, producción y servicios de la industria petrolera y gasífera. El resto se asociará a la construcción de infraestructura estratégica: oleoductos, gasoductos, plantas de procesamiento y obras de transporte y distribución de energía.
En paralelo, la estimación se presenta en un contexto de crecimiento sostenido de la producción. Argentina superó por primera vez los 900.000 barriles diarios de petróleo, con Vaca Muerta aportando cerca del 70% de la producción nacional. Este desempeño refuerza el rol del yacimiento neuquino como motor económico y fuente clave de divisas.
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Por su parte, Marín subrayó que la demanda de mano de obra especializada obligará a reforzar los procesos de capacitación. YPF impulsa programas de formación para preparar a futuros trabajadores en estándares de seguridad y conocimientos técnicos específicos.
Dentro de la estrategia corporativa, la compañía considera que el volumen de inversiones previsto convertirá a Neuquén en uno de los principales polos de desarrollo económico del país. El impacto se extenderá a sectores vinculados con la construcción, el transporte, los servicios industriales y la cadena de valor energética.
A nivel macroeconómico, el anuncio también expone la magnitud de los proyectos en marcha y en planificación, consolidando a Vaca Muerta como una de las apuestas centrales para incrementar exportaciones, atraer inversiones y fortalecer el mercado laboral argentino.
Los precios internacionales del petróleo crudo y de los fletes aumentaron significativamente este septiembre a raíz de la escalada bélica en Medio Oriente.
El barril de Medanito, el crudo liviano que se produce principalmente en la Cuenca Neuquina, está cotizando nuevamente con premios sobre contratos futuros del Brent, el marcador internacional de referencia para las inversiones en Vaca Muerta. El diferencial a favor de la producción argentina responde a un mercado petrolero que vuelve a estar en déficit producto de la escalada en la guerra en Medio Oriente, con precios que superan los US$ 120 por barril en mercados puntuales y fuertes alzas en las tarifas de los tanqueros.
Puntualmente, el precio del Medanito este mes pasó de cotizar con descuentos a registrar premios de US$ 2 contra los contratos de Brent de enero 2027, según el relevamiento de precios diarios de Argus. Los contratos de enero pegaron un salto y cruzaron la barrera de los 90 dólares por barril desde inicios de la semana pasada. Este martes cotizaron a 98 dólares, mientras que el Brent en el mercado al contado (spot) está cotizando a 107 dólares.
«Es un movimiento que ya viene desde la primera semana de septiembre y que se ha intensificado en los últimos días. El precio del Medanito pasó de un descuento de US$2/barril frente al Ice Brent de enero el 2 de septiembre a una prima de US$2/barril frente al Ice Brent de enero el viernes 11 de septiembre«, señalaron desde Argus ante una consulta de EconoJournal.
El diferencial registrado es sobre el precio de exportación de Medanito desde Bahía Blanca según el assesment de Argus. Argentina contará desde el año próximo con una nueva terminal de exportación de petróleo crudo desde Punta Colorada en Río Negro, con la inauguración del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
Medanito: diferenciales positivos ante la escalada en Medio Oriente
Uno de los drivers detrás del diferencial positivo para el crudo argentino es la intensificación de los ataques cruzados entre Irán y los Estados Unidos en el estrecho de Ormúz, aunque la principal variable que está afectando a los mercados en los últimos días es la salida de servicio desde el viernes de un oleoducto clave en Arabia Saudita debido a un ataque con drones. El impacto concreto es de una pérdida de oferta de entre 2,5 y 3 millones de barriles diarios de petróleo.
El Ministerio de Energía de Arabia Saudita confirmó el viernes la salida de servicio del oleoducto Este-Oeste tras recibir un ataque con drones proveniente desde territorio irakí, presuntamente ejecutado por células que responden a Irán. El oleoducto, con una capacidad nominal de transporte de 7 millones de barriles por día, venía transportando unos 2,5 millones de bpd promedio este mes.
Dicha infraestructura le permitió a Arabia Saudita evacuar una buena parte de su producción por el Mar Rojo, a través de la terminal de Yanbu, frente a las dificultades para exportar a través del estrecho de Ormúz desde el inicio de la guerra en marzo.
El oleoducto ahora quedó fuera de servicio por tiempo indefinido. La petrolera Saudi Aramco, dueña y operadora del ducto, recortó sus envíos de crudo Yanbu a Europa en el inicio de esta semana. Uno de los países más afectados es Polonia, en donde se registraron precios de US$ 120 dólares, según Reuters.
Por otro lado, la alternativa que Arabia Saudita está implementando para sostener sus exportaciones al Asia es incrementar las operaciones de transferencia de crudo (ship to ship) en el golfo de Omán, cruzando por Ormuz.
Saudi Aramco está ofrenciendo su grado insignia Árabe Liviano, así como los grados Árabe Medio y Árabe Pesado, a compradores asiáticos con contratos a largo plazo para su carga desde Sohar, al norte de Omán.
El aumento de las cargas y los volúmenes ofertados por Aramco está en línea con movimientos de otros productores del Golfo Pérsico, que también están ofreciendo más crudo para su carga fuera del estrecho de Ormuz. Se tratan de buques que logran cruzar por Ormuz, a menudo con las señales de seguimiento desactivadas.
Los precios de los fletes también están registrando fuertes aumentos. El valor del flete desde el Golfo Pérsico al Asia Pacífico de un VLCC (los buques petroleros de mayor tonelaje del mercado) se disparó en los últimos días a casi US$ 250 por tonelada transportada. A comienzos de mes cotizaba a 150 dólares por tonelada.
La comisión de Minería y Energía del Senado obtuvo dictamen para Zona Fría.
La comisión de Minería, Energía e Hidrocarburos del Senado consiguió este miércoles dictamen favorable para avanzar con la ley que modifica el régimen de Zona Fría y lo retrotrae al esquema previo a la ampliación del 2021. Tras meses de parate y arduas negociaciones, la media sanción de Diputados finalmente llegará al recinto sin modificaciones y con el aval del bloque de Rolando Figueroa, quien había reclamado que se elimine la arbitrariedad para que el Poder Ejecutivo defina el porcentaje de los subsidios en la Patagonia.
El martes, el gobernador de Neuquén se reunió en Buenos Aires con el jefe de Gabinete de la Nación, Diego Santilli, y el ministro de Economía, Luis «Toto» Caputo, quienes ratificaron el compromiso de mantener «inalterable» el subsidio para la provincia, según se difundió oficialmente.
La promesa es política y no implica cambiar el texto de la ley para explicitar que el porcentaje seguirá en el 50%, como originalmente había reclamado el bloque de La Neuquinidad para apoyarlo en el recinto.
Pero Figueroa se fue de la reunión con los funcionarios de Javier Milei con algo más: el traspaso por 30 años de rutas nacionalesque venía reclamando desde el 2024. Este miércoles, en Mendoza, el gobernador firmó los convenios con Vialidad Nacional para la transferencia de la administración de más de 165 kilómetros que incluyen, además, la conexión con dos pasos internacionales con Chile.
El acuerdo habilita al gobierno de Neuquén a gestionar, mantener y mejorar la Ruta 242 hacia el paso Pino Hachado; la 231 hasta el paso Cardenal Samoré; y la Ruta 40, en un tramo que va desde el empalme de la 237 hasta la 231, en el sur del territorio.
El interés de la gestión provincial es instalar un sistema de peajes para cobrar a los camiones de Chile que utilizan el cruce argentino para evitar el pago en su país.
Además, Figueroa firmó un segundo convenio para avanzar en las negociaciones con las contratistas que destraben la paralización de la obra de la Circunvalación de Villa La Angostura, sobre Ruta 40.
Rolando Figueroa se reunió en Buenos Aires con Santilli y Caputo.
Los firmantes del dictamen
El dictamen de Zona Fríaavanzó en el Senado tras una exposición de la secretaria de Energía de la Nación, María Carmen Tettamanti, quien defendió que la ley «tiene un componente de justicia muy alto».
Aseguró que la ley que en 2021 amplió los beneficios del régimen a gran parte de Buenos Aires, el centro y sur de Córdoba, el sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis «buscó votos para las elecciones, pero no tenía ninguna racionalidad para un esquema de subsidios que tiene que ayudar a personas que lo necesitan».
Ratificó que conservarán el beneficio las regiones vigentes antes de este cambio, es decir, la Patagonia, la Puna y Malargüe, lo que abarca unos 950.000 usuarios. Por la quita del subsidio en el cargo fijo y el transporte, igualmente tendrán aumentos «en promedio de 25.000 pesos por mes», estimó.
En cambio, las zonas que queden afuera pasarán al esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
El punto de conflicto que tenía Neuquén con la ley era el artículo del proyecto que sustituye el 3° de la ley 27.637. La redacción que salió de Diputados indica que los beneficios para las regiones y departamentos alcanzadas por el régimen de Zona Fría «serán determinados por el Poder Ejecutivo nacional, por sí o a través de la autoridad de aplicación de la presente ley, con las modalidades que considere pertinentes».
La que rige hasta ahora establece que tales beneficios «serán equivalentes al 50% de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el Enargas».
El gobierno nacional no accedió a modificar esa redacción como había pedido La Neuquinidad, aunque la senadora Julieta Corroza finalmente aportó su firma este miércoles según consta en el dictamen al que accedió EN/CLAVE.
Se incorporó así a Pablo Cervi, Agustín Monteverde, Juan Cruz Godoy, Silvana Schneider, Bruno Olivera Lucero, Agustín Coto, Ezequiel Atauche, Patricia Bullrich y Enzo Fullone (La Libertad Avanza), Andrea Castaño (PRO) y otros dialoguistas como Flavia Royon (Primero los Salteños), quien lo hizo en disidencia, Carlos «Camau» Espínola (Impulso País), y Carolina Moisés y Guillermo Andrada de Convicción Federal. Flavio Fama firmó en disidencia parcial.
Según pudo sabereste medio, la intención del oficialismo es llegar con el dictamen a una sesión del Senado que podría convocarse el próximo 24 de septiembre. Este jueves, la Cámara Alta se reunirá pero para tratar otros proyectos de interés para el gobierno como la reforma del Banco Central y la ley de Biocombustibles.
La Justicia Federal de Río Grande ordenó suspender el inicio, la continuidad, o hacer ejecutar actos vinculados al proyecto petrolero León Marino (Sea Lion), situado en las Islas Malvinas, y puso el foco también en el financiamiento y el estado actual del emprendimiento.
La decisión fue adoptada por la jueza federal Mariel Borruto, quien hizo lugar a una demanda cautelar contra Rockhopper Exploration y Navitas Petroleum Development and Production Limited. La medida comprende a perforaciones del subsuelo, instalaciones de infraestructura submarina, y trabajos relacionados con la extracción o producción de hidrocarburos.
Rockhopper y Navitas deberán informar el estado del emprendimiento y su estructura de financiamiento.
“Como tutela cautelar, las actoras solicitan que se ordene la suspensión del inicio y/o continuidad de las obras; se impidan determinados actos financieros destinados a posibilitar su ejecución; se comunique la existencia del proceso a autoridades regulatorias y mercados de valores; y se requiera a las demandadas la individualización de las entidades financieras, aseguradoras y demás sujetos vinculados con el financiamiento del emprendimiento”, señaló la resolución judicial.
La acción preventiva de daño ambiental colectivo fue presentada por la Asociación Argentina de Abogados/as Ambientalistas (AAdeAA) y el Centro de Ex Combatientes Islas Malvinas La Plata (CECIM).
También establece que las compañías deberán presentar, dentro de los diez días desde la notificación, una declaración jurada acompañada por documentación que permita conocer el estado actual de ejecución del proyecto Sea Lion.
Las firmas británica e israelí tendrán que presentar información sobre el cronograma de construcción, perforación, instalación y comienzo de la explotación, además de precisar la cantidad, ubicación y situación de los pozos.
También deberán informar qué unidades flotantes y equipos de perforación fueron contratados y quiénes son los principales contratistas y subcontratistas involucrados en el emprendimiento.
Otro de los puntos requeridos por la Justicia está relacionado con la estructura societaria del proyecto y su financiamiento. Deberán identificar a las entidades financieras y fondos que participan, detallar los desembolsos realizados, comprometidos o pendientes, y precisar cuáles son las aseguradoras y reaseguradoras vinculadas.
La documentación solicitada por la Jueza Borruto debe incluir los estudios ambientales, análisis de riesgo, modelizaciones de derrames y planes de contingencia elaborados en relación con el proyecto.
Las empresas deberán informar cuáles son las obras e instalaciones terrestres y portuarias ejecutadas o proyectadas para brindar apoyo al emprendimiento, así como cualquier ampliación o incorporación de pozos prevista.
“Las actoras solicitan también que se prohíba a las demandadas celebrar nuevos contratos de financiación, recibir desembolsos, efectuar pagos y transferencias, realizar aportes de capital, préstamos entre sociedades vinculadas, constituir garantías, afectar activos y realizar otros actos financieros destinados al proyecto”, señaló la jueza.
La magistrada señaló que la decisión “reviste naturaleza cautelar y, por consiguiente, no importa pronunciamiento definitivo sobre la responsabilidad de las demandadas ni sobre la totalidad de las cuestiones que integran el objeto de la acción principal”.
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos bonaerense, a través de la Subsecretaría de Energía, concretó la recepción de siete ofertas que empresas y consorcios presentaron en la licitación para la ampliación de la Estación Transformadora de Villa Lía, perteneciente al partido de San Antonio de Areco.
La obra consiste en la ampliación de la Estación Transformadora operada por TRANSBA S.A., mediante la incorporación de un sistema de doble juego de barras de alta tensión, cuatro nuevos campos de línea para vincular Villa Lía con las Estaciones Transformadoras de Campana, San Antonio de Areco, Arrecifes y Baradero. Además, incluye un campo de acoplamiento de barras, la vinculación del autotransformador existente con la nueva instalación, y un edificio de comando, protección y comunicaciones.
También se construirá una nueva línea de Alta Tensión de 132 kV de aproximadamente 8,2 km entre la Estación Transformadora Villa Lía y el punto de conexión con la línea existente Campana – San Antonio de Areco Sur, en el partido de San Antonio de Areco.
Los oferentes fueron TEL 3 S.A.; Argencobra S.A.; Eleprint S.A.- Martinez y De la Fuente S.A.; Pose S.A.-Bauza Ingeniería SRL; Proobra S.A.; Sie-Kioshi UT; y JCR S.A.
La obra demandará una inversión calculada en $ 19.825.000.000 y se realizará en un 74 % con un préstamo internacional del Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe, y el 26 % restante corresponde a presupuesto del Tesoro provincial, se indicó.
Esta obra fortalecerá la vinculación del sistema eléctrico en alta tensión impactando en la región y mejorando notablemente la calidad del servicio eléctrico en las localidades de Villa Lía, Campana, San Antonio de Areco, Arrecifes y Baradero.
Del acto de licitación participaron el Intendente de San Antonio de Areco, Francisco Ratto; la directora Provincial de Gestión de Programas y Proyectos Sectoriales, Dagni Cameron Laurlund; la directora, Guadalupe García Blanco; Luis González por la Dirección Provincial de Energía, y representantes de las empresas ofertantes.
Además de esta obra, la Dirección Provincial en Energía está evaluando las ofertas de otras licitaciones en curso de obras eléctricas en otros cinco municipios: Adolfo Alsina, Coronel Pringles, Mar Chiquita, San Pedro y Villa Gesell, se indicó.
Susana González Antico, socia fundadora y vicepresidenta de Turbine Heat & Power S.A.
El crecimiento de la demanda eléctrica, el mayor costo de la energía, la necesidad de reducir emisiones y el desarrollo de activos industriales cada vez más alejados de la infraestructura convencional están modificando la forma de diseñar proyectos tanto en oil & gas como en las industrias electrointensivas.
En ese contexto, la generación distribuida ofrece ventajas muy importantes porque permite acercar la generación al punto de consumo, reducir vulnerabilidades frente a la red eléctrica y construir arquitecturas energéticas escalables, adaptadas a la evolución de la demanda.
“Durante años el desafío consistía en conseguir energía. Hoy consiste en gestionarla de la manera más eficiente, confiable y económicamente sustentable posible”, sostuvo en diálogo con EconoJournal, Susana González Antico, socia fundadora y vicepresidenta de Turbine Heat & Power S.A. (THP) -representante de Capstone Energy+, channel partner de Baker Hughes (para las turbinas NovaLT12 y NovaLT16) y de FlexSteel en Argentina y Uruguay.
En la actualidad la disponibilidad, la eficiencia y el costo total del ciclo de vida desplazaron al precio de adquisición como principal criterio de inversión en infraestructura energética industrial. “Estamos frente a un cambio estructural, ya que las compañías necesitan producir con mayor disponibilidad, menor intensidad energética, menores emisiones y un costo total de operación cada vez más competitivo», explicó González Antico.
En Argentina, además, el desarrollo de Vaca Muerta está consolidando una oferta creciente de gas natural competitivo, que convierte a la autogeneración y la cogeneración en alternativas cada vez más atractivas, al mismo tiempo que la evolución tarifaria obliga a analizar con mayor profundidad el costo de abastecimiento energético en el largo plazo.
“La energía deja de ser un servicio auxiliar y pasa a formar parte de la estrategia del negocio. La confiabilidad del suministro, la resiliencia frente a interrupciones de red, la eficiencia energética y la gestión del ciclo de vida de los activos impactan directamente sobre la rentabilidad de las operaciones. La decisión ya no pasa únicamente por cuánto cuesta un megavatio-hora, sino cuánto cuesta perder un megavatio-hora cuando un proceso crítico se detiene«, agregó.
THP desarrolla soluciones de generación eléctrica para infraestructura crítica
Las microturbinas Capstone Energy´+ integran sistemas de generación primaria con el propio gas disponible en un yacimiento.
En el actual contexto de la industria del O&G, THP busca integrar tecnologías que resuelvan esa nueva realidad con el desarrollo de soluciones de generación eléctrica para infraestructura crítica como instalaciones de superficie y plantas de compresión ubicadas en zonas sin acceso confiable a la red.
“A partir de las microturbinas Capstone Energy+, comenzamos a integrar sistemas de generación primaria capaces de abastecer los servicios eléctricos esenciales de una planta compresora con el propio gas disponible en el yacimiento”, explicó la cofundadora de la empresa.
En ese tipo de aplicaciones, las microturbinas no cumplen una función de respaldo, son la fuente principal de energía de la operación. Su arquitectura modular permite ajustar la generación a la demanda real, incorporar redundancia sin duplicar la capacidad instalada y mantener el suministro aun cuando un módulo está fuera de servicio.
“Con el tiempo incorporamos nuevas tecnologías para resolver otros componentes críticos de la infraestructura de nuestros clientes”, sostuvo. En ese sentido, THP trabaja hoy sobre tres ejes.
La generación distribuida y la cogeneración mediante microturbinas Capstone Energy+;
Las turbinas industriales Baker Hughes NovaLT para aplicaciones de mayor potencia; y
Los sistemas FlexSteel para transporte de hidrocarburos y fluidos industriales.
“Nuestra propuesta de valor, sin embargo, no consiste en representar marcas internacionales, sino en integrar ingeniería, logística internacional, puesta en marcha, mantenimiento especializado, monitoreo remoto y gestión del ciclo de vida de activos dentro de una única solución”, explicó González Antico.
La generación distribuida cobró un rol clave en la industria porque la energía pasó a evaluarse desde una perspectiva estratégica. “Las empresas ya no analizan únicamente el costo por megavatio-hora sino que analizan el costo de perder producción, el impacto de una indisponibilidad, las emisiones, la continuidad operativa y el costo total del ciclo de vida”, destacó luego.
Las microturbinas Capstone se diferencian desde su propia arquitectura. Su diseño cuenta con un único conjunto rotativo y cojinetes de aire, por lo que no requieren lubricantes, refrigerantes líquidos ni los sistemas auxiliares asociados, como bombas, radiadores o circuitos de aceite. Esto se traduce en una menor complejidad mecánica, menos componentes sujetos a desgaste y una operación con menores necesidades de mantenimiento.
Además, su diseño modular permite adaptar la capacidad del sistema según las necesidades de cada operación y escalarla a medida que la demanda crece. La incorporación de redundancia en caliente (hot standby/N+1) también aporta mayor continuidad operativa: si un módulo queda fuera de servicio o requiere mantenimiento, los demás pueden seguir funcionando, minimizando el impacto sobre la operación. A esto se suma la posibilidad de utilizar distintos combustibles gaseosos y aprovechar el calor generado mediante sistemas de cogeneración o trigeneración, manteniendo emisiones muy bajas.
Una línea con máxima disponibilidad y mínimo costo de propiedad(TCO)
La turbina Baker Hughes NovaLT redefine la eficiencia energética industrial
La incorporación de la línea NovaLT de Baker Hughes le suma a THP un escalón superior de potencia para el segmento industrial. “La familia NovaLT fue desarrollada por Baker Hughes con un concepto muy claro: máxima disponibilidad y mínimo costo total de propiedad (TCO), una filosofía que atraviesa todo el diseño de la plataforma”, destacó la vicepresidenta de la compañía.
En eficiencia, estas turbinas incorporan álabes de guía de tobera variable (Variable Nozzle Guide Vanes), optimizando el rendimiento a carga parcial. En materia ambiental, sus sistemas Dry Low Emissions aseguran emisiones de NOx inferiores a 15 ppm y permiten operar con hidrógeno. Además, alcanzan eficiencias térmicas de hasta 84% en esquemas de cogeneración. Para aplicaciones industriales, su flexibilidad operativa permite utilizarlas tanto como fuente de base de carga como para complementar la generación existente, gracias a la posibilidad de encenderlas y apagarlas según las necesidades de la operación.
El diferencial clave reside en la reducción de paradas no programadas y en una estrategia orientada a maximizar la disponibilidad y minimizar el TCO. El diferencial clave reside en la reducción de paradas no programadas. Los intervalos de mantenimiento se extienden a 35.000 horas para el Hot Gas Path y a 70.000 horas para revisiones mayores, eliminando las inspecciones boroscópicas intermedias. “Para industrias de proceso continuo, donde cada hora de parada representa pérdidas económicas significativas, esa filosofía resulta tan importante como la potencia instalada”, concluye.
Transporte de fluidos: el tercer eje de THP
El transporte de fluidos representa otro pilar crítico de la infraestructura, sobre todo en desarrollos no convencionales que exigen plazos mínimos. FlexSteel aporta una solución que modifica el diseño tradicional mediante tuberías flexibles reforzadas con acero bajo normas API 15S y 17J.
FlexSteel propone una alternativa al diseño tradicional de ductos mediante tuberías flexibles reforzadas con acero, calificadas bajo las normas API 15S y API 17J. Su formato continuo, suministrado en carretes de gran longitud, permite reducir significativamente la cantidad de soldaduras y uniones realizadas en campo. Esto cobra especial valor en proyectos que requieren rapidez de ejecución, como las Early Production Facilities, líneas de flujo, sistemas de recolección y redes de inyección, donde reducir los trabajos de soldadura también implica menos equipos, menor exposición del personal y menores tiempos de construcción.
Por su parte, su revestimiento interno actúa como barrera entre el fluido y la estructura de acero, ofreciendo una alta resistencia frente a CO₂, H₂S, agua salina y otros agentes corrosivos. De esta manera, se reduce la corrosión interna y las necesidades de mantenimiento asociadas a la integridad de las líneas. Asimismo, la disposición helicoidal de los flejes de acero de alta resistencia, que permite distribuir las cargas de presión y los esfuerzos mecánicos de manera uniforme, otorgando al sistema una elevada resistencia frente a los ciclos de presión y contribuyendo a una vida útil prolongada.
Las exportaciones mineras argentinas alcanzaron US$ 4.742 millones durante el primer semestre de 2026, el mayor valor registrado para un período enero-junio desde que existen estadísticas comparables para el sector. El resultado representa un crecimiento de casi 75% interanual, frente a los US$ 2.712 millones exportados en la primera mitad de 2025, y una expansión del 156% respecto de 2024, cuando las ventas externas habían alcanzado US$ 1.852 millones.
La magnitud del salto también puede observarse en perspectiva histórica. En el primer semestre de 2011, durante el anterior ciclo alcista de los precios de los metales, las exportaciones mineras habían rondado los US$ 2.260 millones. El registro de 2026 más que duplica ese nivel. En tanto, respecto de las estadísticas de hace dos décadas, las ventas externas se multiplicaron por más de ocho.
La evolución también muestra un cambio respecto de la década pasada. Entre 2012 y 2021, las exportaciones mineras del primer semestre se mantuvieron en una franja relativamente estable, entre los US$ 1.184 millones de 2020 -afectado por la pandemia- y valores cercanos a los US$ 2.000 millones. Ese nivel comenzó a ser superado en 2025 y la tendencia se profundizó durante este año.
Exportaciones de oro y plata
El oro continúa siendo el principal producto minero exportado por la Argentina y representó alrededor del 61% del total durante el primer semestre de 2026. Su valor exportado se ubicó por encima del promedio de los años anteriores.
La plata también mantuvo una participación relevante y se ubicó entre los principales minerales exportados. Sin embargo, las perspectivas productivas para ambos metales durante 2026 contemplan menores niveles de producción y un incremento de costos. En ese contexto, el crecimiento del valor exportado de oro y plata estuvo asociado principalmente a los elevados precios internacionales de estos commodities.
El litio gana participación
El principal cambio en la composición de las exportaciones mineras se observa en el litio, que durante el primer semestre se consolidó como el segundo mineral más relevante para las ventas externas del sector.
El litio supera a la plata en participación desde 2023 y en la actualidad explica cerca de una cuarta parte de las exportaciones mineras. Su peso en la canasta exportadora creció de manera significativa durante la última década: representaba menos del 5% del total hace diez años y menos del 3% hace dos décadas.
El crecimiento está vinculado con la puesta en marcha y ampliación de operaciones productivas en el país. Según relevamientos de la Secretaría de Minería, las cantidades exportadas del complejo litio aumentaron más de 68% interanual durante el primer semestre de 2026.
La inversión extranjera también alcanzó un máximo
El récord exportador coincidió con un máximo histórico en el stock de Inversión Extranjera Directa (IED) de la minería argentina. De acuerdo con los datos del Banco Central de la República Argentina (BCRA), el stock de IED del sector alcanzó los US$ 24.849 millones en marzo de 2026, frente a los US$ 22.049 millones registrados en el trimestre anterior.
El stock de IED refleja el valor acumulado de las inversiones que empresas del exterior mantienen en el sector en un momento determinado. Incluye los aportes de capital de las casas matrices, las utilidades reinvertidas y el financiamiento otorgado por grupos empresariales a sus filiales locales.
La evolución de los últimos años muestra una aceleración. En marzo de 2024, el stock era de US$ 12.402 millones, por lo que se duplicó en dos años. En septiembre de 2019 alcanzaba US$ 8.361 millones, mientras que a comienzos de 2017, primer dato disponible de la serie desagregada, se ubicaba en torno a los US$ 6.000 millones.
Explotación de minas y canteras concentra el crecimiento
Por actividad, el mayor incremento se registró en el segmento de explotación de minas y canteras. El stock de IED de esa actividad pasó de poco más de US$ 1.000 millones en 2017 a superar los US$ 13.000 millones en el último dato disponible, convirtiéndose en el principal componente del stock de inversión extranjera del sector. La extracción de minerales metalíferos y los servicios de apoyo a la minería también registraron incrementos significativos durante los últimos años.
Un récord de inversión en el primer trimestre
Los flujos de inversión también muestran una aceleración reciente. Durante el primer trimestre de 2026 ingresaron US$ 2.799 millones netos de IED en minería, de acuerdo con el BCRA. Se trata del mayor registro trimestral de la serie y supera en 36% al máximo anterior, de US$ 2.055 millones, correspondiente al segundo trimestre de 2024.
La evolución contrasta con el período 2017-2021, cuando los flujos trimestrales de IED minera rara vez superaban los US$ 500 millones y en algunos períodos fueron negativos.
A partir de 2023 comenzó a observarse una mayor magnitud de los ingresos, mientras que desde 2024 la mayoría de los trimestres registró montos superiores a los US$ 1.000 millones, aunque con algunos períodos negativos.
El sostenimiento de estos flujos durante los últimos dos años se reflejó en la evolución del stock de IED y coincide con la expansión de las exportaciones mineras.
Inversión y exportaciones, dos etapas de un mismo proceso
La coincidencia entre el máximo exportador y el récord de ingreso de capitales refleja dos etapas diferentes de la actividad minera. Se trata de un sector caracterizado por ciclos de inversión largos, en los que pueden transcurrir varios años entre la decisión de desarrollar un proyecto y el inicio de las exportaciones. En ese marco, el récord exportador del primer semestre de 2026 está vinculado con inversiones realizadas durante períodos anteriores, mientras que los nuevos flujos de capital apuntan a ampliar la capacidad productiva futura.
El proceso tiene especial relevancia para los proyectos vinculados con litio y cobre, minerales que concentran parte de las nuevas iniciativas de inversión minera en el país.
En términos del comercio exterior, durante la primera mitad de 2026 la minería representó casi el 10% de las exportaciones argentinas, en línea con estimaciones de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR), y alcanzó también un máximo histórico en su participación sobre las ventas externas del país.
La incorporación de tecnología le permitió a Vestas reducir hasta un 50% el tiempo de inspección de los aerogeneradores.
Las nuevas tecnologías aplicadas a optimizar la operación y mantenimiento de los parques eólicos tienen un rol cada vez más protagónico. En los últimos años, la compañía danesa Vestas, especializada en soluciones en energía renovable, incorporó el uso de inteligencia artificial, análisis de datos, drones y robots de manera integrada en el mantenimiento de los parques eólicos, una tecnología que le permitió reducir hasta un 50% el tiempo de inspección de los aerogeneradores.
El objetivo de Vestas con la innovación tecnológica es ganar agilidad en la gestión de la operación y mantenimiento para permitirle a las compañías de generación renovable tener disponible a las turbinas eólicas durante más tiempo y alcanzar mayores niveles de producción de energía.
La compañía danesa está en la Argentina hace más de 30 años. En la actualidad cuenta con 2.800 MW bajo operación y mantenimiento. Pero en lo que queda de 2026 superará los 3.000 MW, según adelantaron desde Vestas a EconoJournal. En total, realiza la operación y mantenimiento en 740 aerogeneradores de 40 parques eólicos. A nivel mundial, mantiene la mayor flota de aerogeneradores del mundo con 165 GW y más de 56.000 turbinas bajo servicio en 71 países mediante operaciones onshore y offshore.
A fin de año Vestas traerá al país un nuevo equipo de drones que aplicarán una película de poliuretano en las palas para extender su vida útil.
Drones y robots
Vestas ya dispone de un servicio que incluye drones y robots. Estos equipos toman cientos de imágenes que se analizan y, mediante el uso de inteligencia artificial, la compañía obtiene una visión más rápida y consistente del estado de las palas de los aerogeneradores. Este servicio permitió una significativa reducción del trabajo en altura del equipo técnico.
Los drones capturan imágenes detalladas desde distintos ángulos de la superficie exterior de las palas. Además, Vestas toma imágenes del interior mediante los “crawler drones”, como se conoce a los robotstipo oruga que recorren y sacan fotos del interior de las palas de los aerogeneradores. Una de las ventajas que tienen los robots es que llegan a un extremo interior de la pala que una persona no puede llegar y la inspección la realizan a una gran velocidad.
Estos equipos le permitieron a Vestas registrar entre dos y tres turbinas por día, reduciendo a la mitad los tiempos de inspección. En la actualidad, la compañía solo demora en inspeccionar un parque eólico entre dos o tres semanas, dependiendo la cantidad de aerogeneradores que tenga.
En diálogo con EconoJournal, el director de Service de Vestas Argentina, Alejandro Carlos Francisco explicó que “los drones y los robots hacen un escaneo con fotografías de toda la estructura interior y exterior de la pala para detectar potenciales fallas antes de que se manifiesten. Nos anticiparnos para hacer reparaciones preventivas. Antes lo hacíamos manualmente. Ahora incorporamos la inteligencia artificial y los drones se pilotean solos”.
Uno de los aspectos que pueden identificarse mediante las inspecciones es la erosión severa del borde de ataque de las palas, el frente de la estructura que choca permanentemente contra el viento. Este tipo de deterioro puede reducir hasta un 5% la producción de energía de un aerogenerador, según los cálculos que realizó la propia compañía danesa.
En el análisis posterior Vestas también utiliza inteligencia artificial para determinar si se necesita una intervención. Luego, los 200 profesionales revisan y validan los hallazgos para identificar daños, evalúan su evolución y definen la prioridad de las intervenciones. Vestas también se apoya en otros 200 profesionales de empresas contratistas.
Poliuretano
Desde Vestas adelantaron a EconoJournal que a fin de año la compañía traerá al país un nuevo equipo de drones que van a pulverizarlaspalas de los aerogeneradores con una película depoliuretano para protegerlas de los efectos climáticos. Se trata de un polímero líquido que al secarse forma una placa protectora. Los dones tienen un sistema de pulverizado diseñado para aplicarse sin que el viento sea un impedimento.
Francisco señaló que “el nuevo servicio que vamos a incorporar es una placa de poliuretano que se aplica en altura mediante drones y sirve para prolongar la vida útil de las palas. Es un cubrimiento adicional contra efectos externos como el clima”.
La innovación tecnológica le permitió a Vestas reducir un 30% los plazos de reparación.
Grúas, plataformas y sistema de anticipo de fallas
Vestas también cuenta con un sistema de monitoreo sobre vibraciones que genera de forma automática una orden de trabajo que le indica al técnico del parque que revise algún aspecto específico de un aerogenerador. Esta inspección busca encontrar un punto potencial de falla antes de que se manifieste.
Además, la compañía tiene desplegadas dos grúas de manera permanente que van rotando en los distintos parques eólicos, una las regiones del centro y sur del país y la otra en el centro y norte, que le permite realizar reparaciones con mayor agilidad.
Vestas también sumará antes de fin de año una plataforma para que los operarios trabajen a 150 metros de altura y evitar, de este modo, tener que bajar las palas al piso para los arreglos. Estos servicios explican una reducción de un 30% de los plazos de reparación que alcanzó la compañía danesa, según detalló Francisco.
Pluspetrol oficializó su ingreso a los bloques La Escalonada y Rincón La Ceniza, dos áreas estratégicas de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta, tras cerrar un acuerdo con YPF que fue comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV) el lunes.
La operación consistió en un intercambio de activos: Pluspetrol transfirió a YPF el 50% de sus participaciones en Aguada Villanueva, Meseta Buena Esperanza y Las Tacanas, lo que permitió que la petrolera estatal asumiera el control total de estos tres campos.
En contraprestación, Pluspetrol recibió de Vaca Muerta Inversiones (VMI), empresa controlada por YPF, un 20% de participación en los bloques La Escalonada y Rincón La Ceniza, cuyos operadores principales son Shell Argentina. Con esta composición, la propiedad de ambos bloques quedó distribuida entre Shell (45%), VMI (25%), Pluspetrol (20%) y Gas y Petróleo del Neuquén (10%).
En agosto de 2025, YPF adquirió VMI a Total Austral, filial local de la francesa TotalEnergies, por 500 millones de dólares, operación que incluyó el 45% de participación en estos dos bloques de hidrocarburos, donde TotalEnergies era socio operador.
Los bloques tienen características distintas dentro del desarrollo de Vaca Muerta: La Escalonada, con 239 kilómetros cuadrados, es un productor de crudo, mientras que Rincón La Ceniza destaca por su potencial gasífero al ubicarse en la ventana de gas húmedo de la formación. Al momento de la compra, YPF destacó el potencial de Rincón La Ceniza para el proyecto Argentina LNG.
El acuerdo entre ambas compañías comenzó a gestarse en enero de 2026. El 22 de ese mes anunciaron un intercambio inicial, por el cual Pluspetrol transferiría su 50% en las tres áreas mencionadas a cambio de un 44,44% en VMI. Sin embargo, en abril modificaron la estructura y Pluspetrol optó por adquirir directamente un 20% en los bloques La Escalonada y Rincón La Ceniza, manteniendo la transferencia de las tres áreas a YPF, cerrando la operación una vez cumplidas las condiciones pactadas.
Además, en abril Pluspetrol solicitó ingresar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para un proyecto valuado en 12.000 millones de dólares en Vaca Muerta. Esta iniciativa, en conjunto con Gas y Petróleo (GyP), apunta al desarrollo del bloque Bajo del Choique-La Invernada, adquirido a ExxonMobil a fines de 2024.
El proyecto busca alcanzar una producción de 100.000 barriles diarios mediante la construcción de cuatro plantas de procesamiento, ductos y la perforación de más de 600 pozos durante 25 años. La inversión se dividirá en dos etapas: la primera enfocada en la zona sur con la construcción de dos plantas y la infraestructura para 50.000 barriles diarios y 6 millones de metros cúbicos de gas; la segunda en la zona norte, con objetivos similares para llegar al pico de producción proyectado.
YPF se encuentra en la recta final para concretar nuevos contratos de venta de gas natural licuado (GNL), informó su director ejecutivo, Horacio Marín, durante la conferencia Gastech en Bangkok. Estos acuerdos son fundamentales para avanzar con la inversión definitiva en su proyecto de exportación, prevista para noviembre.
Marín detalló que la compañía está próxima a firmar entre dos y tres contratos que totalizarán una capacidad de entre 0,5 y 1,5 millones de toneladas anuales de GNL. “El objetivo es asegurar estos contratos antes de tomar la decisión final de inversión en el proyecto en noviembre”, afirmó el CEO.
Hoy en #Gastech2026 compartí un panel sobre Argentina LNG junto a nuestros socios estratégicos de @XRG_official y @eni.
Nuestro país tiene un recurso extraordinario en Vaca Muerta. En @YPFoficial tenemos el conocimiento para desarrollarlo y, para convertirlo en una oportunidad… pic.twitter.com/q0k81AW7yV
El proyecto, denominado Argentina LNG, es una empresa conjunta en la que participan YPF, la italiana Eni SpA y la aborigen XRG, con participaciones accionarias casi iguales. La planta de GNL, que se instalará en alta mar frente a la costa atlántica argentina, tendrá una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales, posicionándose como una de las mayores instalaciones flotantes del mundo.
Respecto a la financiación, Marín reconoció que aunque la decisión de inversión está prevista para noviembre, puede que no se logre cerrar a tiempo el acuerdo de financiamiento para una parte significativa de los 24.000 millones de dólares necesarios, una cifra sin precedentes para un solo proyecto en Argentina. Sobre esto señaló: “No. Pero habrá cartas de intención que indiquen que finalizarán el proceso”.
Este avance en los contratos de venta ocurre en un contexto global de alta volatilidad en el mercado de GNL, tras interrupciones en el Golfo Pérsico y el Estrecho de Ormuz que afectaron cerca de una quinta parte del suministro mundial. Como consecuencia, compradores en Asia y otras regiones buscan diversificar sus fuentes, alejándose de Oriente Medio para mitigar riesgos futuros.
El ministerio de Relaciones Exteriores argentino manifestó este martes su “más enérgico rechazo” a la reciente publicación de la guía británica “Haciendo negocios con las Islas Malvinas”, mediante la cual “el Reino Unido pretende promover actividades comerciales e hidrocarburíferas ilegítimas en el archipiélago
“La República Argentina reafirma categóricamente que los citados archipiélagos y espacios marítimos e insulares correspondientes son parte integrante de su territorio nacional y se encuentran ilegítimamente ocupados por el Reino Unido“, planteó la cartera que dirige Pablo Quirno a través de un comunicado.
El Gobierno, además, remarcó que ya envió cerca de 180 advertencias a personas y empresas de 30 países, mantiene 60 procedimientos administrativos abiertos y presentó tres denuncias penales que alcanzan a diez compañías y sus directivos.
La respuesta de la Cancillería argentina se conoció luego de que el Gobierno del Reino Unido publicara este martes una guía oficial para empresas y particulares vinculados con las Islas Malvinas, en la que respaldó las actividades económicas que se desarrollan en el archipiélago y rechazó el aumento de sanciones impulsadas por la administración de Javier Milei.
Bajo el título “Hacer negocios con las Islas Malvinas”, el Reino Unido sostuvo que apoya toda actividad económica que considera legítima y destacó el derecho de los habitantes del archipiélago a regular su economía y desarrollar sus recursos naturales, incluidos los hidrocarburos.
El Reino Unido también ofreció asistencia directa a las compañías que enfrenten presiones por sus negocios en Malvinas. La guía recomienda obtener asesoramiento jurídico independiente ante eventuales acciones de Argentina y destacó que está dispuesto a intervenir ante terceros países cuando una empresa, filial o proveedor sea presionado por actividades consideradas legítimas en el archipiélago.
Con polémica entre legisladores de Fuerza Patria y La Libertad Avanza, el Senado bonaerense aprobó el proyecto de ley impulsado por el titular del bloque peronista, Sergio Berni, para garantizar que el Gobierno bonaerense tenga voz durante el proceso de privatización de la empresa Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), la firma que se encarga de operar las centrales nucleares del país.
“En este momento hay varias empresas que están intentando ser privatizadas. Una de ellas es Nucleoeléctrica Argentina, que tiene que ver con el desarrollo de la tecnología nuclear para fines pacíficos, como la creación de radioisótopos para el uso de medicina y en la lucha contra el cáncer. En 2025 generó más de US$ 700 millones de superávit”, dijo Berni, autor de la iniciativa.
El legislador kirchnerista hace meses viene sosteniendo que la Provincia no puede quedar al margen de una decisión que involucra activos estratégicos ubicados en territorio provincial y que forman parte de una actividad central para el desarrollo energético, científico y tecnológico del país. Ahora el proyecto será tratado en Diputados.
“Este Gobierno está desmantelando nuestra infraestructura crítica, nuestro sistema táctico. Ya lo hemos vivido con la triste privatización de nuestra vía troncal de navegación, la mal llamada ‘hidrovía’. Ahora viene el turno de la entrega de nuestro patrimonio nuclear”, afirmó.
En respuesta, el senador de La Libertad Avanza, Matías de Urraza aclaró que la intención del Gobierno nacional es “privatizar una porción de la empresa, no el paquete mayoritario”, y precisó que esa estrategia profundizará el crecimiento de las exportaciones en el sector energético que, según el libertario, pasó a ser uno de los primeros sectores exportador del país.
Qué es Nucleoeléctrica Argentina S.A
La empresa Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA) es la encargada de operar las tres centrales nucleares que tiene el país: Atucha I, Atucha II y Embalse. Entre todas suman una potencia instalada de 1763 MW y aportan el 7% de la energía eléctrica del país. Los accionistas de la compañía son el Ministerio de Economía (79%), la Comisión Nacional de Energía Atómica (20%) y Energía Argentina (Enarsa).
En 2024, la empresa que controla las centrales nucleares del país alcanzó un récord de generación con más de 10,4 millones de MWh netos y un factor de carga del 73,3%. De acuerdo a estimaciones preliminares de analistas del sector, podría tener una valuación total de entre US$560 millones y US$1000 millones.
A finales de septiembre, cuando el Gobierno autorizó el proceso, señaló que con este esquema el objetivo es “nivelar las reglas de juego respecto a la actividad de generación proveniente de otras fuentes”. En tanto, destacó que transferir la actividad de la empresa al sector privado resulta una “conveniencia”.
Al anunciar el proceso de privatización, el Gobierno informó que durante 2023 la empresa recibió transferencias de capital no reintegrables por parte del Estado por un valor de $700 millones (aproximadamente 2 millones de dólares a noviembre de ese año).
La compañía estará enfocada en las distintas etapas vinculadas con la ingeniería, gestión de compras y construcción de parques solares y sistemas de almacenamiento de energía en baterías
El Grupo 360Energy anunció la creación de 360EPC Solar S.A., una nueva unidad de negocios dedicada a brindar servicios de EPC (Engineering, Procurement and Construction) para proyectos de generación solar y almacenamiento de energía de terceros.
La compañía estará enfocada en las distintas etapas vinculadas con la ingeniería, gestión de compras y construcción de parques solares y sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS, por sus siglas en inglés), tanto en la Argentina como en otros mercados de la región.
La nueva empresa se apoya en los más de 15 años de experiencia de 360Energy en el desarrollo y ejecución de proyectos de generación solar. Durante ese período, la compañía construyó 20 parques y proyectos solares, con más de 500 MW de capacidad y el despliegue de más de 1,2 millones de paneles solares en ocho provincias argentinas y en Brasil.
“360Energy cuenta con una vasta experiencia en el desarrollo, diseño y ejecución de proyectos de generación solar. A lo largo de estos años hemos consolidado un equipo de trabajo sólido que nos ha permitido realizar en forma exitosa la construcción de proyectos en Argentina y en Brasil, convirtiéndonos en referentes de la industria”, señaló Francisco Recaré, quien asumió como gerente general de 360EPC Solar.
De la construcción propia a los servicios para terceros
La experiencia de 360Energy en construcción se desarrolló a partir de las condiciones que presentaba el mercado argentino durante los primeros años de expansión de la energía solar. Según explicó la empresa, ante la falta de compañías de EPC especializadas en el sector, el grupo conformó su propio equipo de construcción.
Ese proceso le permitió desarrollar capacidades en las distintas fases de un proyecto energético, desde el desarrollo y la ingeniería hasta la planificación, construcción, puesta en marcha y posterior operación y mantenimiento.
Con la creación de 360EPC Solar, ese conocimiento será ofrecido como servicio a otros desarrolladores e inversores que requieran la ejecución de infraestructura solar y de almacenamiento.
En ese sentido, Recaré señaló que la nueva compañía buscará atender oportunidades vinculadas con el autoabastecimiento industrial, parques solares de pequeña y mediana escala y proyectos BESS.
“La región, y en particular la Argentina, presenta importantes oportunidades en el sector de las energías renovables y sistemas de almacenamiento. En este escenario, la creación de 360EPC Solar nos permite escindir una unidad de negocios de Ingeniería y Construcción que acompañe a quienes requieran soluciones competitivas e innovadoras de generación solar y almacenamiento”, afirmó el ejecutivo.
Los primeros proyectos
Entre los primeros proyectos que serán construidos por 360EPC Solar se encuentran los parques solares Realicó y Arrecifes, adjudicados a 360Energy en el marco del programa RenMDI. A estos se suman los proyectos de almacenamiento BESS Nonogasta y BESS Realicó, correspondientes al programa AlmaSADI.
De acuerdo con la información difundida por la compañía, los cuatro proyectos contarán con financiamiento de bancos multilaterales de desarrollo, en una operación liderada por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) que se encontraba próxima a cerrarse al momento del anuncio.
Estos contratos constituirán los primeros trabajos de la nueva unidad y le permitirán comenzar a desarrollar su actividad como proveedor de servicios EPC para proyectos solares y de almacenamiento en el mercado argentino y regional.
Dos unidades dentro del Grupo 360Energy
Con la creación de 360EPC Solar, 360Energy Solar S.A. continuará concentrada en su actividad principal: el desarrollo, generación y almacenamiento de energía, mediante soluciones de mediana y gran escala, además de las tareas de operación y mantenimiento.
En cambio, la nueva compañía tendrá como foco la prestación de servicios de ingeniería, compras y construcción tanto para proyectos propios del grupo como para terceros.
La decisión del presidente Javier Milei de fallar a favor de Mendoza en el conflicto por las regalías de la hidroeléctrica Los Nihuiles generó un cruce público en X entre el mandatario de esa provincia, Alfredo Cornejo, y su par de La Pampa, Sergio Ziliotto, quien lo consideró injusto por considerar que ambas jurisdicciones comparten el río Atuel.
Cornejo sostuvo que si bien el curso de agua atraviesa las dos provincias, la represa está en Mendoza. “Gobernador, mezclar la interjurisdiccionalidad del río Atuel con el origen de las regalías hidroeléctricas es confundir dos cuestiones distintas”, señaló Cornejo.
El mandatario cuyano siguió: “El río es interjurisdiccional. La fuente hidroeléctrica que genera la energía de Los Nihuiles está íntegramente en Mendoza. Por eso la legislación, la jurisprudencia y los dictámenes de la Procuración del Tesoro sostienen que las regalías corresponden a la provincia de Mendoza donde está ubicada la fuente hidroeléctrica”.
También sostuvo: “Para generar energía no basta con el agua, necesita pendiente e infraestructura. Y todo eso está en nuestra provincia”.
Cornejo se quejó por la decisión de la provincia vecina de judicializar el tema: “Mientras La Pampa se dedica a judicializar cada decisión, Mendoza planifica, ejecuta e invierte en obras para aprovechar mejor sus recursos hídricos y mejorar la infraestructura que los sostiene”.
Gobernador, más allá de opiniones subjetivas, nuestro reclamo es simple y objetivo: que se cumplan las leyes, los acuerdos y los fallos de la Corte Suprema de Justicia.
Que Mendoza honre su compromiso y cumpla el acuerdo que firmó en 1992, junto a Nación y La Pampa -homologado… https://t.co/ub5O5Fek7R
“Es muy fácil hacer política con un río y convertirlo en slogan de gestión. Lo difícil es invertir, hacer obras y construir acuerdos. Mendoza eligió ese camino y está haciendo su parte. Sería bueno que La Pampa también mostrara qué inversiones realizó para mejorar el aprovechamiento de los recursos que dice defender”, remató Cornejo.
Por su parte, Ziliotto pidió que se respeten acuerdos y fallos ya firmados: “Más allá de opiniones subjetivas, nuestro reclamo es simple y objetivo: que se cumplan las leyes, los acuerdos y los fallos de la Corte Suprema de Justicia”.
“Que Mendoza honre su compromiso y cumpla el acuerdo que firmó en 1992, junto a Nación y La Pampa -homologado por la CSJN- por el que nos reconocen a los pampeanos nuestro derecho a cobrar regalías por Los Nihuiles”, enfatizó Ziliotto.
Ziliotto le recriminó a Cornejo que, “aunque para usted sea mezclar temas, cumplan con el fallo de 2020 de la propia Corte Suprema, por el que ordena garantizar el ingreso de agua del Río Atuel en forma permanente a nuestra provincia”.
El mandatario provincial pampeano aseguró que “hace 6 años lo incumplen, a pesar de que como usted bien lo dice, el Río Atuel es interprovincial y sus aguas, abundantes o escasas, también nos pertenecen”.
“Resulta inviable invertir para potenciar ese recurso ya que Mendoza mantiene cortado el Río Atuel hace casi 80 años”, dijo Ziliotto y agregó: “Solo pedimos, que se cumplan las leyes y se respeten nuestros derechos”.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó en la feria internacional Gastech 2026 que el proyecto Argentina LNG alcanzará la Decisión Final de Inversión (FID) antes de fin de año, con inicio de obras programado para febrero de 2027.
En el panel “Argentina LNG: Building the Next Global Energy Supply Hub”, Marín compartió escenario con ejecutivos de Eni y XRG, socios estratégicos de la iniciativa que busca exportar gas natural licuado desde las costas de Río Negro.
El titular de la petrolera destacó: “Este proyecto es muy importante no solo para Argentina, sino también para el mundo. Hemos conformado un excelente consorcio. YPF tiene el conocimiento de Vaca Muerta, pero no experiencia en LNG, por eso elegimos a los socios correctos”.
La planificación contempla una expansión de capacidad hasta 18 millones de toneladas anuales (MTPA), con la incorporación de las unidades flotantes de licuefacción más grandes disponibles en el mercado gracias al aporte tecnológico de Eni.
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Marín subrayó el impacto económico y laboral: el desarrollo del GNL demandará más de 90.000 nuevos puestos de trabajo, de los cuales cerca de la mitad estarán directamente vinculados al proyecto Argentina LNG.
El ejecutivo también defendió el papel del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y la Ley de Bases como herramientas indispensables para concretar iniciativas de esta magnitud, al aportar estabilidad y credibilidad al marco regulatorio.
Finalmente, Marín aseguró que la compañía avanza en la estructuración financiera junto a agencias internacionales de crédito a la exportación y bancos comerciales: “Argentina LNG es hoy el proyecto más importante para mí y para la compañía. Hacia fin de año estaremos firmando el FID en Buenos Aires y, en febrero del próximo año, avanzaremos con las primeras obras”.
La compañía Socotherm, referente en protección anticorrosiva y revestimiento de ductos en América Latina y África, inauguró en el Parque Industrial de Plaza Huincul la planta Tubogreen, destinada a fabricar tuberías flexibles reforzadas que reemplazarán progresivamente al acero en los tendidos secundarios de Vaca Muerta.
La nueva instalación, de 6.000 m², produce rollos continuos de hasta 1.500 metros, reduciendo drásticamente las uniones y soldaduras en el campo. Con una capacidad inicial de 200 km anuales y la previsión de alcanzar los 400 km con una segunda línea, la planta busca responder a la creciente demanda de infraestructura en la Cuenca Neuquina.
El presidente de Socotherm, Franco Andreani, explicó: “Vaca Muerta presenta niveles elevados de corrosión y erosión. Esta es realmente la primera fábrica en Vaca Muerta que transforma materia prima virgen en un producto utilizable con destino final. Es una industria de transformación con alta tecnología para ganar competitividad y reducir costos de desarrollo”.
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Las tuberías flexibles cuentan con una capa interna termoplástica diseñada para resistir fluidos corrosivos y la abrasión generada por el retorno de arenas de fractura. Además, al ser fabricadas en materiales sintéticos no corrosivos, podrán reutilizarse en el futuro como infraestructura de riego agrícola, aportando un modelo de economía circular.
Andreani proyectó: “En la cuenca se instalan cerca de 800 kilómetros por año de tuberías secundarias. Si utilizamos materiales no corrosivos, esa red se convierte en un activo clave para el desarrollo del post Vaca Muerta”.
La firma, que ya participó en proyectos como el gasoducto Bolivia-Brasil y el oleoducto submarino del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), traslada ahora su experiencia internacional al corazón del no convencional neuquino.
Con esta apuesta, Socotherm busca fortalecer la competitividad del sector energético argentino. “Estimamos que en los próximos cuatro años se va a invertir en tuberías e infraestructura de capital prácticamente el doble de lo invertido en toda la historia de Vaca Muerta desde 2013”, concluyó Andreani.
El gobernador Alberto Weretilneck recorrió en el Puerto de San Antonio Este la descarga y acopio de 3.340 caños de 36 pulgadas destinados al gasoducto que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina. La obra, de 472 kilómetros, permitirá transportar hasta 27 millones de m³ de gas por día y abastecer el primer proyecto de GNL del país.
La operación contempla la llegada de 12 buques provenientes de India y representa uno de los primeros movimientos visibles de la infraestructura vinculada al desarrollo del gas natural licuado en la provincia. Los materiales se almacenan en 18 hectáreas acondicionadas dentro del puerto, generando actividad logística, empleo y servicios asociados.
Weretilneck destacó el posicionamiento de Río Negro frente a los grandes proyectos energéticos y afirmó: “Río Negro tiene rumbo, tiene futuro”. Subrayó que San Antonio Este se encamina a convertirse en un punto estratégico para el almacenamiento y movimiento de materiales destinados a los nuevos gasoductos.
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El nuevo gasoducto será clave para el desarrollo del GNL en el Golfo San Matías, donde el gas abastecerá las unidades flotantes de licuefacción previstas en el marco del primer proyecto nacional de exportación.
La llegada de los caños marca una nueva etapa para la provincia, que busca consolidarse como hub exportador de gas y petróleo hacia los mercados internacionales. Weretilneck señaló: “Tenemos que hacer que todo funcione a la perfección: respetar los tiempos, garantizar la seguridad, cuidar el ambiente y lograr que estos proyectos no se detengan un solo minuto”.
Autoridades de las empresas involucradas y el presidente del bloque de legisladores de Juntos Somos Río Negro, Facundo López, acompañaron la recorrida. Desde la Provincia remarcaron: “La llegada de estos materiales constituye uno de los primeros pasos concretos de una transformación que busca posicionar a Río Negro como protagonista de la nueva etapa energética argentina”.
La petrolera YPF avanza con infraestructura exportadora y, en ese marco, una nueva embarcación multipropósito será construida para prestar servicios de apoyo a las monoboyas y plataformas offshore vinculadas al proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). La lancha C81, diseñada por SPI Astilleros, se incorporará en 2027 a la flota de Antares Naviera y representa una nueva demanda de proveedores nacionales alrededor de la costa rionegrina.
SPI Astilleros inició la construcción de la C81, que tendrá como destino brindar servicios de apoyo a operaciones offshore vinculadas con monoboyas y otras instalaciones marítimas. El avance de la infraestructura destinada a exportar petróleo de Vaca Muerta comienza a generar oportunidades para la industria naval argentina.
La embarcación fue diseñada para tareas de practicaje, transporte de pasajeros, traslado de cargas y remolque, según las necesidades operativas. Contará con dos motores Scania de 625 HP cada uno, alcanzando una potencia instalada total de 1.250 HP. Su velocidad de servicio proyectada será de 16 nudos, con capacidad para transportar hasta 12 pasajeros y tres tripulantes.
La construcción de la C81 adquiere especial relevancia para Río Negro porque se produce mientras avanza la infraestructura vinculada al VMOS y su terminal marítima ubicada en Punta Colorada, en el área de Sierra Grande. El sistema contempla instalaciones offshore destinadas a permitir la carga de petróleo sobre buques tanque mediante monoboyas, lo que requerirá una estructura permanente de servicios marítimos especializados.
SPI Astilleros también participa en trabajos relacionados con VMOS a través de su división Oil & Gas, que interviene en servicios de captación y bombeo de agua para pruebas hidráulicas, además de tareas de reparación y mantenimiento de boyas, tuberías y sistemas offshore.
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La construcción de la C81 permite visualizar una de las derivaciones del crecimiento de la actividad hidrocarburífera sobre el Atlántico: la generación de demanda para sectores que van más allá de la extracción y el transporte del petróleo. Logística, servicios portuarios, mantenimiento, transporte marítimo y construcción naval se suman a la cadena de valor.
Para el Golfo San Matías, esta transformación adquiere una dimensión estratégica. La terminal de Punta Colorada y el sistema de monoboyas convertirán a este sector de la costa rionegrina en un punto relevante dentro de la nueva estructura exportadora de hidrocarburos argentinos.
La incorporación de embarcaciones como la C81 muestra que el desarrollo del proyecto comienza a demandar capacidades específicas también en el ámbito marítimo. El desafío para la región será que una parte creciente de esa demanda se traduzca en trabajo, proveedores y servicios radicados en Río Negro.
La C81 será, en ese sentido, una de las embarcaciones que acompañarán desde el mar a una infraestructura que busca incrementar significativamente la capacidad argentina de exportar petróleo producido en Vaca Muerta. Su incorporación, prevista para 2027, constituye una señal concreta de que el desarrollo energético del Golfo San Matías comienza a extender sus efectos hacia nuevas ramas de la industria nacional.
La petrolera YPF anunció que no trasladará al surtidor el aumento del crudo internacional durante 45 días. La decisión, vigente desde el 1° de abril, busca reducir la volatilidad en estaciones de servicio y proteger el consumo interno en medio de la suba del petróleo por el conflicto en Medio Oriente.
Voceros de la compañía definieron la medida como un “buffer de precios” o amortiguador. “Se van a moderar los aumentos”, señalaron, en referencia a la baja de consumo registrada en varias provincias del interior. El esquema implica que YPF absorberá la suba del barril Brent, aunque no podrá cubrir variaciones en impuestos ni en el tipo de cambio.
El precio de la nafta y el gasoil en Argentina depende de tres factores: el valor internacional del barril Brent, el tipo de cambio y los impuestos específicos (Combustibles Líquidos y Dióxido de Carbono). “Amortiguamos los precios en lo que corresponde al barril internacional. Si suben los impuestos o el tipo de cambio, ahí sí habría traslado. Pero son variables que no deberían moverse tanto. Es un gesto para nuestros clientes”, aclararon desde la empresa.
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La medida se extenderá hasta mediados de mayo, momento en el que YPF evaluará cómo recomponer las subas pendientes según la evolución del conflicto y la demanda interna. El congelamiento actúa como alivio temporal para los consumidores, en un escenario donde los combustibles representan cerca del 3,8 % del Índice de Precios al Consumidor.
El CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo: “No especulamos con el bolsillo de la gente… tenemos que crear un buffer para que el consumo no baje y de esa forma poder pasar ese período transitorio”.
La decisión de YPF, que concentra más del 50 % del mercado de combustibles, presiona a otras operadoras como Shell y Axion a acompañar la medida para no perder competitividad.
El Gobierno de Mendoza adjudicó las concesiones de Atamisqui y El Manzano por 25 años y, en paralelo, adelantó perforaciones no convencionales en el brazo norte de Vaca Muerta. La estrategia provincial busca dinamizar tanto los bloques maduros de extracción convencional como los desarrollos de shale oil en Malargüe.
Las operadoras YPF y UTE Quintana-TSB confirmaron que iniciarán perforaciones exploratorias en un plazo de 30 a 45 días. Ambas compañías acordaron adelantar compromisos originalmente previstos para 2028, con un plan inmediato que contempla siete pozos no convencionales en territorio mendocino.
Quintana-TSB concentrará su actividad en el bloque Cañadón Amarillo, dentro del clúster Mendoza Sur, con un compromiso de US$ 44 millones. Este año ejecutó más de US$ 4 millones en sísmica 3D sobre 202,5 km², cuyos resultados técnicos motivaron la aceleración del cronograma.
YPF prepara la instalación de un nuevo pad en Malargüe, compuesto por un pozo vertical y dos horizontales, además de una perforación adicional no prevista en los contratos originales. Para optimizar recursos, ambas operadoras compartirán un mismo equipo de alta potencia, reduciendo costos y maximizando la disponibilidad de torres de perforación.
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El Ministerio de Energía y Ambiente resolvió adjudicar dos áreas convencionales bajo licitación continua, con compromisos de inversión por US$ 45,9 millones en los primeros diez años sobre 822 km². Atamisqui, en la Cuenca Cuyana, quedó en manos de Petróleos Sudamericano, con un plan de US$ 15 millones que incluye un pozo nuevo, 26 intervenciones y obras de infraestructura.
La concesión de El Manzano, en la Cuenca Neuquina, fue otorgada a Venoil, con una inversión de US$ 30,9 millones. El programa contempla seis pozos nuevos, 32 intervenciones en pozos maduros y US$ 3,7 millones para adecuar instalaciones de superficie.
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, destacó: “Lo relevante no es solo el monto comprometido, sino en qué se traduce. Pozos nuevos, recuperación secundaria y reactivación de pozos inactivos. Eso es actividad concreta en el territorio, trabajo para las proveedoras de servicios y regalías para la Provincia”.
En términos financieros, el 68 % de la inversión total en el sector convencional, equivalente a US$ 31,1 millones, se ejecutará durante el primer quinquenio de la concesión. En conjunto, ambas áreas contemplan siete pozos nuevos y 58 intervenciones, además de proyectos de conversión a inyectores para recuperación secundaria.
Las operadoras de Vaca Muerta comenzaron a presentar proyectos para tratar y reutilizar el agua de retorno de las fracturas hidráulicas, conocida como flowback, luego del incremento del canon hídrico dispuesto por el Gobierno de Neuquén. La estrategia busca reducir el consumo de agua nueva y mitigar el impacto económico de las nuevas tarifas.
Desde la Secretaría de Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves confirmó que ya se recibieron propuestas concretas para reutilizar esos volúmenes dentro de las operaciones hidrocarburíferas. “Nadie hacía tratamiento del flowback y ahora nos empezaron a aparecer los proyectos para hacer el reúso. Se dio como consecuencia, algo que también buscábamos”, señaló durante las jornadas Vaca Muerta Metano Near Zero.
En junio, la Provincia modificó el cuadro tarifario del agua utilizada por la industria hidrocarburífera mediante un esquema de incrementos escalonados. El próximo ajuste está previsto para enero de 2027 y tendrá incidencia directa sobre los costos de perforación y completación. El régimen contempla bonificaciones para las compañías que desarrollen proyectos productivos vinculados con la utilización del recurso hídrico, evaluados caso por caso por la autoridad provincial.
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Con esta política, el Gobierno neuquino busca que las empresas no solo optimicen el consumo, sino que también generen iniciativas productivas desde la captación del agua hasta su uso en las locaciones. El cambio adquiere mayor relevancia frente al crecimiento previsto de la producción de Vaca Muerta, impulsado por nuevos oleoductos y proyectos de exportación de petróleo y gas natural licuado.
En paralelo, Neuquén trabaja en un nuevo Código Ambiental, cuya presentación ante la Legislatura está prevista para el 1 de marzo de 2027. El proyecto busca ordenar y actualizar la normativa vigente, incluyendo disposiciones de la Ley 1875 y regulaciones posteriores sobre actividades como el venteo de gases. Para su elaboración fueron convocados el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y distintas instituciones educativas.
La Provincia también avanza en el control satelital de emisiones de metano, utilizando información del Observatorio Internacional de Emisiones de Metano (IMEO). Cuando se detectan anomalías, equipos provinciales realizan inspecciones en las locaciones para determinar el origen y exigir medidas de remediación.
Finalmente, el Ejecutivo neuquino analiza establecer regalías sobre la extracción de arenas silíceas, insumo esencial para la fractura hidráulica. El objetivo es aprobar la normativa complementaria antes de fin de año, sumando un nuevo componente económico al marco operativo de Vaca Muerta.
La petrolera estatal brasileña Petrobras inició negociaciones para adquirir derechos de exploración en cuatro bloques offshore de la cuenca de Keta, en Ghana, tras recibir en agosto la aprobación del Ministerio de Energía y Transición Verde de ese país. El paso marca un nuevo capítulo en la estrategia de expansión internacional de la compañía, que busca diversificar su cartera y reponer reservas de petróleo y gas.
En el marco de su Plan de Negocios, Petrobras prioriza la reposición de reservas como uno de los pilares para sostener el crecimiento en el largo plazo. Según un comunicado oficial, la evaluación de nuevas oportunidades busca generar valor para el negocio y fortalecer la sostenibilidad futura.
Por su parte, la directora de Exploración y Producción, Sylvia Anjos, destacó que los bloques de la cuenca de Keta presentan similitudes geológicas con el margen ecuatorial brasileño, considerado una de las fronteras petroleras más prometedoras del país. Esa visión coincide con la estrategia planteada por la CEO de Petrobras, Magda Chambriard, quien señaló que África ocupará un lugar central en la expansión internacional de la compañía.
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En paralelo, Petrobras evalúa oportunidades en Santo Tomé y Príncipe, Namibia, Costa de Marfil y Sudáfrica, consolidando a África como región clave fuera de Brasil. “La correlación entre Brasil y África es inequívoca, así que tenemos que ir a África”, había afirmado Chambriard en declaraciones a Reuters.
En cuanto a su estrategia local, Petrobras continúa impulsando proyectos en Brasil, especialmente en el margen ecuatorial, donde la exploración aparece como una de las principales apuestas para ampliar su producción de hidrocarburos en los próximos años.
Con el inicio de las negociaciones en Ghana, la compañía suma un nuevo frente de desarrollo internacional, ampliando su presencia en África y posicionándose como uno de los actores más relevantes en la exploración offshore del Atlántico.
El Gobierno de San Juan, a través de la Dirección de Empleo y Formación, puso en marcha el programa “Formador de Formadores” con el objetivo de preparar mano de obra local ante la creciente demanda de la actividad minera. La iniciativa busca que los soldadores alcancen estándares de precisión acordes a las exigencias internacionales del sector.
Por su parte, la directora de Empleo y Formación, Luciana Cuk, explicó que la propuesta surgió de las necesidades planteadas por distintos proyectos mineros que requieren trabajadores calificados. Más de 50 soldadores con experiencia se sumaron para convertirse en instructores y transmitir sus conocimientos a otros sanjuaninos.
Dentro del programa, se utiliza un manual formativo elaborado por el ingeniero Mariano Contreras, especialista en soldadura de alta precisión. Los instructores reciben capacitación con este material y luego replicarán los contenidos en distintos puntos de la provincia.
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En cuanto a los plazos, las primeras convocatorias para quienes quieran incorporarse a las capacitaciones se realizarán entre fines de septiembre y comienzos de octubre. La propuesta está destinada tanto a personas con formación básica en soldadura como a trabajadores con experiencia que busquen avanzar hacia niveles de mayor especialización.
A nivel de objetivos, se apunta a que los participantes obtengan certificaciones que les permitan responder a los estándares internacionales exigidos por la industria minera. De esta manera, el Gobierno provincial vincula la formación con las necesidades concretas del mercado laboral.
En paralelo, más de 100 estudiantes de Recursos Humanos participan en el programa “Aprender, Trabajar y Producir”, realizando prácticas profesionalizantes y orientaciones vocacionales en distintas localidades de San Juan. La iniciativa busca ampliar las oportunidades de acceso a empleos vinculados con el desarrollo minero.
La Cancillería argentina cuestionó la publicación del Foreign, Commonwealth & Development Office del Reino Unido, titulada “Doing business with the Falkland Islands”. El documento, difundido el 15 de septiembre, promueve operaciones comerciales y de explotación de hidrocarburos en las Islas Malvinas, lo que Buenos Aires considera ilegítimo en un territorio cuya soberanía reclama.
La guía británica sostiene que la legislación argentina no tiene aplicación en las islas y ofrece respaldo a empresas que enfrenten reclamos por sus actividades. Además, recomienda a las compañías buscar asesoramiento jurídico independiente y asegura que Londres intervendrá diplomáticamente en caso de cuestionamientos en terceros países.
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En respuesta, la Cancillería manifestó su “más enérgico rechazo” y vinculó la publicación con el proyecto petrolero Sea Lion, en la Cuenca Malvinas Norte. El Gobierno reiteró que continuará aplicando las leyes nacionales contra empresas que desarrollen actividades hidrocarburíferas sin autorización argentina, en el marco de las leyes 26.659 y 26.915 y el Decreto 868/2026.
Según datos oficiales, hasta ahora se enviaron 180 notas de advertencia a personas y empresas en 30 países, se iniciaron 60 procedimientos administrativos y se presentaron 3 denuncias penales contra 10 compañías y sus directivos. Estas acciones buscan desalentar la participación de proveedores en proyectos que Argentina considera ilegales.
Además también recordó que la Resolución 31/49 de la Asamblea General de Naciones Unidas insta a ambas partes a abstenerse de introducir modificaciones unilaterales mientras la disputa de soberanía permanezca pendiente. En este sentido, el Gobierno argentino reafirmó su disposición a retomar un diálogo bilateral con el Reino Unido.
La publicación británica suma así un nuevo capítulo a las diferencias entre ambos países por la explotación de recursos naturales en el Atlántico Sur, con implicancias directas para empresas energéticas y proveedores que evalúan participar en proyectos vinculados con Malvinas.
La licitación de nuevas áreas de Vaca Muerta fue lanzada por GyP. Foto: Matías Subat.
Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la empresa provincial controlada por el Estado neuquino, abrirá este miércoles a las 11 los sobres B con las ofertas económicas presentadas por las compañías que compiten por desarrollar ocho de los 15 bloques que la petrolera estatal puso a disposición de inversores privados.
Durante las últimas dos semanas, la comisión evaluadora de GyP solicitó información complementaria a varias de las empresas que continúan en carrera, especialmente a aquellas que cuentan con una estructura más reducida o una menor trayectoria dentro de la industria petrolera.
Entre los oferentes figuran pesos pesados como Continental Resources, el mayor productor privado de petróleo de Estados Unidos, controlado por el empresario Harold Hamm; y otras compañías con experiencia en el desarrollo de recursos no convencionales, como Phoenix Global Resources, que recientemente alcanzó un acuerdo con Continental para integrar sus activos en la Argentina.
También participan empresas establecidas en el sector petrolero, como Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), con una extensa trayectoria como operadora de campos convencionales, que a partir de esta licitación apunta a desembarcar en Vaca Muerta; y GeoPark, la principal petrolera independiente de Colombia.
La nómina incluye, además, firmas con menor recorrido en la industria del petróleo y el gas, como Ingeniería Multipiping y Aldyl Argentina. Esta última es presidida por el empresario Julián Arostegui, quien en 2023 desembarcó en Venezuela como prestadora de servicios en el campo de crudo pesado Morichal, ubicado en el estado de Monagas.
En la compulsa también participan Bentia Energy, la petrolera creada por el exministro de Energía, Javier Iguacel, y Patagonia Resources, una empresa del grupo encabezado por los hermanos Juan y Patricio Neuss, entre otros oferentes.
El pedido de información adicional realizado por GyP apuntó a profundizar el análisis sobre la solidez financiera, económica y operativa de algunas de esas compañías. Entre otros elementos, la comisión requirió balances, datos de facturación y documentación financiera adicional que permitiera evaluar su solvencia y capacidad para afrontar las inversiones necesarias.
También se buscó determinar si los oferentes cuentan con los recursos técnicos y operativos requeridos para explorar y eventualmente desarrollar áreas de frontera de Vaca Muerta, que presentan un riesgo geológico mayor que los bloques ubicados en el centro de la formación.
Con esa información, la comisión evaluadora elaboró una ponderación sobre el perfil y el nivel de riesgo de los distintos oferentes. El diagnóstico será elevado al directorio de GyP e incidirá directamente en la recomendación que realizará la comisión para seleccionar a las empresas adjudicatarias de cada bloque.
Cuánto incidirá la solvencia financiera de cada empresa
Para llevar adelante la Ronda 1/2026, el primer proceso licitatorio de nuevas áreas que realiza GyP en casi una década, la compañía provincial diseñó una fórmula polinómica que permitirá comparar las ofertas y establecer un orden de mérito.
El instrumento pondera distintas variables: el bono económico de acceso al área -pagadero en efectivo al momento de la adjudicación-; el porcentaje de participación ofrecido a GyP; las regalías provinciales; y el compromiso de actividad e inversión asumido para cada bloque.
La participación de GyP parte de un piso del 10% del equity bajo la modalidad de carry. Esto implica que la petrolera provincial mantendrá una porción del área sin tener que integrar inicialmente el porcentaje equivalente de las inversiones, que durante las etapas exploratoria y piloto correrán íntegramente por cuenta del socio privado.
Las regalías, en tanto, parten de una base del 15%. Las empresas pueden reducirlas hasta tres puntos porcentuales, aunque la fórmula polinómica diseñada por GyP penaliza esa decisión, o incrementarlas hasta un máximo del 18%.
La variable con mayor ponderación dentro de la fórmula es el bono económico de acceso al área, es decir, el desembolso en efectivo que la empresa ganadora deberá realizar antes de ingresar al bloque.
La novedad es que, más allá del resultado que arroje la fórmula polinómica una vez que se conozcan los detalles de las ofertas económicas incluidas en los sobres que se abrirán este miércoles, GyP podría terminar adjudicando algunos bloques a compañías que no necesariamente hayan quedado primeras en el orden de mérito.
La empresa provincial podría priorizar oferentes que acrediten una trayectoria y una solvencia económica, financiera y operativa probadas, que garanticen que los compromisos asumidos en la licitación efectivamente podrán llevarse adelante.
«Estamos buscando un socio. No estamos vendiendo un auto o cualquier otro bien transable, donde lo único que importa es el precio de venta. Tenemos una mirada de largo plazo que apunta a encontrar un socio para GyP que ponga en valor áreas inexploradas o con mayor riesgo geológico dentro de Vaca Muerta. Por eso queremos estar seguros de que las empresas tengan la capacidad financiera y operativa necesaria para cumplir los compromisos asumidos», explicó una fuente provincial al tanto del proceso licitatorio.
En concreto, GyP apunta a evitar ofertas especulativas de actores que puedan mostrarse más ambiciosos o agresivos en sus propuestas económicas, pero que luego no cuenten con la espalda financiera ni con la capacidad operativa necesarias para ejecutar los planes de inversión comprometidos.
Existen antecedentes de situaciones de ese tipo en distintas provincias productoras del país desde la sanción de la denominada Ley Corta de Hidrocarburos, que en 2006 transfirió a las provincias el dominio y la administración de los yacimientos ubicados en sus territorios.
Neuquén pretende irrigar 5.000 hectáreas ubicadas en cercanías a locaciones petroleras.
La provincia de Neuquén apura a la industria para forzar la reutilización del agua destinada a las hidrofracturas en Vaca Muertay su aprovechamiento en emprendimientos agrícolas y ganaderos, al mismo tiempo que trabaja en la elaboración de un Código de Procedimiento Ambiental que le permitirá unificar y actualizar toda la normativa vigente.
Tras la aprobación delDecreto 792/26, que entró en vigencia el 1° de julio y que triplicó el valor del canon del agua destinada a la actividad hidrocarburífera, Neuquén insiste a la industria en el desarrollo de proyectos productivos mediante el riego y la reutilización del flowback.
Bajo la premisa de hacer eficiente cada metro cúbico de agua, la gestión que conduce Rolando Figueroa apunta a irrigar unas 5.000 hectáreas ubicadas entre el río y las locaciones petroleras, las cuales suponen un potencial productivo para llevar adelante viñedos, olivares, forrajes u otras alternativas.
Aseguran que la infraestructura ya existente puede permitir que parte del agua cruda de río tenga un aprovechamiento complementario antes de que ingrese al circuito industrial y no requeriría de complejos tratamientos, como sí lo exige el agua de flowback.
Bajo esta mirada, Neuquén incrementó el canon para uso en la Exploración y Explotación No Convencional y ató su valor al litro de gasoil premium de YPF para dotarlo así de una actualización bimestral, aunque contemplando una fuerte reducción para aquellas empresas que implementen algún desarrollo productivo en esas tierras, que son mayormente fiscales.
La medida generó ruido dentro de las compañías petroleras, que aducen que la nueva normativa les implicó un fuerte encarecimiento en sus costos operacionales. “Está difícil”, reconoció una fuente de la gobernación a este medio en relación a la recepción que tuvo la propuesta.
Desde el gobierno neuquino aducen que la fuerte suba que el barril de petróleo tuvo en los últimos meses amortizaría en parte ese impacto, al mismo tiempo que sostienen que la tasa tendría un valor cercano a cero para quienes inviertan en algún desarrollo productivo.
La industria pide más información
La discusión motivó una reunión informativa que se realizará este miércoles 16 de septiembre de manera virtual entre los referentes de las principales operadoras y los integrantes del Ministerio de Ambiente de Neuquén para conocer en detalle de qué manera puede implementarse la nueva regulación.
«El incremento del canon es considerable: representa tres veces los valores anteriores en una primera etapa y hasta cinco veces en una segunda desde el 1° de enero”, explicaron a EconoJournal desde una operadora con fuerte presencia en la cuenca. En este sentido, reconocieron que la discusión «se está madurando», pero que «avanzar linealmente a aumentos de tres y cinco veces, es un problema porque es un costo que no estaba proyectado y hay que ver cómo eficientizar».
“La idea es que este año se puedan hacer pruebas piloto que favorezcan proyectos productivos. Si eso sucede, el canon baja, pero igual habrá un incremento. No nos parece mal la búsqueda de alternativas, pero queremos conocer en detalle qué se puede hacer y cómo se puede implementar», comentaron.
En conversación con este medio, Leticia Esteves, ministra de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales, señaló que el aumento de los valores busca incentivar también a proyectos de reutilización del agua de flowback: “Nadie estaba haciendo el tratamiento y ahora, con la suba del canon, empezaron a aparecer proyectos de reúso. Es una consecuencia que buscábamos, aunque sabíamos que invertir en flowback resulta más complejo que desarrollar un emprendimiento productivo”.
Al respecto, desde la industria coincidieron en la dificultad técnica de esta alternativa: “Al tema del flowback hoy no le estamos encontrando la vuelta desde el punto de vista operativo y económico, por lo que cuesta más desarrollarlo de forma masiva”.
Nuevo Código Ambiental
Esteves confirmó que el nuevo Código Ambiental se presentará en marzo de 2027.
Esteves confirmó durante el evento Vaca Muerta Metano Near Zero que la provincia ya prepara la elaboración de un Código de Procedimiento Ambiental que será oficializado el 1° de marzo de 2027 durante el inicio de Sesiones Ordinarias de la Legislatura.
La nueva normativa incluirá las recientes modificaciones al canon por el uso del agua incorporadas mediante el Decreto 792/26, como así también la regulación en materia de emisiones de metano y venteo: “Para nosotros ordenar el Estado era algo prioritario y eso incluye, no solamente revisar las cuentas y las estructuras de gobierno, sino también revisar la normativa. Ya lo hicimos con el Código de Procedimiento Minero”, afirmó la funcionaria. En el plano ambiental, sostuvo que “hemos sancionado todas las normativas que creíamos que eran necesarias, como el reporte de emisiones”.
Sobre el trabajo que realizarán, afirmó que “se compilará toda la normativa existente desde la Ley 1875 (de Preservación, Defensa y Mejoramiento del Medio Ambiente) hasta decretos reglamentarios como el de venteo. Todo se revisará nuevamente y se elaborará un Código Ambiental”.
En este sentido, la ministra aseguró que la legislación actual es previa al desarrollo de Vaca Muerta y que el objetivo es preservar el medioambiente contemplando la aceleración prevista en la Cuenca Neuquina: “Vamos a estar convocando al Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y a entidades educativas para que nos acompañen en la revisión de la normativa, con la meta de presentarla el año que viene”, finalizó.
Incorporados todos los activos, Pecom se convertirá en una compañía de una facturación cercana a los US$ 1500 millones.
Pecom, el brazo petrolero del grupo Perez Companc, volvió a la operación de yacimientos petroleros en noviembre de 2024 con la adquisición del área El Trébol-Escalante a YPF y con una serie de adquisiciones clave ya consolidó una producción de unos 54.000 barriles diarios. De este modo, se posiciona entre los cinco mayores operadores petroleros del país con foco en la producción convencional a partir de la aplicación de técnicas de recuperación terciaria.
En Pecom destacan que esta nueva etapa comenzó antes de quedarse con El Trébol-Escalante. Fuentes de la empresa ubican el punto de partida en el momento en el que formaron un equipo de subsuelo especializado en recuperación mejorada de petróleo (EOR, según su sigla en inglés) que capturó a profesionales especializados del mercado (geólogos, ingenieros de reservorios y geofísicos).
Dentro del universo de yacimientos convencionales, la operadora definió un target de activos específico: aquellos que tuvieran potencial para el desarrollo de técnicas de recuperación terciaria. Recién después de tener claro su objetivo, concretó su operativo retorno a los campos, 21 años después de que la empresa de energía del grupo Perez Companc vendiera sus activos locales a Petrobras en mayo de 2023.
Los activos de la compañía
Trébol-Escalante: fue la primera adquisición, uno de los yacimientos más atractivos que YPF había puesto en venta para concentrarse en la explotación no convencional de Vaca Muerta. Pecom ya lleva casi dos años operando allí y el plan que diseñó dio resultados porque luego de haber montado 2 nuevas plantas inyectoras de polímeros el área ya produce 15% más que cuando Pecom la tomó (1400 barriles día de producción incremental).
Campamento Central-Cañadón Perdido: Pecom ingresó en febrero de 2025. Es parte del Área Central de Comodoro, pero en sus límites más alejados del ejido urbano, lindante con Diadema (CAPSA). Se está montando una nueva planta de polímeros y finalizando una campaña de perforación. Se espera que empiece a venir producción incremental durante el primer semestre de 2027. Pecom posee el 50%, puesto que el otro 50% del capital accionario de esos bloques le pertenece a Enap Sipetrol, subsidiaria de la empresa chilena de energía.
Manatiales Behr: Pecom anunció su adquisición en febrero de este año. Ubicado en la provincia de Chubut, es el segundo yacimiento convencional más grande del país con una producción diaria que el año pasado se ubicaba en unos 25.000 bdp.
El Córcobo. Pecom le adquirió el mes pasado el yacimiento a Pluspetrol e YPF. Ahora se encuentra tramitando la aprobación de la autoridad de aplicación. El bloque está conformado por las áreas CNQ-7 Gobernador Ayala y Jagüel Casa de Piedra, en Mendoza, y Gobernador Ayala III y CNQ-7A, en La Pampa. En conjunto, los activos producen alrededor de 19.000 barriles diarios de petróleo, que se sumarían a los aproximadamente 35.000 barriles diarios que actualmente opera Pecom.
De este modo, la compañía produce en la actualidad cerca de 54.000 barriles diarios, ubicándose detrás de YPF, Vista, PAE y Pluspetrol, cuatro petroleras que tienen su foco en Vaca Muerta.
En estas adquisiciones Pecom desembolsó más de US$ 900 millones. Incorporados todos los activos se convertirá en una compañía de una facturación cercana a los US$ 1500 millones de los cuales el 75% provendrán la producción de petróleo y el resto de sus unidades de Servicios e Ingeniería y Construcciones.
El modelo de negocios
La aspiración de Pecom, bajo la conducción de Horacio Bustillo, es consolidarse en la operación de campos maduros convencionales, con un foco especial en recuperación terciaria. “Si logramos eso, no solamente vamos a tener mejores resultados: vamos a construir una plataforma que nos va a permitir seguir creciendo en Argentina y en la región”, señalaron a EconoJournal fuentes de la compañía.
El modelo combina perforación de nuevos pozos en sectores con potencial de desarrollo, instalación y operación de unidades modulares de inyección de polímeros (PIUs) y una intensa actividad de workovers sobre pozos existentes, orientada a optimizar su desempeño productivo y adaptarlos al esquema de recuperación terciaria.
En línea con esta estrategia, Pecom actualmente opera 3 PIUs en Trébol, 1 próxima a inaugurarse en Cañadón Perdido y 9 en Manantiales. En Manantiales se prevé la continuidad del desarrollo de Grimbeek y la implementación de un proyecto piloto de EOR en la región Myburg del campo.
El centro de gravedad de la compañía migró hacia el upstream y eso genera 2 impactos concretos en Servicios e E&C:
a) Por un lado, la firma tiene la oportunidad de generar sinergias allí donde el expertisse de estos negocios genera ventajas competitivas cuando trabajan integrados en sus yacimientos. Este es un modelo que muchas operadoras han desarrollado con éxito.
b) Por otro lado, son negocios que requieren el mayor nivel de focalización con estructuras dedicadas para que puedan desarrollarse.
El modelo operativo requiere de una gestión muy eficiente de la superficie. “Por eso desde que tomamos los yacimientos trabajamos mucho y muy duro (en un proceso que no estuvo exento de ruidos) con la cadena de valor: necesitamos proveedores que trabajen codo a codo con nosotros en ser cada vez más eficientes, con el objetivo de lograr una operación sostenible. Hay que salir de la mirada de ‘cómo facturo un poquito más’ y pasar a ‘como trabajamos en conjunto para una relación de largo plazo’, es esencialmente un cambio cultural”, subrayan en la compañía.
El vocero presidencial, Adrian Ravier, anunció que se presentarán nuevas denuncias contra empresas que estarían desarrollando actividades ilegales de exploración y explotación de hidrocarburos en la zona Malvinas en violación de la Ley 26.659 que prohíbe la actividad petrolera en la plataforma continental argentina sin autorización. “Se va a ampliar la denuncia judicial presentada la semana pasada para que alcance a otras compañías”, señaló.
En la conferencia de prensa que se realizó en Casa Rosada, el funcionario indicó que “el Gobierno nacional continuará utilizando todos los medios que tenga a su disposición para sancionar e impedir que empresas o particulares desarrollen actividades que vulneren los derechos y la soberanía de la Argentina sobre las islas”.
Ravier agregó que “por otro lado, quiero remarcar algunos hechos sobre la Base Naval Integrada que se construirá en Tierra del Fuego”.
Describió ante los periodistas acreditados que “la Base va a incorporar diversas funciones relevantes. Por un lado, será un punto logístico estratégico para la proyección argentina al Atlántico Sur que permitirá vigilar y controlar mejor nuestros recursos naturales y nuestra soberanía. También brindará apoyo a la logística desplegada en la Antártida: va a proveer a nuestro país protección naval y aérea con un avión de patrulla marítima P3 Orión y los nuevos aviones F-16”.
Por otro lado, agregó que la base “va a traer beneficios económicos. Contará con muelles comerciales y civiles que desarrollarán una región donde hoy los buques sufren demoras para amarrar debido a la falta de capacidad. Y desempeñará un papel importante en la protección de los objetivos estratégicos en el sur del país como Vaca Muerta”.
El Vocero refirió además que “otra novedad importante es la creación del sistema de articulación de la política exterior en el ámbito de la Cancillería”, dispuesto la semana pasada a través de un decreto.
“Su objetivo es implementar mecanismos de información, coordinación y asesoramiento para actividades estatales relacionadas a la política exterior argentina”. “La recuperación del ejercicio pleno de la soberanía sobre las Islas Malvinas y del Atlántico Sur exige una acción coordinada, que integre dimensiones diplomáticas jurídicas y políticas”, señaló.
Stornelli investiga
En este orden, ocurrió que el fiscal federal Carlos Stornelli avanzó sobre los responsables de Navitas Petroleum (israelí) y Rockhopper Exploration (británica), empresas asociadas para encarar la producción de hidrocarburos en el área Sea Lion, de la Cuenca Malvinas Norte.Pidió reconstruir los movimientos económicos y financieros de ambas compañías .
Los delitos investigados por violación de la Ley argentina 26.659 (aprobada en el año 2011) contemplan una secuencia de multas económicas , la suspensión parcial o total para los implicados en el desarrollo de actividades hidrocarburíferas en el país, y penas de hasta 15 años de prisión.
La investigación busca establecer quiénes intervinieron en las decisiones, y reconstruir los movimientos económicos y financieros de las compañías, e identificar el origen y destino de los fondos intervinientes en el financiamiento de las operaciones.
Quirno afirmó que no hay quejas por sanciones
En tanto, el canciller Pablo Quirno fue consultado por las posibles repercusiones diplomáticas de las sanciones que Argentina aplicará contra compañías petroleras involucradas en el proyecto Sea Lion, desarrollado en el área de las Islas Malvinas.
“No ha habido absolutamente ninguna queja. Argentina está a derecho, cumpliendo con su legislación y tratando de agregar herramientas para la mejor defensa de nuestros intereses en Malvinas”, aseguró.
El funcionario expresó su expectativa de que el Congreso acompañe la iniciativa impulsada por Javier Milei y definió el proyecto como una herramienta destinada a “mejorar las condiciones que tenemos para defender nuestra soberanía”. “Creo que estamos todos detrás de la causa Malvinas”, señaló.
Lo que dispone la Ley 26.659
. Se prohíbe a toda persona física o jurídica, nacional o extranjera, que realice o se encuentre autorizada a realizar actividades en la República Argentina y sus accionistas a:
Desarrollar actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina sin haber obtenido la habilitación pertinente emitida por autoridad competente argentina;Tener participación directa o indirecta en personas jurídicas, nacionales o extranjeras, que desarrollen actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina sin haber obtenido la habilitación pertinente emitida por autoridad competente argentina, o que presten servicios para dichos desarrollos;
Contratar y/o efectuar actividades hidrocarburíferas, transacciones, actos de comercio, operaciones económicas, financieras, logísticas, técnicas, actividades de consultoría y/o asesoría, ya sea a título oneroso o gratuito, con personas físicas o jurídicas, nacionales o extranjeras, para que desarrollen actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina sin haber obtenido la habilitación pertinente emitida por autoridad competente argentina.
La autoridad de aplicación procederá, previo proceso administrativo, a inhabilitar por el plazo de 5 a 20 años a las personas físicas o jurídicas, nacionales o extranjeras, sin perjuicio de las sanciones penales que pudiesen corresponder. En el caso de poseer concesiones hidrocarburíferas, las mismas se revertirán al Estado nacional o a los estados provinciales, según el ámbito territorial en que se encuentren.
La inhabilitación será inscripta en los registros nacionales, provinciales y de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Asimismo, se procederá al cese inmediato de las exenciones, facilidades impositivas o previsionales que pudieran habérsele concedido, provocando la caducidad de los plazos otorgados y la inmediata exigibilidad de los saldos que pudiera adeudar.
El Estado nacional, los estados provinciales y municipales no podrán contratar con personas físicas o jurídicas, nacionales o extranjeras, sus controladas o accionistas que en forma directa o indirecta desarrollen actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina, sin haber obtenido habilitaciones para realizar actividades de exploración y explotación de hidrocarburos emitida por autoridad competente argentina.
Será reprimido con prisión de 5 a 10 años, multa equivalente al valor de mercado de 20.000 a 100.000 barriles de petróleo crudo (WTI) , e inhabilitación especial por el doble del tiempo de la condena para realizar cualquier actividad comercial, al que, sin autorización de la autoridad competente, encargare o realizare, por cuenta propia o de terceros, cualquier actividad de búsqueda de hidrocarburos mediante la exploración en el lecho o en el subsuelo del mar territorial o en la plataforma continental argentinos.
Será reprimido con prisión de 10 a 15 años, multa equivalente al valor de mercado de 150.000 a 1.500.000 barriles de petróleo crudo (WTI), e inhabilitación especial por el doble del tiempo de la condena para realizar cualquier actividad comercial, el que, sin autorización, encargare o realizare, por cuenta propia o de terceros, cualquier actividad de extracción de hidrocarburos de yacimientos situados las áreas marítimas antes indicadas, o su transporte o almacenamiento.
La condena por los hechos previstos en este artículo importará el decomiso de los equipos y materiales empleados en la ejecución de los actos ilícitos y de los hidrocarburos que se hubiesen extraído, y la caducidad de los beneficios impositivos o previsionales que hubieren sido acordados en beneficio del autor del hecho.
La pena de prisión se aplicará a los directores, gerentes, síndicos, miembros del consejo de vigilancia, administradores, mandatarios, representantes o autorizados que hubiesen intervenido en el hecho punible.
La empresa distribuidora de energía eléctrica Edesur cerró la contratación de un préstamo sindicado por un monto total de $320.000 millones. La operación formalizada por la representación legal de la compañía involucra a cinco de las principales entidades bancarias privadas del mercado local: ICBC Argentina, Banco Santander Argentina, Banco BBVA Argentina, Banco de Galicia y Buenos Aires, y Banco de Valores.
La colocación se instrumentó en moneda nacional con un plazo total de vencimiento fijado a 36 meses. De acuerdo con lo comunicado por la distribuidora eléctrica al mercado, la totalidad de los fondos provenientes del crédito se destinará de manera exclusiva a financiar inversiones en activos físicos, la adquisición de bienes de capital y el fortalecimiento de su esquema de capital de trabajo.
Respecto de la estructura del costo financiero, la operación contempla una tasa de interés variable calculada a partir del coeficiente TAMCORI (Tasa Mayorista Corregida) más un margen adicional del 6,75% nominal anual. Este esquema de actualización permite al sindicato bancario y a la empresa adecuar el costo de la deuda a las fluctuaciones de rendimiento del mercado mayorista local.
El esquema de devolución del capital incluye un período inicial de gracia de 12 meses. A partir del segundo año, la amortización se concretará de forma trimestral y creciente: la sociedad cancelará un 30% del monto total durante el transcurso del segundo año, mientras que el 70% restante del saldo de capital se amortizará a lo largo del tercer año de vigencia.
Para respaldar el cumplimiento de las obligaciones contractuales, la transacción contempla una estructura de garantía fiduciaria. Se constituyó una cesión fiduciaria pasiva e irrevocable a favor de TMF Trust Company (Argentina) S.A., entidad que actúa en calidad de fiduciario y en beneficio directo de las entidades prestamistas.
La facturación futura del servicio como garantía
La garantía involucra el compromiso de un 30% de la facturación presente y futura de Edesur originada por la prestación del servicio público de distribución de energía eléctrica a sus usuarios. Este mecanismo de caución sobre el flujo de cobros asegura un flujo de fondos constante para la cobertura de los servicios de deuda previstos en el acuerdo.
Edesur opera como una de las principales distribuidoras del sector eléctrico nacional, con una concesión que abarca una superficie de 3.300 kilómetros cuadrados en la zona sur de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y 12 partidos del conurbano bonaerense.
La compañía presta servicio a 2,7 millones de clientes -lo que representa un universo de más de 6 millones de personas– a través de una red eléctrica que supera los 30.000 kilómetros de extensión. Su volumen de distribución supera los 20.000 GWh anuales, cifra que equivale cerca del 20% de la demanda total de energía eléctrica nacional.
La demanda de arena para fractura en Vaca Muerta podría llegar a 8 millones de toneladas en 2027. Foto: Matías Subat.
El gobierno de Neuquén ratificó este martes que buscará sancionar el nuevo régimen de regalías mineras de la provincia antes de fin de año, pese a estar pendiente de tratamiento en la Legislatura desde marzo. «Vamos a avanzar», aseguró la ministra de Ambiente, Leticia Esteves, quien afirmó que ninguna operadora presentó un reclamo «oficial» contra la posibilidad de que el cobro se aplique en la extracción de arenas para la hidrofractura.
El régimen de regalías que propuso el gobierno apunta a la extracción de sustancias minerales de primera y segunda categoría, y a las de tercera categoría que estén situadas en tierras de dominio fiscal.
Por eso podía incluir a todas las canteras de arenas silíceas que se utilicen para fracturar en Vaca Muerta: la Provincia las interpreta como de primera categoría por su contenido de cuarzo y feldespato. Además, le otorga al Estado la administración de las concesiones, a diferencia de lo que ocurre con una cantera de áridos donde queda en manos del propietario del suelo.
Tras varios meses sin avances en comisión, se había llegado a especular con una posible marcha atrás en la Cámara, algo que se negó desde el gobierno.
«Son parte de los recursos que queremos cuidar y preservar como se hace con el hidrocarburífero. Somos de las pocas provincias que hoy no aplicamos regalías mineras», dijo a EN/CLAVE la ministra neuquina tras participar de la apertura de Vaca Muerta Metano Near Zero en el centro de convenciones Domuyo.
Aclaró que primero se avanzará con el Código de Procedimiento Minero -ambas iniciativas las presentó el gobernador Rolando Figueroa el 1 de marzo- y que luego seguirán con el de regalías. «Pero lo vamos a sancionar», aseguró.
«Nos queda todavía la charla con la industria, pero hasta ahora nosotros oficialmente no hemos recibido ningún planteo», aclaró Esteves, quien señaló que los temas se están empezando a discutir en las reuniones donde también está en agenda el reúso del agua y el control de emisiones de metano.
Reglas de juego y aumento de la actividad
En el gobierno analizan que la actividad de extracción se irá incrementando en Neuquén en la medida que bajen las exigencias de la industria con el tipo de arenas y se amplíe el uso de los llamados «blend» que fusionan material de cercanía con el proveniente de Entre Ríos.
«El esquema de regalías es para ya establecer reglas de juego claras y darle previsibilidad a los inversores», había dicho la funcionaria.
El proyecto establece dos escalas porcentuales que se aplicarán sobre el valor boca mina de la totalidad de los minerales extraídos: del 3% cuando los productos sean sometidos a procesos de elaboración fuera del territorio provincial; y del 2% cuando se realicen procesos intermedios y/o finales de elaboración dentro de la provincia.
También crea un Fondo de Desarrollo y Sustentabilidad Ambiental (FODEMSA) que se integrará con lo recaudado por sanciones y por el cobro de una nueva tasa de fiscalización minera.
El proyecto presentado por el gobernador durante la apertura de sesiones, el 1 de marzo, junto con un nuevo Código de Procedimiento, busca «limpiar el mapa» de la actividad en la provincia y fijar las reglas para futuras inversiones.
Nueva versión para el Código de Procedimiento Minero
La comisión de Hidrocarburos y Energía evalúa un despacho alternativo del Código de Procedimiento Minero.
Hasta el momento, solo el Código de Procedimiento Minero mostró algún grado de avance en la Legislatura. A principios de septiembre, la comisión de Hidrocarburos y Energía que preside el diputado Damián Canuto (PRO) volvió a ponerlo en discusión tras casi dos meses de inactividad.
El legislador presentó una versión trabajada con el Poder Ejecutivo que recortó más de 80 artículos del texto -pasó de 288 a 201- y se adecuó al nuevo Código Procesal Civil Adversarial que entró en vigencia el 1 de agosto de este año en Neuquén.
Canuto advirtió que el objetivo de la síntesis es «no sobreabundar en la reglamentación», pero que aún faltaba un trabajo de cotejo con la ley de Procedimiento Administrativo.
Esta ley está encontrando algunas dificultades para avanzar, principalmente por la complejidad del texto que llegó a manos de los diputados, según pudo saber EN/CLAVE.
En la comisión, la diputada de la oposición Brenda Buchiniz (Cumplir) insistió con invitar a autoridades de la minera estatal Cormine para entender «cuál es el plan detrás de esto» y a las cámaras de la actividad. Y Cielubi Obreque (MPN) planteó la necesidad de hacer «una buena evaluación para llegar al mejor texto posible» y advirtió que, en la nueva redacción, se habían flexibilizado algunas condiciones que traía el texto original.
El nuevo código busca unificar la legislación y modernizarla, ya que el procedimiento minero se rige actualmente por la ley 902 de 1975.
El director provincial de Minería, Carlos Portilla, había explicado en la comisión que es «muy permisiva» y habilitó durante años lo que se conoce en la jerga como «minería de café»: una maniobra especulativa por la cual una persona presenta una solicitud de cateo para «pisar un área» y ofrecerla luego a quien sí tenga el dinero para hacer la inversión.
Esa maniobra especulativa es la que intentaría bloquear el nuevo código, al exigir un mayor compromiso de inversión a quien solicite el cateo.
El interés del gobierno de Figueroa en la minería apunta a ordenar la explotación de áridos, que hoy representan el 70% de los yacimientos activos, pero también a la explotación de minerales de primera categoría. Estos abarcan tanto como el oro y la plata, con la mina de Andacollo en el norte, como las arenas de fractura para la industria hidrocarburífera en el centro de la provincia. También hay expectativas de «tentar» a inversores con un yacimiento de sales de potasio, al norte de Rincón de los Sauces.
Las obras civiles en el reactor PALLAS comenzaron hace por lo menos tres años. La fosa y los cimientos para el edificio del reactor se encuentran prácticamente finalizados.
La construcción del reactor multipropósito PALLAS, uno de los proyectos nucleares más relevantes en Europa y que tiene a INVAP como principal tecnólogo, se está demorando a raíz de nuevas exigencias del gobierno de Países Bajos en lo que respecta a las prestaciones del reactor. Entre las exigencias figura que el reactor pueda producir silicio dopado, una función no prevista en el diseño original y que supondría un cambio relevante, según pudo saber EconoJournal.
El gobierno nerlandés finalmente querría un diseño similar al reactor multipropósito RA-10 diseñado por INVAP para la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), cuya primera criticidad se espera a comienzos de 2027.
En concreto, NRG PALLAS, la entidad pública que operará el reactor y cuyo controlante es el gobierno de Países Bajos, solicitó a la empresa de Río Negro incrementarlapotencia térmica e introducir “varias modificaciones”al diseño, situación que obliga a renegociar aspectos económicos de los contratos. La información surge de los últimos balances elevados por INVAPa la Comisión Nacional de Valores.
La principal empresa de proyectos tecnológicos de la Argentina ganó en 2018 una licitación internacional del gobierno nerlandés para el diseño y construcción de un reactor multipropósito con el objetivo de garantizar el suministro deradioisótopos médicosen Europa durante las próximas cuatro décadas. El reactor PALLAS reemplazará al reactor de alto flujo (HFR) en Petten, actualmente responsable de dos tercios de la producción europea de radioisótopos médicos.
Las obras civiles en el sitio de emplazamiento del reactor se lanzaron oficialmente en septiembre de 2025 tras recibir una aprobación de la Comisión Europea al plan del gobierno nerlandés de invertir 2000 millones de euros (US$ 2300 millones) en el proyecto, aunque las tareas en el sitio llevan por los menos tres años. A la fecha, la construcción de la fosa sobre la que se emplazará el edificio del reactor ya se completó.
El cronograma informado por NRG PALLAS establece que la operación comercial del reactor comenzará en 2032. El proyecto está estructurado en cuatro etapas: preparación del sitio, construcción de la fosa y cimientos, construcción del reactor y comisionamiento del reactor.
La última actualización del proyecto indica que durante el segundo trimestre de 2026 se alcanzó un “hito histórico”: la finalización del nivel tres del edificio del reactor. El nivel 3 constituye la base de la estructura subterránea del reactor. “Una vez completada esta fase, se está procediendo a la construcción de las paredes interiores y exteriores de los niveles subterráneos, a lo que seguirá la instalación de componentes clave del reactor”, informó NRG PALLAS.
Reactor Pallas: cuáles son las nuevas exigencias de Países Bajos a INVAP
Render del proyecto PALLAS en Países Bajos.
Sin embargo, la provisión de los componentes claves del reactor podría demorarse a raíz de unas exigencias planteadas por NRG PALLAS a ICHOS (subsidiaria de INVAP en Países Bajos) en diciembre de 2025. Los nuevos requisitos son planteados en un estadio avanzando en la fase de diseñodetallado del reactor, lo que fuerza a una renegociación de los contratos. Uno de los pedidos es incrementar la potencia del reactor de 25 a 30 MW térmicos.
Fuentes al tanto del proyecto indicaron que el contrato entre ICHOS y NRG PALLAS contempla la posibilidad de que el cliente solicite un aumento de potencia de 5 MW y modificaciones al reactor. Sin embargo, la formulación de estos pedidos en un estadio avanzado de la ingeniería detallada llevaron a INVAP a solicitar una renegociación en los pagos de las horas objetivo.
“A finales de diciembre de 2025 (T225/26), el Cliente introdujo un cambio importante en el alcance del proyecto (aumento de la potencia térmica a 30 MW) y varias modificaciones para optimizar su funcionamiento. Debido a este aumento del alcance, las discusiones previas relacionadas con la actualización de las horas objetivo quedan sin efecto”, dice el balance de ICHOS elevado por INVAP a la CNV.
Una fuente consultada por EconoJournal señaló que uno de los pedidos del cliente es incorporar el dopado de silicio, una función que INVAP incorporó en el diseño del reactor multipropósito RA-10 en Ezeiza, que la CNEA pondrá a crítico en los primeros meses de 2027.
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“La ingeniería del reactor viene siendo diseñada en función de los requisitos pedidos originalmente por el cliente. Lo que el cliente quería es un reactor casi exclusivamente enfocado hacia la producción de radioisótopos médicos, no se contemplaba dopar silicio”, explicó la fuente.
La finalización de la etapa de diseño detallado del reactor está prevista para medidados de 2028, aunque ICHOS en el balance destaca que este objetivo está sujeto al «acuerdo con el cliente sobre la redefinición del alcance» del proyecto.
“A finales de junio de 2026, se están llevando a cabo conversaciones para establecer un nuevo objetivo de horas que incluya el alcance adicional. Debido a la propuesta de ampliación del alcance, ICHOS está elaborando una evaluación técnica para determinar el esfuerzo necesario para realizar las actividades de diseño requeridas y para discutir el nuevo objetivo de horas con el cliente», notificó ICHOS a la CNV.
Y agregó: «A finales de junio de 2026, las partes aún no han llegado a un acuerdo sobre el objetivo de horas; lo mismo ocurre con las negociaciones en curso entre ICHOS y sus subcontratistas. Dada la ampliación del alcance, existe una gran incertidumbre respecto a los posibles resultados del mecanismo de incentivos. Se desarrollarán diversos escenarios una vez que se aclare la situación, lo cual se espera para finales de septiembre de 2026”.
Sin estas definiciones cerradas, es imposible adelantar la fabricación de los componentes críticos, principalmente del tanque reflector, el corazón tecnológico del reactor. Estos componentes suelen tener plazos de manufactura extensos. Como referencia, la fabricación del tanque reflector para el RA-10 le insumió 32 meses de trabajo a INVAP en su taller en Bariloche.
Capex anunció que completó la compra del 15% de participación que la Corporación Financiera Internacional (IFC), brazo del Grupo Banco Mundial, poseía en las concesiones petroleras de Loma Negra y La Yesera, ubicadas al norte de Río Negro. Con esta operación, la empresa incrementó su participación del 37,5% al 52,5% en cada uno de estos bloques, consolidándose como socia mayoritaria y manteniendo su rol como operadora.
La transacción, formalizada tras cumplirse todas las condiciones pendientes, implicó un desembolso total de USD 3,5 millones, distribuido en USD 1,6 millones por Loma Negra y USD 1,9 millones por La Yesera. La aprobación del Gobierno de Río Negro, mediante los decretos 721/2026 y 803/2026, fue un paso clave para cerrar la cesión.
Tras esta operación, la composición accionaria en ambos bloques quedó dividida entre Capex con 52,5%, YPF con 35% y Metro Holding con 12,5%. En particular, en los pozos LY-1002 y LY-1003 de La Yesera, la participación de Capex ascendió a 87,5%, desde un 72,5% previo a la compra.
Estas áreas convencionales maduras tienen una extensa trayectoria: Loma Negra cubre aproximadamente 281 kilómetros cuadrados al norte de General Roca y cuenta con más de 130 pozos perforados desde la década de 1990. La Yesera, con 73,68 kilómetros cuadrados, se encuentra unos diez kilómetros al este de Cipolletti, al sur del lago Pellegrini, y explota reservorios profundos del Grupo Precuyo a unos 4.700 metros de profundidad, mucho más profundos que la media de la región.
Capex no es novata en estos activos, ya que en 2017 adquirió a Chevron un 37,5% de Loma Negra y un 18,75% de La Yesera por USD 25,2 millones. Cuatro años más tarde amplió su participación en La Yesera con otro 18,75% comprado a San Jorge Energy. Además, la empresa acordó con la Provincia la extensión de las concesiones —que vencían en 2024 para Loma Negra y en 2027 para La Yesera— con compromisos de inversión que suman alrededor de USD 35 millones en firme, otros USD 27 millones condicionados y un bono cercano a USD 6,7 millones.
Por tratarse de campos convencionales maduros en la Cuenca Neuquina, el principal desafío para Capex es mantener y recuperar la producción existente mediante reparaciones y mejoras en pozos ya perforados, más que descubrir nuevas reservas. En el último período reportado, la empresa completó dos pozos en Loma Negra y realizó un programa de reparaciones, mientras que en La Yesera no se registraron nuevas perforaciones.
Con la salida de IFC, que deja de formar parte de los consorcios, Capex concentra una mayor porción de estas áreas que ya operaba. Paralelamente, la compañía continúa desarrollando proyectos no convencionales en Neuquén a través de Agua del Cajón, donde avanza con perforaciones horizontales, combinando así la explotación de shale con la de campos tradicionales.
El paro que afecta la actividad en los yacimientos de PECOM tiene un trasfondo empresarial, según señaló Jorge Ávila, secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut. En una conferencia de prensa, Ávila responsabilizó directamente a la empresa Vientos del Sur como promotora de la medida que detiene las operaciones.
“Ahora, vos mirás, todo es Viento del Sur. Viento del Sur para el yacimiento. Y es un paro. Yo no puedo decir que es un paro de otro sector. Es un paro de Viento del Sur”, afirmó el dirigente, enfatizando que quienes están detrás del conflicto son los propietarios de empresas de transporte, no solo trabajadores sindicalizados.
Ávila explicó que los responsables son dueños de camiones, por lo que calificó la medida como una acción empresarial: “Estas empresas dueñas, porque son empresarios, los que están parando el yacimiento son empresarios”.
El conflicto se enmarca en un contexto de transformación en la actividad convencional tras la salida de YPF y la entrada de nuevas operadoras a los yacimientos. Ávila señaló que los empresarios no han comprendido estos cambios y buscan mantener los precios que cobraban con YPF, algo que ya no es viable. “Quieren seguir cobrando las facturas globales que cobraban con operadores como YPF, que hoy no lo pueden hacer con las operadoras que están llegando al mercado”, aseguró.
Respecto a la disputa comercial, el dirigente indicó que el problema radica en los precios de los servicios de transporte: “Si vos como dueño de los camiones no podés mantener la actividad o no sabés cómo hacerlo, es un problema de precio. Bueno, los precios esos hoy nadie los va a pagar porque son una locura”.
Ávila aclaró que este tipo de discusiones deben darse entre empresarios y no trasladarse a los trabajadores: “Yo de gremio podemos charlar de gremio. Lo que no puedo charlar yo es tema empresarial”.
La medida de fuerza ya afecta la operatividad en los yacimientos, ya que por la falta de transporte de materiales no se pueden llevar a cabo ciertas tareas esenciales. “La herramienta no se mueve, está parada. Tenían que llevar caño, no lo llevan”, confirmó.
El conflicto también está vinculado a una disputa por el uso de bandejas o canastos para el traslado de caños entre locaciones. Ávila explicó que un pequeño incidente con una bandeja instalada por el equipo fue suficiente para que las operaciones quedaran paralizadas: “Todo por un camioncito que desarma una bandeja, que el equipo lo puso, lo instaló propio y automáticamente quedó parado por eso. Porque pusiste una bandejita”.
Este paro se da en un momento clave para PECOM, que está desarrollando un ambicioso plan para recuperar la producción en los yacimientos maduros de Chubut. La estrategia incluye nuevas perforaciones y proyectos de recuperación terciaria, con un programa que contempla 44 pozos y 13 plantas de polímeros.
Ávila también resaltó la caída que sufrió la actividad convencional en los últimos años, recordando que la cuenca llegó a contar con 22 perforadores, cifra que actualmente no se mantiene. Criticó a quienes no advirtieron el impacto de estos cambios: “No se dieron ni cuenta lo que pasó todo alrededor… Creo que se quedaron dormidos en otro pensamiento y no se dieron cuenta del problema grave que estamos todos”.
Además, destacó que el sindicato petrolero soportó el ajuste con una pérdida significativa de trabajadores, pero enfatizó que el gremio continúa trabajando con normalidad: “Nosotros no estamos haciendo paro, seguimos trabajando normal y habitual”.
La postura del sindicato es defender la continuidad de las tareas petroleras y mantener la actividad en los yacimientos. Ávila afirmó que la asamblea decidió proteger lo establecido en el convenio y buscar que toda la actividad sea petrolera: “La asamblea tomó una decisión, vamos a defender todo lo que se inició del convenio, vamos a tratar de que sea todo petrolero porque corresponde después de todo este quilombo”.
Finalmente, el dirigente pidió que los trabajadores sigan subiendo a los yacimientos para continuar con las operaciones: “Yo le estoy pidiendo a mis equipos que suba la gente a trabajar”. Concluyó: “Mi pensamiento es que mi gente suba, que trabaje y que construya una idea mejor. Esto es lo principal para mí”.
La paralización ocurre en un contexto donde PECOM avanza con inversiones millonarias, incluyendo la audiencia pública para una planta de tratamiento de gas en Meseta Buena Esperanza y la licitación de caños para el gasoducto troncal. El proyecto, impulsado por un consorcio formado por YPF, Eni y XRG, representa una inversión de USD 51.000 millones y busca exportar 12 millones de toneladas anuales de gas natural licuado desde el Golfo San Matías.
Chevron ha puesto a Argentina en el centro de su estrategia global para ampliar su negocio de gas natural licuado (GNL). Freeman Shaheen, presidente de Global Gas de la petrolera estadounidense, resaltó en la conferencia Gastech en Bangkok las “grandes perspectivas” que ofrece el desarrollo de Vaca Muerta, la formación neuquina que representa un importante reservorio de crudo y gas no convencional.
Aunque aún no hay proyectos o acuerdos concretos de Chevron para ingresar en iniciativas de GNL en Argentina, la compañía está evaluando la incorporación del país dentro de su cartera global de suministro de gas. Esta decisión se da tras la presentación de un proyecto de inversión por u$s13.800 millones para desarrollar El Trapial, ubicado en Vaca Muerta, bajo el régimen de incentivos a las grandes inversiones.
Chevron tiene una presencia consolidada en Argentina desde 1999, con más de 26 años de operaciones y una inversión acumulada superior a los u$s10.000 millones. Un punto de inflexión fue el acuerdo alcanzado en 2013 con YPF para desarrollar Loma Campana, que hoy es el principal yacimiento no convencional del país, con una producción cercana a 100.000 barriles diarios y una participación del 50% para Chevron.
Además de Loma Campana, Chevron opera el área El Trapial, con una producción aproximada de 7.000 barriles diarios, y mantiene actividades exploratorias en Narambuena y Loma del Molle. El proyecto de El Trapial se posiciona como uno de los más importantes presentados dentro del régimen de incentivos y podría ser clave para monetizar la producción gasífera de Vaca Muerta.
Actualmente, Chevron espera contar con una capacidad de suministro de GNL de alrededor de 20 millones de toneladas anuales, que combina producción propia y contratos de abastecimiento. De ese total, 16 Mtpa provienen de proyectos propios y 4 Mtpa de contratos en la costa estadounidense del Golfo de México, que comenzaron a operar en febrero de 2026 y se irán ampliando en los próximos años.
La estrategia de la petrolera no solo busca aumentar el volumen de GNL sino también analizar proyectos según su viabilidad económica, fiscal, regulatoria y geopolítica. “Todo va a ser analizado en nuestra lista de proyectos y será clasificado”, explicó Shaheen, dejando en claro que Vaca Muerta competirá por inversiones con otros desarrollos globales.
El contexto internacional, marcado por la guerra entre Rusia y Ucrania y el reciente conflicto en Medio Oriente, ha generado disrupciones en los mercados globales de gas, elevando la volatilidad y los precios del GNL. Para Chevron, esta situación evidencia la necesidad de diversificar tanto las fuentes de suministro como las estructuras de contratación para garantizar la seguridad energética.
Según Shaheen, los compradores internacionales prefieren asegurar moléculas mediante contratos a largo plazo y con proveedores diversificados, evitando depender excesivamente del mercado spot, que no es tan líquido como el del petróleo. En este marco, Argentina, con su creciente producción de gas no convencional en Vaca Muerta, puede convertirse en un proveedor clave para los mercados globales.
Sin embargo, Chevron enfrenta una competencia interna por capital, ya que también apuesta fuerte por Venezuela, donde planea inversiones superiores a u$s7.000 millones para duplicar la producción petrolera hacia 2031. “Venezuela va a requerir una gran cantidad de capital próximamente”, afirmó Shaheen, enfatizando que cada proyecto será evaluado y priorizado según su potencial y condiciones.
Además de América Latina, Chevron tiene en su radar regiones como Australia, África y el Mediterráneo Oriental. En junio de 2026, la compañía obtuvo la aprobación para operar y liderar la exploración de gas en un bloque offshore frente a Grecia. En Australia, maneja importantes proyectos de GNL como Gorgon y Wheatstone, con ventas significativas hacia Japón y acuerdos en Singapur para suministrar GNL a partir de 2028.
India también es vista como un mercado con gran potencial para el crecimiento del GNL, aunque con desafíos comerciales debido a su preferencia por precios de referencia. Shaheen señaló que “India todavía está evolucionando” y que con el tiempo surgirán oportunidades importantes en ese país.
En Argentina, el desarrollo del GNL se materializa a través de varios proyectos emblemáticos. El mayor es Argentina LNG, impulsado por YPF, Eni y XRG, con una capacidad inicial prevista de 12 Mtpa mediante dos unidades flotantes de licuefacción, con decisiones de inversión final esperadas para el cuarto trimestre de 2026 y operaciones que comenzarían en 2030 y 2031.
En paralelo, Southern Energy avanza en un proyecto FLNG en Río Negro con capacidad cercana a 6 Mtpa y participación de PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. Su primera unidad flotante se espera que esté operativa a fines de 2027. También existe LNG del Plata, promovido por Camuzzi, con un enfoque distinto y menor escala.
Estas iniciativas evidencian que Vaca Muerta está transitando de ser un foco de producción a convertirse en una plataforma de exportación global de gas, en la que actores internacionales como Chevron ya están interesados. La declaración de Freeman Shaheen reafirma el interés estratégico de la petrolera en Argentina, aunque el compromiso concreto con proyectos de GNL aún está por definirse.
El contexto geopolítico y la creciente preocupación por la seguridad energética mundial impulsan a grandes compañías a buscar diversidad en sus fuentes de suministro. Para Chevron, la diversificación es clave para mitigar riesgos y responder a la demanda global.
El próximo paso para Argentina será demostrar su capacidad para transformar el potencial geológico de Vaca Muerta en una oferta exportadora competitiva de GNL, con infraestructura adecuada, contratos de largo plazo y un marco regulatorio que atraiga inversiones internacionales.
Después de casi cuatro meses de permanecer frenado en el Senado, el proyecto que modifica el régimen de subsidios al gas en las denominadas Zonas Frías comenzará finalmente a ser tratado en comisión. El primer paso se dará este miércoles a las 16, cuando se reúna un plenario de las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y de Presupuesto y Hacienda, con la exposición de funcionarios del gobierno de Javier Milei.
La iniciativa, que ya cuenta con media sanción de la Cámara de Diputados desde el 20 de mayo, propone una serie de modificaciones al esquema vigente y también contempla cambios vinculados con las deudas eléctricas. Desde entonces, el oficialismo tuvo dificultades para reunir los respaldos necesarios en el Senado y el expediente quedó sin avanzar.
La reunión de este miércoles será el primer movimiento formal dentro del Senado avanzar con la discusión. Para exponer sobre el proyecto fueron convocados el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel Cristian González Casartelli; la secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti; y el subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Eduardo Sanfilippo.
El oficialismo confía ahora en contar con los votos suficientes para conseguir dictamen y habilitar así el siguiente capítulo de la discusión, es decir, su tratamiento. Sin embargo, el escenario es diferente cuando el proyecto llegue al recinto: allí el gobierno deberá reunir una mayoría que, hasta el momento, fue precisamente el principal obstáculo para que la iniciativa pudiera avanzar.
El escenario comenzó a destrabarse en agosto, cuando el gobierno avanzó en un acuerdo con algunos gobernadores del norte para modificar el esquema original de subsidios y buscar así los respaldos necesarios en la Cámara Alta. La negociación apuntó a introducir cambios en el proyecto para garantizar un esquema que resultara aceptable para las provincias y, al mismo tiempo, permitiera al oficialismo avanzar con su tratamiento legislativo a través de una iniciativa para establecer subsidios a las zonas calientes.
Con el nuevo régimen de zona fría del gobierno perderán el subsidio 1.600.000 usuarios, mientras que lo conservarán 1.800.000 de usuarios inscriptos en el programa de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), quienes tendrán un “descuento superior al 75%” sobre el consumo de gas en los meses de invierno.
La política seguirá vigente para hogares socioeconómicamente vulnerables (con ingresos de hasta tres canastas básicas por familia tipo, actualmente 4.3 millones de pesos), hogares con al menos un integrante con Certificado Único por Discapacidad (CUD), titulares de Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur y beneficiarios del Registro Nacional de Barrios Populares.
A partir de los cambios en el régimen de zona fría, se subsidiará el metro cúbico de consumo de gas natural y no la totalidad de la factura -que incluye el cargo fijo-, como sucede hasta ahora.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, declaró este lunes que Moscú y Kiev acordaron no lanzar ataques contra objetivos energéticos.
“Ucrania ha acordado no atacar objetivos energéticos rusos. ¡Rusia ha acordado hacer lo mismo!”, publicó en Truth Social. Asimismo, el mandatario estadounidense manifestó que el aumento del precio mundial del diésel se debe principalmente al conflicto ucraniano, “no a Irán”.
Previamente, el mandatario estadounidense aseveró que Volodímir Zelenski “tiene que hacer una cosa: tiene que dejar de destruir las instalaciones de combustible diésel en Rusia”.
“No queremos que ataque el combustible diésel”, insistió, agregando que la Administración de los Estados Unidos habló de estas acciones con Zelenski.
Según explicó, los ataques ucranianos contra instalaciones de combustible rusas provocan escasez.
Mientras, desde el Kremlin subrayaron que “no se puede sino acoger con satisfacción cualquier llamamiento al régimen de Kiev de poner fin a los ataques contra la infraestructura económica civil”.
En julio Rusiaimpuso restricciones a la exportación de diésel para garantizar el abastecimiento interno, después de que sus refinerías sufrieran ataques con drones ucranianos. Esa prohibición estará vigente hasta el 30 de septiembre de este año.
El problema del diésel
La semana pasada, el precio del diésel en los Estados Unidos alcanzó la cifra récord de seis dólares por galón (3,79 litros) por primera vez en la historia, informó GasBuddy, el servicio que evalúa los precios de combustibles. El año anterior el precio promedio nacional fue de 3,70 dólares.
El secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright, vinculó los precios récord del combustible diésel con los ataques de las fuerzas ucranianas contra las refinerías rusas y la política de administración del expresidente Joe Biden.
“El diésel se ha visto afectado por muchos factores, pero el principal ha sido la destrucción de las refinerías rusas por parte de Ucrania”, afirmó.
Por su parte, las reservas de diésel en Europa se aproximan a sus niveles más bajos en años, apuntó en julio Morgan Stanley.
El Gobierno de Bolivia defendió su compromiso de eliminar desde enero de 2027 la subvención estatal a los combustibles y negó que la medida constituya una condición impuesta por el Fondo Monetario Internacional (FMI) a cambio de un crédito de 1.900 millones de dólares para el país.
Además, anunció el cierre de hasta 10 empresas públicas, aunque no precisó cuáles son. “No hay ningún condicionamiento en ese sentido (sobre la subvención a los combustibles); es un tema que nosotros hemos construido dentro del marco de las políticas fiscales y económicas que tenemos que sacar como país”, afirmó el ministro de Economía y Finanzas Públicas, Christian Morales, durante una conferencia de prensa.
El ministro sostuvo que la decisión responde a una cuestión de responsabilidad económica y defendió la eliminación del subsidio como una de las medidas que permitirán liberar recursos públicos para financiar hospitales, colegios, carreteras e infraestructura productiva.
El presidente Luis Arce Morales consideró que la política acordada con el organismo internacional es la correcta para apuntalar el crecimiento económico de Bolivia.
El compromiso de eliminar la subvención a los combustibles en 2027 está contemplado en el punto 13 del Memorando de Políticas Económicas y Financieras enviado por el Gobierno al FMI como parte del proceso para acceder a un nuevo crédito.
El documento establece que los precios nacionales de los carburantes deberán alcanzar, desde enero de 2027, un nivel de recuperación de costos, mientras el Gobierno incrementará el gasto específico en asistencia social para amortiguar el impacto sobre los sectores más vulnerables.
Morales explicó que el Ejecutivo comenzó a finales de diciembre de 2025 a desmontar parcialmente la subvención, al considerar que el mecanismo beneficiaba solo a determinados sectores y, además, favorecía a las economías de países vecinos.
El levantamiento total del subsidio será analizado hacia finales de este año, añadió el ministro, quien aseguró que el Gobierno no dejará de lado a los sectores vulnerables ante los posibles efectos de los ajustes en los precios de los carburantes.
La decisión representa un giro respecto de la política aplicada durante años en Bolivia para mantener los precios internos de los combustibles por debajo de sus costos de importación y producción.
La petrolera estatal YPF confirmó en la feria Gastech 2026 (Bangkok) que ya tiene compradores para Argentina LNG, el megaproyecto que desarrolla junto a la italiana Eni y la emiratí XRG, con una inversión total de USD 51.000 millones.
Según el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, la compañía está próxima a firmar entre dos y tres contratos de venta de entre 0,5 y 1,5 millones de toneladas anuales de GNL. Fuentes cercanas aseguran que ya hay más de un acuerdo cerrado, lo que marca un avance decisivo en la comercialización del proyecto.
La infraestructura prevista es inédita para la industria energética nacional: dos barcos fábrica licuefactores frente al Golfo San Matías (Río Negro), con capacidad mínima de 12 millones de toneladas anuales, escalable hasta 18 millones. Para abastecerlos se construirá un gasoducto de 527 km desde Neuquén, un poliducto para líquidos asociados y una planta de tratamiento de escala comparable a la refinería de La Plata.
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El financiamiento avanza en paralelo. La primera etapa, valuada en USD 15.500 millones, atrajo a 47 bancos internacionales, con ofertas que duplicaron lo requerido. JP Morgan y Santander lideran el diseño financiero, mientras que ya se lanzó la licitación de tubos por USD 2.000 millones, con adjudicación prevista para noviembre/diciembre.
El proyecto se inscribió en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), convirtiéndose en el mayor presentado hasta ahora. La aprobación oficial aún está pendiente, y Marín fue categórico: “Sin RIGI hoy no hay LNG”.
Las proyecciones son de largo alcance: a partir de 2031, Argentina LNG generará exportaciones por USD 10.000 millones anuales, con contratos de largo plazo apuntados principalmente a Europa y Asia, en un mercado global de GNL marcado por tensiones geopolíticas y búsqueda de proveedores seguros.
Un informe de la International Gas Union (IGU), ARPEL y OLADE proyecta un paquete de inversiones por US$ 3.650 millones destinado a vincular el potencial gasífero de Vaca Muerta con la demanda energética de Chile, en un contexto marcado por el declive de la producción boliviana y la necesidad de descarbonizar la matriz eléctrica chilena.
El plan se divide en dos frentes principales. El primero, con una inversión de US$ 1.400 millones, busca ampliar el Gasoducto Centro-Oeste y el ducto GasAndes, garantizando exportaciones firmes de hasta 16 MMm³/d hacia la zona central chilena.
El segundo tramo, estimado entre US$ 1.200 y 1.500 millones, apunta a intervenir la red norte de TGN y habilitar envíos a través de GasAtacama y Norandino, destinados a abastecer la minería y el parque generador del norte chico chileno.
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La brecha entre la capacidad instalada de los tres ductos transandinos (30 MMm³/d) y el consumo promedio en Chile (19 MMm³/d entre 2020 y 2024) refleja cuellos de botella en el sistema de transporte. Según el informe, el sector eléctrico chileno requiere 14,7 MMm³/d adicionales para lograr el apagado efectivo de sus centrales a carbón.
El contexto regional refuerza la urgencia: la producción boliviana cayó de 60 MMm³/d en 2015 a 28 MMm³/d en 2025, con proyecciones que anticipan la ausencia de saldos exportables hacia 2030. En paralelo, Argentina ejecuta obras clave de expansión —como el gasoducto Perito Moreno, el tramo Mercedes-Cardales y la reversión del Gasoducto Norte— que aportarán 14 MMm³/d adicionales a partir del invierno de 2027.
La estrategia se inscribe en un momento decisivo para la integración energética del Cono Sur. “América Latina y el Caribe se encuentran en un momento decisivo para su futuro energético”, señala el documento, que ubica al corredor transandino como eje central para enlazar oferta y consumo.
El gobernador Rolando Figueroa envió a la Legislatura el proyecto de ley que ratifica el acuerdo con las principales empresas hidrocarburíferas que operan en Vaca Muerta, por el cual se prevé un aporte de hasta US$177,675 millones destinado a obras de pavimentación y repavimentación en corredores estratégicos.
Las obras se concentrarán en las rutas provinciales 8, 51 y 7, con un total de 160 kilómetros de intervención. La primera será la pavimentación de la Ruta 8 en el tramo conocido como “Camino de la Tortuga”, seguida por la Ruta 51 y finalmente la Ruta 7, que conecta con Río Negro.
Según el convenio, las empresas adelantarán los recursos y podrán recuperarlos mediante su imputación a futuras regalías y/o al canon extraordinario de producción. El recupero estará limitado al 20% mensual, mientras que el 80% restante continuará siendo abonado a la Provincia. El mecanismo comenzará a aplicarse a partir del mes 30 desde la efectivización de cada aporte.
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El acuerdo fue firmado el pasado 8 de septiembre con la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y cuenta con la participación de compañías como YPF, Pan American Energy, Chevron, Pluspetrol, Total Austral, Vista Oil & Gas, Pampa Energía, Wintershall, Shell, Phoenix Global Resources, GeoPark, Continental Resources y Tecpetrol.
La iniciativa busca resolver uno de los principales desafíos que plantea el crecimiento de Vaca Muerta: la presión del tránsito pesado sobre rutas que no fueron diseñadas para soportar semejante volumen de camiones y equipos. “Es un mecanismo win-win, porque acelera las obras y mejora las condiciones de circulación de las propias operadoras”, definió Figueroa.
El proyecto también crea una Cuenta Especial dentro del Fideicomiso de Responsabilidad Social Empresaria, administrado por Fiduciaria Neuquina S.A., donde ingresarán los aportes de las compañías. Además, faculta al Ejecutivo a negociar un incremento del monto máximo si los recursos previstos no fueran suficientes para completar las obras.
El gobernador Alberto Weretilneck anunció que Río Negro invertirá $7.000 millones provenientes del Proyecto Duplicar Norte en la reparación y mantenimiento de las rutas nacionales 22 y 151, dos corredores estratégicos del Alto Valle. El proyecto de ley enviado a la Legislatura establece que los fondos tendrán un destino exclusivo en infraestructura vial, sin posibilidad de utilizarlos para gastos corrientes.
“Decidimos que este dinero será invertido automáticamente en las primeras obras, a partir del mes de noviembre”, señaló Weretilneck, quien además impulsó un acuerdo con Nación para que la Provincia asuma la gestión de ambas rutas.
El mandatario subrayó que la medida forma parte de una estrategia más amplia: hacerse cargo de corredores estratégicos y transformar los nuevos recursos energéticos en soluciones concretas. “Estamos cumpliendo el compromiso que asumimos para que nuestras rutas estén en condiciones. Río Negro tiene rumbo y tiene futuro”, sostuvo.
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El acuerdo con la empresa Oldelval es parte del Proyecto Duplicar Norte, que contempla la construcción de un oleoducto de 207 kilómetros, de los cuales 146 atravesarán territorio rionegrino. Como contraprestación, la Provincia recibirá el aporte de $7.000 millones y una tasa anual de U$S 200.000 destinada a tareas de control y fiscalización.
La obra fue declarada de interés público y se incorporó al régimen provincial que prioriza la contratación de mano de obra local, reforzando el impacto positivo en la economía regional.
En este caso, los fondos iniciales permitirán transformar una oportunidad productiva en mejores rutas para miles de rionegrinos, reforzando la seguridad vial, la producción y la vida cotidiana en el Alto Valle.
El gobierno de Neuquén proyecta que en 2027 se pondrán en producción 600 nuevos pozos en Vaca Muerta, un salto histórico que triplica el ritmo de hace cinco años y que pondrá a prueba la capacidad de los servicios básicos de la industria.
La cifra representa un incremento del 28% respecto de 2025, cuando se conectaron 467 pozos, y marca un cambio de escala que tendrá como principal desafío la provisión de arena de fractura, insumo crítico para el desarrollo de shale oil y shale gas.
En la serie histórica, la actividad pasó de 185 pozos en 2018 y 183 en 2019, a apenas 89 en 2020 por la pandemia. Desde entonces, el crecimiento fue sostenido: 260 en 2021, 404 en 2022, 411 en 2023, 420 en 2024, y 467 en 2025. Hasta julio de 2026 ya se habían sumado 284 pozos.
Con la puesta en marcha del sistema Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la provincia espera alcanzar por primera vez los 600 pozos en un año, lo que equivale a casi el 10% de los 7.039 pozos que estaban en producción en julio en toda Neuquén, incluyendo los convencionales.
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La demanda de arena de fractura crecerá en paralelo: de 6 millones de toneladas en 2026 a 7,5 millones en 2027, un aumento del 45%. Y hacia 2029, con un ritmo proyectado de 1.000 pozos por año, la necesidad podría trepar a 12 millones de toneladas.
El cambio de escala también tensionará otros eslabones de la cadena: transporte de operarios, disponibilidad de agua, equipos especiales y personal calificado. La extensión de ramas horizontales, que hace una década eran de apenas 1.000 metros y hoy superan los 4.000, muestra cómo la tecnología ha permitido mejorar la productividad de cada pozo.
Más allá de estas mejoras, el escenario es claro: la actividad crecerá primero de la mano de la exportación de petróleo, y luego con la incorporación de proyectos de gas natural licuado (GNL). La duda está en cómo se atenderán los cuellos de botella por venir, especialmente en insumos críticos como arena y agua.
La declaración jurada simplificada de Ganancias no es un blanqueo tradicional, pero busca otorgar seguridad jurídica a quienes exterioricen fondos bajo sus condiciones.
La declaración jurada simplificada de Ganancias, creada por la Ley 27.799 de Inocencia Fiscal, no es un blanqueo como los que hubo anteriormente en la Argentina, con perdón de sanciones penales e impositivas. Sin embargo, busca brindar seguridad frente a posibles denuncias y fiscalizaciones de ARCA a quienes cumplan con sus condiciones.
El régimen permite llevar dólares en efectivo a un banco o a un agente de Bolsa, o destinarlos a la compra de un inmueble. La bancarización puede realizarse en cualquiera de los dos extremos de la operación; por ejemplo, al finalizar la compra de un automóvil, a través de la concesionaria.
El objetivo de esta modificación de la Ley de Inocencia Fiscal sigue siendo que esos ahorros puedan formalizarse dentro del sistema bancario sin penalidad alguna, otorgando la tranquilidad de que, independientemente del gobierno de turno, quienes cumplan con el régimen estarán protegidos.
Paso a paso para ingresar los dólares del colchón con Inocencia Fiscal
Paso 1: Adhesión formal a Ganancias Simplificado
Presentar ante ARCA la opción de adhesión a la declaración simplificada del Impuesto a las Ganancias.
Cumplir con la condición de residente fiscal en el país durante la totalidad del período fiscal correspondiente. Este requisito se exceptúa para el período fiscal 2025.
Obtener la constancia de adhesión emitida por ARCA, que permitirá acreditar esa condición ante terceros.
No revestir la condición de Gran Contribuyente ni de funcionario público. Estos sujetos pueden adherir a Ganancias Simplificado, pero no acceden a los beneficios de la presunción de exactitud para el año base 2025 ni al tapón fiscal en IVA y Ganancias para los períodos no prescriptos 2022, 2023 y 2024.
Paso 2: Elección del canal de bancarización o aplicación de los fondos
El contribuyente debe canalizar los fondos a través de una de las dos vías autorizadas por la ley:
Vía financiera o bursátil
Realizar la operación por medio de entidades autorizadas por el BCRA o la CNV, asegurando que la bancarización formal se verifique en el origen o en el destino de los fondos.
Vía inmobiliaria directa
Aplicar los dólares en efectivo ante el escribano, al momento del otorgamiento de escrituras públicas destinadas a constituir, modificar, declarar o extinguir derechos reales sobre inmuebles.
Paso 3: Validación ante el Sujeto Obligado y debida diligencia de la UIF
Presentar la constancia de adhesión al régimen ante la entidad bancaria, el agente bursátil o el escribano interviniente, todos ellos Sujetos Obligados ante la UIF en materia de prevención del lavado de dinero.
La entidad validará la situación en tiempo real mediante consultas automatizadas o a través de la API de ARCA.
La constancia funcionará como antecedente favorable para que el Sujeto Obligado encuadre al contribuyente, cuando se trate de una persona humana, dentro del esquema de monitoreo simplificado fijado por la UIF. De este modo, se procura mitigar la emisión de Reportes de Operaciones Sospechosas (ROS) por falta de acreditación previa del origen de los fondos.
Dentro de los 15 días posteriores a la aprobación de la ley, la reglamentación de la UIF establecerá tres escalas de monitoreo: simplificado, de intensidad media y de intensidad alta. Según declaraciones del presidente del Banco Central, Santiago Bausili, el esquema más simplificado se aplicará a las personas humanas que exterioricen fondos bajo este régimen, con el objetivo de mitigar la emisión automática de ROS por falta de declaración previa del origen.
Paso 4: Declaración e imputación patrimonial
En el caso de compras inmobiliarias u operaciones concretadas antes del 31 de diciembre de 2027, los fondos deberán computarse como bienes incorporados al patrimonio en la fecha exacta en que se realice la transacción, a los efectos del Impuesto sobre los Bienes Personales.
La declaración jurada base de Ganancias deberá mantenerse cumplida en tiempo y forma para conservar la presunción de exactitud y la protección del tapón fiscal frente a eventuales cuestionamientos sobre el origen de los fondos.
Paso 5: Mecanismo de subsanación ante una fiscalización
Los fondos exteriorizados y canalizados de acuerdo con las pautas de la Inocencia Fiscal por contribuyentes alcanzados por el régimen gozarán de la presunción de exactitud hasta el 31 de diciembre de 2027.
Si ARCA detecta una “discrepancia significativa” y emite una orden de intervención o inspección, la protección sobre los dólares del colchón no se perderá automáticamente.
Para desactivar la discrepancia significativa y mantener los beneficios de la Inocencia Fiscal, deberá presentarse la declaración jurada rectificativa y cancelarse o regularizarse los saldos e intereses dentro de los 15 días hábiles siguientes a la notificación.
Cuándo existe una discrepancia significativa en Ganancias Simplificado
Se considera que existe una discrepancia significativa cuando se verifica, al menos, una de las siguientes condiciones:
Diferencia porcentual y umbral mínimo
Incremento del impuesto determinado o reducción de quebrantos igual o superior al 15% respecto de lo declarado.
Umbral mínimo aplicable
La diferencia debe superar el 5% del importe fijado para evasión simple por el Régimen Penal Tributario. Con un umbral de $100 millones, el mínimo perseguible es de $5 millones.
Superación del límite penal
Cuando la diferencia supera directamente el importe total fijado para la evasión simple.
Uso de facturas falsas o cómputos improcedentes
En estos casos, la discrepancia se configura desde $1, sin topes.
Qué reglas protegen al contribuyente frente a ARCA
ARCA deberá aplicar reglas estrictas a favor del contribuyente:
· La diferencia no será considerada discrepancia significativa si el contribuyente presenta una declaración jurada rectificativa dentro de los 15 días hábiles y regulariza los saldos adeudados.
· La carga de probar la diferencia recaerá exclusivamente sobre ARCA.
· ARCA solo podrá basarse en información declarada por el contribuyente, en la disponible en sus sistemas informáticos o en la proporcionada por terceros.
· No podrá utilizar presunciones de “incremento patrimonial no justificado” ni de “depósitos bancarios superiores a los ingresos declarados” para fundamentar discrepancias significativas respecto de los dólares del colchón formalizados bajo la Ley de Inocencia Fiscal.
Las petroleras YPF y Petrobras firmaron un memorando de entendimiento (MoU) con el objetivo de evaluar nuevas oportunidades de negocio en exploración y producción de hidrocarburos. El acuerdo, de carácter no vinculante, tendrá una duración inicial de tres años, prorrogables por otros tres, y busca fortalecer la cooperación tecnológica entre ambas compañías.
El documento fue rubricado por Jonilton Pessoa, gerente ejecutivo de Exploración de Petrobras, y María Fernanda Raggio, vicepresidenta de Exploración de YPF. Ambas empresas destacaron que la iniciativa apunta a aprovechar sus fortalezas complementarias: Petrobras en aguas profundas y YPF en reservorios no convencionales como el shale oil y shale gas.
En este marco, el campo Río Neuquén, operado por YPF con participación de Petrobras, será uno de los ejes del acuerdo. Ubicado en la Cuenca Neuquina, este bloque es considerado estratégico por sus recursos no convencionales y por su potencial de expansión en el marco de Vaca Muerta.
El antecedente más cercano es la decisión de Petrobras, en 2025, de cancelar la venta de su filial Operaciones S.A. (POSA), que posee y opera el bloque Río Neuquén. Esa medida reforzó la relevancia de Vaca Muerta como polo energético y abrió la puerta a nuevas alianzas con YPF.
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Según Pessoa, “siempre buscamos colaborar con empresas que tengan competencias complementarias a las nuestras y que puedan ayudar a diversificar nuestro portafolio, como YPF, una referencia en América Latina en la explotación de reservorios no convencionales”.
La colaboración tiene el potencial de dinamizar la producción de hidrocarburos en una región clave para la seguridad energética de Argentina y sus socios comerciales. Además, se espera que impulse inversiones y tecnologías avanzadas que mejoren la eficiencia y sostenibilidad de las operaciones.
En términos estratégicos, el acuerdo consolida a Vaca Muerta como un polo de referencia regional, capaz de atraer capital y know-how internacional, y de fortalecer la posición de Argentina en el mercado energético latinoamericano.
Argentina podría superar los USD 2.000 millones anuales en exportaciones de GLP hacia 2030, según estimaciones del Instituto de Energía de la Universidad Austral. Hoy el país despacha 1,6 millones de toneladas de propano y butano a Brasil, Chile y Perú, pero con los proyectos en marcha la cifra podría trepar a 4,8 millones de toneladas, con un excedente exportable de entre 3 y 3,4 millones.
El primero de los desarrollos corresponde a Compañía Mega, integrada por YPF, Petrobras y Dow. A fines de agosto, el Gobierno aprobó su adhesión al RIGI, con una inversión inicial de USD 365 millones destinada a elevar un 27% la producción de líquidos. La ampliación llevará la capacidad de procesamiento de 4.800 a 7.200 toneladas diarias, dentro de un programa integral que podría alcanzar los USD 650 millones.
Por su parte, Transportadora de Gas del Sur (TGS) encara el mayor de los proyectos, con una inversión superior a USD 3.000 millones y una capacidad estimada de entre 2,7 y 2,8 millones de toneladas anuales de líquidos C3+. Según su CEO, Oscar Sardi, la obra demandará 45 meses, generará 4.000 empleos directos y 15.000 indirectos, e incluirá captación, procesamiento, transporte en poliducto, fraccionamiento y una terminal portuaria en Bahía Blanca. Solo este proyecto permitiría exportar USD 1.200 millones anuales.
El tercer eje está vinculado a los desarrollos de GNL en Río Negro, que podrían generar un polo exportador de propano, butano y gasolina natural en el Golfo San Matías, complementario al complejo de Bahía Blanca.
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En el plano internacional, el mercado global de GLP está valuado en USD 380.000 millones y presenta una oferta limitada: solo 19 países exportan, mientras más de 100 son importadores. La región Asia-Pacífico concentra el 60% de la demanda mundial, lo que la convierte en destino natural de cualquier volumen nuevo. Con todos los proyectos en marcha, Argentina podría alcanzar 8 millones de toneladas hacia 2040 y ubicarse entre los cinco primeros exportadores mundiales.
La oportunidad también se refleja en la región. Brasil ya importa el 49% de su GLP desde Argentina, mientras que Chile podría sustituir compras a Estados Unidos. En India, las importaciones de GLP argentino pasaron de 22.000 toneladas en 2025 a 50.000 en el primer semestre de 2026.
En el mercado interno, el Subsecretario de Hidrocarburos Federico Veller destacó que el GLP abastece a 6 millones de hogares y 20 millones de personas sin acceso a redes de gas natural. Señaló además que el RIGI aporta estabilidad fiscal a 30 años, menos burocracia y mejor focalización del subsidio mediante el programa Hogar.
El 14 de septiembre el Brent volvió a superar los USD 100 por barril, alcanzando picos de USD 103 en medio de tensiones en Medio Oriente. Para Argentina, el salto tiene un doble efecto: potencia el ingreso de divisas por exportaciones de Vaca Muerta, pero al mismo tiempo incrementa la presión sobre los precios internos de combustibles, un frente sensible para la inflación.
Según la Secretaría de Energía, en julio la producción nacional alcanzó un récord de 916.200 barriles diarios, un 17,2% más que un año atrás. De ese total, Vaca Muerta aportó 643.100 barriles diarios, con un crecimiento interanual de 26,4%, lo que representa cerca del 70% de la producción del país.
El impacto económico es significativo. De acuerdo con Aleph Energy, cada USD 10 adicionales en el precio del barril implican unos USD 1.300 millones de mejora en la balanza energética anual. El Institute of International Finance (IIF) eleva esa sensibilidad a USD 1.700 millones, equivalente a 0,25% del PBI.
Las proyecciones de Deloitte muestran que las exportaciones hidrocarburíferas podrían pasar de USD 11.000 millones en 2025 a USD 46.700 millones en 2035, con producción cercana a 1,7 millones de barriles diarios. Para sostener ese crecimiento será clave la infraestructura de transporte, en particular el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
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En el mercado interno, la contracara se observa en los surtidores. Desde el inicio de la crisis en Medio Oriente, la nafta acumuló un aumento de 27% y el gasoil de 23%, según Economía & Energía. Aunque el traslado fue menor que en países como Estados Unidos o Perú, la presión internacional vuelve a tensionar el desacople local.
El Gobierno utilizó la política impositiva para contener el impacto. El Decreto 829/2026 postergó hasta el 1° de octubre la aplicación de incrementos pendientes en el impuesto a los combustibles líquidos y al dióxido de carbono.
Los cálculos de Economía & Energía señalan que un aumento de 10% en los precios de los combustibles tendría un impacto directo de 0,36 puntos porcentuales en el IPC, además de un efecto indirecto por mayores costos de transporte y logística.
En conclusión, el petróleo caro mejora las cuentas externas pero tensiona la economía interna. La paradoja expone la necesidad de infraestructura exportadora y de políticas que amortigüen el traslado a precios locales, en un contexto donde Vaca Muerta se consolida como motor de divisas y desafío inflacionario.
En el marco de Argentina Mining Salta 2026, YPF presentó su propuesta integral para acompañar el crecimiento de la minería argentina y destacó la disponibilidad comercial de Diesel 10 Minero, un combustible especialmente desarrollado para responder a los desafíos operativos de una de las industrias con mayor potencial de crecimiento del país.
La minería enfrenta hoy nuevos desafíos vinculados al abastecimiento energético, la eficiencia operativa y la necesidad de garantizar continuidad en proyectos ubicados en entornos remotos y condiciones extremas. En ese contexto, YPF impulsa una estrategia orientada a acompañar el desarrollo de la actividad con soluciones diseñadas específicamente para las necesidades del sector.
Uno de los principales hitos presentados durante el encuentro fue Diesel 10 Minero, un combustible de ultra bajo contenido de azufre, libre de biocomponentes y desarrollado para operar en alta montaña y temperaturas extremadamente bajas. Su formulación permite un desempeño confiable en condiciones exigentes y contribuye a mejorar la eficiencia y continuidad de las operaciones mineras.
Pero el producto es parte de una propuesta más amplia. San Antonio de los Cobres se consolida como un punto estratégico para el desarrollo del NOA. Esta nueva base logística integral fue diseñada para acompañar el crecimiento de la minería. El complejo incluye una estación de servicio modular YPF, una planta de suministro de combustible especialmente orientada a las operaciones mineras y un patio logístico para la carga, descarga y movimiento de equipos e insumos.
Durante Argentina Mining Salta 2026 , la compañía también presentó la propuesta de YPF Luz, que combina soluciones integrales de abastecimiento eléctrico, como contratos de energía renovable, generación on-site y el desarrollo de infraestructura adaptada a las necesidades de cada proyecto.
Asimismo, YPF Gas exhibió sus soluciones para operaciones remotas, integrando abastecimiento de GLP, infraestructura, logística y soporte técnico especializado.
La propuesta se completa con lubricantes de alto desempeño, asistencia técnica especializada y herramientas de mantenimiento predictivo desarrolladas por YPF para maximizar la productividad de los equipos y optimizar costos operativos.
Con más del 90% de participación en el mercado de combustibles para minería y presencia en los principales proyectos del país, YPF continúa fortaleciendo una propuesta integral especializada para acompañar el desarrollo de una industria clave para el futuro productivo argentino.
El Gobierno de Mendoza dio un paso fundamental en el proceso licitatorio para la concreción del Cierre de Anillo eléctrico en 132 kV entre San Rafael y General Alvear, junto a la construcción de la nueva estación transformadora Parque Industrial San Rafael (PISR).
Con la apertura de la etapa de consulta de los pliegos provisorios, las firmas del sector energético y de la construcción ya pueden acceder a la documentación técnica, especificaciones y requerimientos metodológicos necesarios para la elaboración de sus ofertas.
Las empresas interesadas en revisar el material y conocer los detalles del proyecto pueden ingresar directamente al portal oficial a través de este enlace.
La megaobra representará una transformación estructural para la matriz productiva y social del Sur mendocino. Su ejecución no solo fortalecerá los puntos más vulnerables de la red actual, sino que resolverá el cuello de botella energético al descomprimir la Estación Transformadora San Rafael —que hasta el momento concentra el abastecimiento de la ciudad y zonas aledañas— y permitirá inyectar potencia y energía de manera segura, eficiente y continua para sostener el desarrollo industrial y logístico de la región.
Asimismo, la infraestructura garantizará la confiabilidad del servicio en General Alvear, Bowen y Monte Comán al eliminar la dependencia de una sola línea de alimentación mediante la consolidación del circuito entre Nihuil 3, General Alvear, San Rafael y Nihuil 4.
Este esquema no solo asegurará el suministro energético por los próximos 30 años para demandas superiores a los 80 MVA y facilitará la pronta restitución del servicio ante eventuales contingencias en el corredor Sur, sino que también dejará instalada la capacidad técnica para la futura incorporación de proyectos de generación a partir de fuentes renovables.
El gobernador Claudio Vidal, acompañado por el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, recorrió los trabajos que se llevan adelante con el equipo de perforación CGC-001, en el Yacimiento Tres Picos de Cañadón León, en la Cuenca del Golfo San Jorge santacruceña.
Las autoridades estuvieron acompañadas por Hugo Eurnekian, presidente y CEO de la Compañía General de Combustibles (CGC) y José Lludgar, secretario General del Sindicato del Personal Jerárquicos y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral. En ese marco, se explicó que la incorporación del nuevo equipamiento, forma parte de los compromisos de inversión correspondientes al segundo sub-período 2025-2027, asumidos en el marco de la prórroga de las concesiones hidrocarburíferas aprobada por la Provincia.
Para este período, se contempla un programa de 31 nuevas perforaciones entre 2026 y 2027: nueve previstas para lo que resta del presente año y 22 para 2027.
Nuevo equipo de perforación CGC-001
El CGC-001 es un equipo de perforación Helmerich & Payne (H&P) Flex Rig 4M de 1.000 HP, con capacidad para perforar hasta aproximadamente 3.050 metros de profundidad. Operará de manera permanente en el flanco norte y está destinado a tareas de desarrollo convencional. Su puesta en funcionamiento genera alrededor de 100 puestos de trabajo, entre empleos directos e indirectos vinculados a las distintas tareas y servicios asociados a la actividad de perforación.
VOLVEMOS A PERFORAR EN SANTA CRUZ
Después de años muy difíciles para la actividad, hoy en Tres Picos pusimos en marcha un nuevo equipo perforador de CGC. Esto significa más trabajo, más producción, más regalías y más oportunidades para nuestra gente.
Su configuración incorpora sistema eléctrico VFD, Top Drive, bombas de 1.150 HP y un sistema BOP de 11” y 3.000 psi. El diseño Flex Rig permite una movilización eficiente, con aproximadamente 36 cargas para su traslado y sin necesidad de grúa para el montaje, favoreciendo una rápida puesta en funcionamiento.
La ejecución de los compromisos de inversión y la incorporación de equipamiento para nuevas perforaciones forman parte del objetivo del Gobierno Provincial de recuperar la actividad hidrocarburífera y aumentar la producción, promoviendo el movimiento económico y el desarrollo de la cadena de valor del sector.
Plazos de explotación y áreas que comprende el esquema
Este programa tiene como antecedente la Ley Provincial N° 3771, sancionada en diciembre de 2021, mediante la cual la Legislatura de Santa Cruz aprobó la prórroga por diez años de las concesiones hidrocarburíferas comprendidas en el acuerdo suscripto con Sinopec Argentina Exploration and Production Inc., posteriormente adquirida por CGC.
La extensión estableció nuevos plazos de explotación, con vencimientos escalonados entre 2035 y 2037, además de compromisos de inversión para los distintos períodos.
Las áreas comprendidas en este esquema son Cañadón León, Meseta Espinosa, Tres Picos, Las Heras, Piedra Clavada, Cañadón Seco, Cerro Wenceslao, El Cordón, Sur Piedra Clavada y El Huemul-Koluel Kaike.
Actualmente, los compromisos correspondientes al segundo sub-período se encuentran en ejecución y son objeto de seguimiento por parte del Ministerio de Energía y Minería, en su carácter de autoridad de aplicación de la actividad hidrocarburífera provincial.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, recorrió las obras del Parque Solar Fotovoltaico “On Grid” que el Grupo Conarpesa construye en Puerto Madryn, en el marco del régimen provincial de fomento a la generación distribuida de energía renovable.
El proyecto contará con una potencia pico de 1.756 kWp y permitirá abastecer parte de la demanda energética de la planta procesadora de la empresa. A su vez, el excedente de energía podrá ser inyectado a la red de distribución eléctrica local.
Acompañaron al mandatario el secretario de Producción, Innovación y Empleo de la Municipalidad de Puerto Madryn, Eduardo Arzani, y autoridades del grupo empresario.
UNA LEY PARA LLEVAR ENERGÍA A CADA RINCÓN DE CHUBUT
En Puerto Madryn avanza la construcción del séptimo parque fotovoltaico de Chubut, con 2.832 paneles solares y una potencia instalada de 1.756 kWp, que permitirá reducir costos y fortalecer la generación de empleo en la ciudad.… pic.twitter.com/Ch8dxeSw1a
Torres destacó que “este es el séptimo parque fotovoltaico que se está construyendo en nuestra provincia, y es posible gracias a una ley que impulsamos para fomentar la generación distribuida de energías renovables”.
“El régimen permite que familias, cooperativas, comercios y empresas generen su propia energía, la consuman y puedan inyectar el excedente a la red eléctrica”, explicó el Gobernador, y agregó que “también establece beneficios impositivos y reglas claras para que haya más inversiones de este tipo en toda la provincia”.
Tecnología y capacidad de expansión
El parque contará con 2.832 paneles monocristalinos de alta eficiencia, de 620 Wp cada uno, y seis inversores trifásicos Huawei de última generación.
Además, incluirá un centro de transformación de 3,2 MVA con salida en 33 kV, una infraestructura preparada para futuras ampliaciones y sistemas de monitoreo remoto que permitirán supervisar en tiempo real la generación y la inyección de energía a la red.
La Ley XVII N° 141, modificada por la Ley XVII N° 161 e impulsada por la actual gestión, reconoce el derecho de los usuarios de la red eléctrica pública a generar energía renovable para su propio consumo e inyectar los excedentes al sistema de distribución.
La normativa incorporó también la figura de la generación distribuida comunitaria, que permite a distintos usuarios (residenciales, comerciales, industriales o institucionales) participar de manera conjunta en un mismo proyecto de generación renovable.
De esta manera, pueden acceder a este tipo de sistemas quienes no cuentan con las condiciones económicas o de infraestructura necesarias para desarrollarlos individualmente.
La legislación prevé exenciones en Ingresos Brutos, tasas y contribuciones provinciales vinculadas a la inyección de excedentes de energía; también exime del Impuesto de Sellos a los instrumentos asociados a estas instalaciones y establece beneficios promocionales de hasta diez años para empresas radicadas en Chubut que diseñen e instalen equipamiento renovable.
Chubut realizará el próximo jueves 24 de septiembre el primer encuentro provincial dedicado íntegramente a la economía del carbono y la acción climática. Se trata de “Carbono Chubut: Valorizando los Servicios Ecosistémicos de la Patagonia”, una jornada impulsada en conjunto por el Gobierno del Chubut y la Honorable Legislatura de la Provincia.
La jornada de trabajo se desarrollará de 8:30 a 18:30 horas en el Auditorio “Dr. Atilio Viglione” y durante todo el día, referentes del sector público, de la producción, de la ciencia, de la academia y de las organizaciones de la sociedad civil expondrán sobre los desafíos y las oportunidades que enfrenta la provincia en materia de descarbonización, financiamiento climático y aprovechamiento sostenible de sus recursos naturales.
La propuesta apunta a sentar las bases de una agenda de trabajo compartida entre los distintos actores del territorio.
Al respecto, el vicegobernador del Chubut, Gustavo Menna, quien estará a cargo de la apertura, señaló que “para enfrentar la desafiante agenda del cambio climático, que en nuestra provincia sufrimos en carne propia, hoy el mercado presenta diferentes herramientas innovadoras de financiamiento. Le pone precio a algo que Chubut ya tiene pero que hasta ahora estaba fuera de la economía, como es su capacidad de almacenar, absorber y reducir carbono, a través de sus bosques, la regeneración de sus pastizales, las energías renovables. Y en esta jornada vamos a discutir cómo aprovechar estas oportunidades de apalancamiento de las inversiones que necesitamos”, expresó.
Ocho paneles
Habrá ocho paneles que recorrerán los ejes productivos y ambientales más relevantes de la provincia, contando con expositores de gran prestigio y experiencia.
El bosque andino y la restauración de las áreas arrasadas por los incendios; la ganadería ovina y el manejo sustentable de la estepa y los pastizales; el mar y el carbono azul, la ciencia y la innovación, las energías renovables, el desarrollo del hidrógeno verde y los biocombustibles avanzados son algunos de los temas. Así como la medición y gestión de las emisiones, y el financiamiento y los mercados que permiten transformar los activos ambientales en inversión.
La jornada abrirá con una charla marco sobre los mercados de carbono en la Argentina y el papel de las provincias patagónicas, mientras que el cierre del evento estará a cargo del gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres.
“Uno de los propósitos centrales del encuentro es fortalecer el diálogo entre las diferentes áreas de gobierno y el sector productivo, para diseñar políticas públicas que acompañen la transición y que reconozcan el valor económico de los servicios ambientales que brindan los ecosistemas patagónicos”, explicó el secretario de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable del Chubut, Juan José Rivera.
El evento se enmarca en el Plan de Respuesta de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático de la Provincia del Chubut, aprobado en 2025, y en el trabajo de la Mesa de Articulación por el Cambio Climático, un ámbito de diálogo institucional creado en el seno de la Legislatura.
Chubut además adhirió a la Declaración de Glasgow sobre la Acción Climática en el Turismo, y durante el último año avanzó en la regulación de las emisiones de metano de la actividad hidrocarburífera.
Una sede especial
La sede para la realización de “Carbono Chubut” no es casual, ya que el Auditorio “Dr. Atilio Viglione” funciona en el primer edificio público de Rawson que incorporó generación solar de alta potencia. Sus 260 paneles fotovoltaicos abastecen parte del consumo del predio y evitan la emisión de 118 toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO₂e) por año.
La organización definió, asimismo, que se trate de un encuentro de impacto ambiental positivo. Junto a las organizaciones ReforestArg y Sustentabilidad Sin Fronteras se plantarán árboles nativos en bosques chubutenses afectados por incendios, una acción que contribuirá a compensar la huella de carbono del evento, aportará a la recuperación de la biodiversidad y generará empleo local.
Quienes estén interesados en obtener más información deberán ingresar a: www.carbonochubut.ar o al Instagram: @carbonochubut
Los días 14 y 15 de agosto de 2020 California se vio forzada a aplicar cortes rotativos de electricidad durante una ola de calor extremo. Las interrupciones afectaron entonces a unos 800 mil clientes. Seis años después los ciudadanos de ese Estado acabar de dejar atrás el agosto más caluroso de su historia, pero en esta oportunidad no hubo cortes ni llamados generalizados a reducir el consumo de energía. ¿Qué pasó desde entonces? La capacidad de almacenamiento en baterías que tiene disponible la red trepó de menos de 700 MW a principios de 2019 a 21.860 MW en la actualidad.
El diario Los Ángeles Times destacó el sábado como noticia principal de su tapa que los apagones en California se evitaron durante el verano, en medio de una ola de calor record, gracias a la capacidad de almacenamiento de baterías. “Estas baterías almacenan la energía solar captada durante el día para poder enviarla a la red cuando la demanda alcanza su punto máximo por la tarde y por la mañana, cuando la mayoría de la gente está en casa usando aires acondicionados y otros electrodomésticos”, detalló el matutino.
El dato adquiere relevancia en Argentina porque en febrero del año pasado el gobierno de Javier Milei convocó a una licitación, denominada AlmaGBA, para contratar centrales de almacenamiento de baterías con la intención de hacer frente a los reiterados cortes de electricidad que se suceden los días de temperaturas extremas.
Como resultado de esa primera licitación, entre septiembre y octubre se adjudicaron proyectos por 713 MW de capacidad en nodos críticos del Área Metropolitana de Buenos Aires. EconoJournal informó el mes pasado que Cammesa tiene previsto incorporar entre agosto y octubre 229 MW correspondientes a esa primera tanda de la licitación. Por lo tanto, California puede servir de referencia para lo que se viene.
El diario Los Ángeles Times destacó el sábado como noticia principal de su tapa que los apagones en California se evitaron gracias a la capacidad de almacenamiento de baterías.
Las baterías de California
La historia de las baterías de almacenamiento en California se remonta a 2010. Ese año la Legislatura aprobó una ley encargándole a California Public Utilities Commission (CPUC), organismo que regula a las distribuidoras eléctricas, establecer objetivos de almacenamiento para las empresas.
En 2013 la CPUC concretó esa política y le fijó como objetivo a las tres grandes distribuidoras que operan en el Estado —PG&E, Southern California Edison y SDG&E— sumar de modo conjunto 1325 MW de almacenamiento para 2020.
Ese plan avanzó sin mayores cambios y luego de los apagones de agosto de 2020 se decidió acelerar la contratación de baterías.
En la actualidad la capacidad de almacenamiento es de 21.860 MW, según informa la Comisión de Energía de California (CEC, según la sigla en inglés), organismo público encargado de la planificación energética. Ese total se compone por 18.686 MW en manos de distribuidoras, 2538 MW de residenciales y 636 MW de comercial. Además, la CEC proyecta que esa capacidad debería trepar a 52.000 MW en 2045.
Fuente: Comisión de Energía de California.
En el caso de California el crecimiento de la capacidad instalada de almacenamiento en baterías ha ido de la mano de un incremento progresivo de la proporción de energía eléctrica generada por fuentes renovables. De hecho, Los Ángeles Times informó que en mayo California se convirtió en el primer sistema eléctrico a gran escala del mundo en depender de más del 50 % de energía solar durante todo un mes.
Fuente: Comisión de Energía de California.
Sin alertas desde hace casi cuatro años
El Operador Independiente del Sistema de California (CAISO, según la sigla en inglés) no emite desde hace 4 años una Alerta de Flexibilidad en California, consistente en pedirle a los usuarios que ahorren electricidad para ayudar a evitar apagones. En ese período la demanda de electricidad no disminuyó, pero la capacidad de la red aumentó sustancialmente.
Jayme Ackemann, directora de Comunicaciones y Relaciones Públicas de CAISO informó el jueves pasado a ABC7 que «En los últimos cinco años, hemos añadido más de 17.000 megavatios de almacenamiento de baterías». De este modo, la capacidad de la red que solía estar apenas por encima de los 50.000 MW ya llega casi a los 70.000 MW. Por ese motivo, un consumo que actualmente se ubica en torno a los 50.000 MW puede ser absorbido por la red eléctrica con un margen de capacidad mucho más holgado.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén aprobó las modificaciones contractuales que permiten el ingreso de Pluspetrol S.A. a las áreas La Escalonada y Rincón La Ceniza, cuya titularidad corresponde a Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP). La empresa se sumará a las uniones transitorias integradas también por Shell Argentina S.A. y Vaca Muerta Inversiones S.A. para el desarrollo de ambos bloques.
Las modificaciones alcanzan a los Contratos de Unión Transitoria (UT) y a los Acuerdos de Operación Conjunta (AOC). El ingreso de Pluspetrol se concreta mediante la transferencia de parte de la participación de Vaca Muerta Inversiones S.A., luego de que GyP y Shell Argentina S.A. manifestaran su decisión de no ejercer el derecho de preferencia previsto contractualmente.
A partir de esta operación, las uniones transitorias quedarán conformadas por Shell Argentina S.A., con el 45 %; Vaca Muerta Inversiones S.A., con el 25 %; Pluspetrol S.A., con el 20 %; y Gas y Petróleo del Neuquén S.A., con el 10 por ciento. La operación representará un monto total de 13,92 millones de dólares para la Provincia, entre el aporte previsto y el pago del Impuesto de Sellos.
Ambas áreas cuentan con concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos. Rincón La Ceniza posee una superficie de 220,77 kilómetros cuadrados y, de acuerdo con la distribución de fluidos de la Formación Vaca Muerta, se sitúa en la ventana de gas condensado y gas húmedo. La Escalonada, por su parte, abarca 239 kilómetros cuadrados y se encuentra en la ventana de petróleo volátil y gas condensado.
La titularidad de GyP sobre La Escalonada y Rincón La Ceniza fue establecida mediante el Decreto Provincial 866/2009. En abril de 2010, la empresa provincial celebró con Total Austral S.A. los contratos de Unión Transitoria para avanzar en la exploración, el desarrollo y la explotación de los bloques.
Desde entonces, estos acuerdos atravesaron distintas modificaciones para adecuar la estructura de participación a la evolución de los proyectos. Las últimas enmiendas, aprobadas en 2025, formalizaron el ingreso de Vaca Muerta Inversiones S.A.
Como parte de la operación, se prevé un aporte a favor de la Provincia del Neuquén que, sumado al Impuesto de Sellos correspondiente al acuerdo de cesión entre las empresas, completa el monto informado.
La aprobación de las enmiendas corresponde al Poder Ejecutivo Provincial, en virtud de las facultades previstas en la Ley Provincial 2453 para aprobar los contratos celebrados por las empresas estatales con terceros, destinados a la explotación de las zonas reservadas a su favor.
La nueva conformación se produce, además, a partir de la incorporación de la exploración, explotación y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Se espera que este marco, junto con los cambios en la estructura de socios, contribuya a acelerar el desarrollo de los bloques y promover nuevas inversiones, señaló el gobierno neuquino.
Esta decisión expresa la política del Gobierno provincial de ejercer plenamente sus facultades para impulsar el aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos, incrementar la actividad y consolidar inversiones en Vaca Muerta. En este proceso, GyP cumple un rol estratégico como herramienta del Estado neuquino para promover mayores niveles de producción y actividad conómica, se indicó.
Toma satelital del impacto de drones contra una estación de bombeo del oleoducto Este-Oeste en Arabia Saudita. Fuente:Vantor.
El ataque contra el oleoducto Este-Oeste (Petroline) en Arabia Saudita, uno de los sistemas que a raíz de la guerra en Medio Oriente se transformó en estratégico para el suministro internacional de petróleo, podría incrementar la demanda internacionalde los crudos de Latinoamérica, según un análisis de la consultora Rystad Energy.
Arabia Saudita informó el último viernes que debió poner fuera de servicio el oleoducto Este-Oeste tras recibir un ataque con drones proveniente desde territorio irakí, presuntamente ejecutado por células que responden a Irán. El primer ministro de Irak condenó el ataque y removió al comandante de la región donde se originó el lanzamiento de los drones.
El ataque coincide con una ofensiva de los rebeldes Hutíes en la costa oeste de Yemén, que este fin de semana tomaron el control de puntos claves en el estratégico estrecho de Bab al-Mandeb que conecta el Mar Rojo con el Golfo de Adén y la salida al Océano Índico. De esta forma, se está configurando una escalada en la guerra que amenaza con replicar en el Mar Rojo las dificultades vigentes para la salida del petróleo crudo por el estrecho de Ormúz.
El oleoducto Este-Oeste, con una capacidad nominal de transporte de 7 millones de barriles por día, le permitió a Arabia Saudita redirigir una buena parte del flujo de su producción de crudoYanbu hacia la exportación por el Mar Rojo. Sin embargo, esta infraestructura ahora quedó fuera de servicio por tiempo indefinido. Imágenes satelitales dan cuenta de que los drones destruyeron como mínimo una estación de bombeo, aunque el impacto sería más extenso.
Rystad Energy: mayor demanda para los crudos latinoamericanos
La consultora Rystad Energy evaluó en una nota difundida este lunes que esta disrupción pondrá a prueba la oferta y la demanda mundiales, al pasar de un mercado actualmente relativamente equilibrado a uno con un fuerte déficit de oferta en los próximos meses. El escenario base es una mayor demanda de crudos exportados desde Latinoamérica, Canadá y África.
Las cargas de crudo y condensado en la terminal de Yanbu en el Mar Rojo registradas por la consultora a principios de septiembre oscilaron entre 2,6 millones y 4,0 millones de bpd, cayendo en los últimos tres días y promediando 2,6 millones de bpd en los últimos siete días, medidas contra una capacidad nominal de transporte de 7 millones de bpd.
Es decir, los mercados mundiales y de Asia en particular deberán ajustarse a la pérdida de alrededor de 3 millones de bpd de crudo Yanbu, cuyo impacto se materializará dentro de cuatro semanas.
Las variedades saudíes que faltan son crudos agrios de densidad media. Crudos de la variedad Oman, Murban y Upper Zakum serían normalmente las alternativas más cercanas, pero sus propias rutas de carga siguen viéndose afectadas por la situación en el estrecho de Ormuz.
En consecuencia, las refinerías asiáticas competirán por una oferta mucho más reducida de barriles accesibles, entre ellos el ESPO, el WTI Midland, el crudo canadiense, las variedades de África Occidental y cualquier crudo ácido de la cuenca del Atlántico que pueda transportarse hacia el este.
Según Rystad, una interrupción de un mes en Yanbu dejaría fuera del mercado de exportación entre 78 y 120 millones de barriles. El mercado podría gestionarla inicialmente mediante la reducción de inventarios comerciales, el aplazamiento de cargamentos y compras agresivas en el mercado al contado (spot), aunque los flujos de crudo se volverían más largos y costosos.
“Un mayor volumen de barriles procedentes de Estados Unidos y América Latina se dirigiría a Asia —en gran medida rodeando el Cabo de Buena Esperanza—, mientras que Europa sustituiría el suministro saudí perdido con crudo de origen regional y atlántico”, sostuvo el informe.
En un escenario de interrupción de dos meses los mercados enfrentarían un faltante de aproximadamente entre 156 y 240 millones de barriles. En el mejor caso, esto requeriría una importante reasignación de los flujos globales de crudo. En el peor caso, el arbitraje normal sería insuficiente: las refinerías asiáticas tendrían que reescribir los programas de crudo, reducir los inventarios y reducir las corridas.
Más crudo WTI Midland, canadiense, brasileño y de África occidental se desplazarían hacia el este, dejando a las refinerías europeas compitiendo más agresivamente por los barriles del Mar del Norte, CPC, azerí, libio y otros barriles del Mediterráneo.
En cambio, en un escenario de tres meses sin oferta de crudo Yanbu faltarían aproximadamente entre 230 y 360 millones de barriles. Este volumen no puede reemplazarse únicamente mediante la reasignación en el mercado spot. Las refinerías asiáticas menos complejas o con peor configuración comenzarían a reducir su producción, ya que el crudo de reemplazo no estaría disponible, no sería adecuado o resultaría antieconómico tras los costos de flete.
Las reservas estratégicas de petróleo y los inventarios comerciales adquirirían una importancia creciente. La liberación de existencias podría paliar los retrasos en las llegadas, pero no recrearía la capacidad de exportación saudí.
La provincia de La Pampa, por decisión del gobernador Sergio Ziliotto, interpuso una medida cautelar autónoma contra el Estado Nacional a fin de que “se ordene la suspensión inmediata de los efectos de los artículos 3° y 4° del Decreto 982/2026” oficializado el 11 de septiembre, el cual dejó sin efecto el régimen vigente desde 1973 en relación a las Regalías compartidas generadas por el sistema hidroeléctrico “Los Nihuiles” (Río Atuel) y dispuso que la totalidad de dichas regalías sean percibidas por Mendoza.
La presentación procura que se mantenga provisoriamente la distribución existente hasta que la justicia resuelva la cuestión de fondo, informó el gobierno pampeano.
Acuerdo de Mendoza en 1992
El derecho a percibir las regalías por parte de la Provincia, no surge únicamente del Decreto 1560/73, sino también del convenio celebrado en 1992 entre el Estado Nacional, Mendoza y La Pampa, homologado por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, se puntualizó.
En ese acuerdo, las partes asumieron expresamente obligaciones respecto del pago de regalías hidroeléctricas a favor de La Pampa, y por tratarse de un convenio celebrado entre distintas jurisdicciones, ninguna de sus partes puede modificar unilateralmente los compromisos asumidos, se remarcó.
“El Estado Nacional intervino en ese convenio como uno de sus integrantes y no como una autoridad jerárquicamente superior a las provincias”, señaló el gobierno pampeano.
Avasallamiento de las autonomías provinciales y del federalismo
“La decisión adoptada por el Presidente de la Nación implica un avasallamiento a las autonomías provinciales; afecta principios como la buena fe; resulta violatorio del federalismo de concertación, de la seguridad jurídica y a su vez conlleva un grave perjuicio a las arcas del Estado provincial lesionando directamente un derecho patrimonial adquirido”, se expresó.
Proceso actual en la Corte Suprema de Justicia
A ello se suma una circunstancia particularmente relevante: la validez del régimen establecido por el Decreto 1560/73 ya se encuentra actualmente sometida a decisión de la Corte Suprema en la causa iniciada por Mendoza contra el Estado Nacional.
“En ese proceso fue el propio Estado Nacional quien solicitó que La Pampa fuera citada por encontrarse directamente alcanzada por la controversia, petición que la Corte admitió el pasado 27 de agosto. Sin embargo, apenas catorce días después de esa decisión judicial, el Poder Ejecutivo Nacional dictó el Decreto 982/2026 y modificó hacia el futuro el régimen cuya validez se encuentra en discusión”, señaló el gobierno pampeano.
Defensa de La Pampa
“La cautelar busca, además, evitar que el nuevo esquema se consolide en las futuras concesiones del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles y genere consecuencias de difícil reparación posterior. Por ello se solicita preservar temporalmente el régimen que rigió durante décadas hasta que exista una decisión judicial definitiva”, expresó la Administración Ziliotto.
“Con esta acción, la Provincia procura defender derechos reconocidos y ejercidos durante décadas, garantizar el cumplimiento de los acuerdos celebrados entre Nación y provincias y preservar las reglas del federalismo mientras la Justicia resuelve definitivamente la controversia”, se indicó.
A través de X el gobernador Ziliotto puntualizó: “Hemos presentado ante la Justicia Federal una medida cautelar pidiendo la suspensión inmediata de los artículos del Decreto Presidencial 982/2026 que vulneran nuestros derechos”.
“Nos respaldan leyes, acuerdos y sentencias de la Corte Suprema de Justicia de la Nación: El río Atuel también es pampeano: los fallos de la CSJN de 1987, 2017 y 2020 establecen y ratifican su interprovincialidad. Así, la represa Los Nihuiles genera energía con agua pampeana. Sus regalías también son pampeanas: mediante Acuerdo del año 1992, firmado entre el Estado Nacional y las dos provincias y homologado por la CSJN, Mendoza se obliga a pagar regalías a La Pampa, calculadas según porcentajes fijados por Ley 15.336 y Decreto 1560/73. Ningún Decreto puede anular un acuerdo de partes.
Lo dijimos, lo ratificamos. No abandonaremos ninguna lucha por lo que nos pertenece. Fieles a nuestra historia, defendemos La Pampa, todos los días, donde sea, ante quien sea”, remarcó el mandatario.
El acuerdo para prefinanciar rutas lo firmó el gobierno de Neuquén y la CEPH en Buenos Aires.
El gobernador Rolando Figueroa envió este lunes a la Legislatura el acuerdo firmado con las petroleras de Vaca Muerta para la prefinanciación de rutas en la zona de Añelo y Rincón de los Sauces. El proyecto especifica cuánto aportará cada una y crea una cuenta especial dentro de un fideicomiso para derivar el dinero, cuyo total podría ascender a 177.675.000 dólares.
El acuerdo se firmó en Buenos Aires la semana pasada en un acto que encabezó el gobernador junto a la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH). Concluyó siete meses de negociaciones para acordar el financiamiento de cuatro obras estratégicas para el corredor petrolero a través de adelantos de regalías y canon extraordinario de producción.
Para que entre en vigencia, deberá ser aprobado en la Legislatura, donde Figueroa cuenta con una mayoría que le permitiría sortear el desafío sin contratiempos. La próxima sesión ordinaria está prevista recién para la semana que viene, momento en que la propuesta tomará estado parlamentario formalmente.
El proyecto que envió a los diputados y al que accedió EN/CLAVE consta de 12 artículos. En primer lugar, ratifica el acuerdo marco firmado con YPF SA, Pan American Energy LLC Sucursal Argentina, Chevron Argentina SRL, Pluspetrol SA, Total Austral SA, Vista Oil & Gas SA, Pampa Energía SA, Wintershall Dea Argentina SA, Shell Argentina SA, Phoenix Global Resources PLC, GeoPark Argentina SA, Continental Resources Argentina SAU, Tecpetrol SA, Compañía de Hidrocarburo No Convencional SRL y Compañía de Desarrollo No Convencional SRL.
El texto especifica las cuatro obras viales a financiar con los aportes, que incluyen la pavimentación de la Ruta 8, desde el empalme de Ruta 6 hasta el Camino de la Tortuga; la pavimentación y repavimentación de la Ruta 51 (Mari Menuco), entre el empalme con la Ruta 8 y el empalme con la Ruta 17; la repavimentación de la Ruta 8, entre el empalme con la Ruta 51 y el empalme con la Ruta 7; y la repavimentación de la Ruta 7, en el tramo que va entre el límite con Río Negro y el empalme con la Ruta 8.
También crea una cuenta especial dentro del fideicomiso de Responsabilidad Social Empresaria que administra Fiduciaria Neuquina SA que estará destinada «exclusivamente» a la recepción, administración y aplicación de los aportes.
Y dispone la exención del impuesto a los Sellos sobre el acuerdo marco firmado con las empresas.
Las condiciones del acuerdo
Como había explicado EN/CLAVE, a diferencia del anterior fideicomiso para financiar el Bypass de Añelo, en este caso es la Provincia la que se compromete a ejecutar las obras por sí o a través de terceros contratistas. En el acuerdo al que accedió este medio se especifica que, junto con la presentación de los certificados de avance de las obras, la Provincia hará una solicitud formal de aporte a cada una de las empresas según el porcentaje de participación que corresponda.
El aporte inicial que las petroleras deberán hacer como «primer hito de ejecución» de cada una de las obras será del 15% del costo total.
Las empresas también tendrán la facultad de monitorear y controlar la ejecución de los trabajos, realizar auditorías, recorridas e incluso contratar a un consultor técnico independiente para su seguimiento.
Una de las cláusulas del acuerdo establece que, en caso de que los trabajos quedaran paralizados por algún motivo durante tres meses, las empresas deberán notificar al gobierno. De no revertirse la situación en los siguientes 60 días, podrán rescindir el acuerdo de forma unilateral.
La Provincia también «defenderá y mantendrá indemne e indemnizará a las empresas frente a cualquier reclamo o demanda relacionada con la construcción, uso y mantenimiento posterior de las obras», detalla el convenio.
Cuánto aportará cada una
El monto máximo de aporte para las obras que se fijó en el acuerdo fue de 154.500.000 dólares, tomando como valor de referencia inicial 1.100.000 dólares por kilómetro para las obras de asfalto nuevo y de 400.000 dólares por kilómetro para las que son de repavimentación.
De todas formas, las empresas se comprometieron a hacer aportes adicionales de hasta un 15% del monto máximo conforme se determine el valor final cuando se realicen las licitaciones. En consecuencia, el monto total a financiar podrá ascender a 177.675.000 dólares.
El acuerdo fija cómo será la distribución de aportes de las petroleras en el primer año de ejecución, pero aclara que se firmarán adendas en los períodos siguientes para actualizar los porcentajes. Como había explicado EconoJournal, las estimaciones para el reparto tuvieron en cuenta el acreaje de cada compañía en Vaca Muerta y su producción.
En el primer año de contrato, YPF será la que mayor aporte realice, con US$58.230.000 (37,69%), seguida de Vista con US$20.470.000 (13,25%). Entre ambas concentrarán el 51% de la inversión.
Le seguirá Pan American Energy con US$12.180.000 (7,88%) y Shell Argentina con US$10.990.000 (7,11%). En un cuarto escalón irán Pampa Energía con US$10.030.000 (6,49%); Tecpetrol con US$9.880.000 (6,39%); y Pluspetrol con US$9.520.000 (6,16%).
Con menos del 5% aportarán Compañía de Hidrocarburo No Convencional, US$7.281.000 (4,7%); Chevron Argentina, US$4.657.000 (3,00%); Total Austral, US$4.260.000 (2,76%); Phoenix Global Resources, US$2.530.000 (1,64%); y Wintershall Dea Argentina con US$1.740.000 (1,13%).
Las compañía que aportarán menos del 1% de estas obras son Continental Resources Argentina con US$1.450.000 (0,94%); Compañía de Desarrollo No Convencional con US$792.000 (0,5%); y GeoPark Argentina que financiará US$490.000 (0,32%).
Recupero «automático» y crédito para peajes
Los aportes que realicen las empresas, que funcionarían a modo de préstamo, se empezarán a devolver luego de 30 meses de la puesta en marcha del convenio.
A partir de ese momento, las operadoras podrán deducir los aportes de forma automática contra el pago periódico de las regalías y/o canon que les corresponda abonar a la Provincia, «todo ello a opción de cada empresa y hasta alcanzar el monto máximo de aportes para las obras».
Las deducciones tendrán un límite conjunto equivalente al 20% del monto total de las regalías y/o canon extraordinario de producción correspondiente a cada mes que abonen las empresas.
Adicionalmente al recupero, el convenio les otorga a las 15 compañías involucradas en el financiamiento de las rutas, en su carácter de «aportantes originarios», un certificado para el uso de peajes por un valor conjunto de 17.500.000 dólares que podrá ser aplicado en caso de que, finalmente, se implemente el régimen.
Ese beneficio podrá ser transferido por las operadoras a terceros que presten servicios de transporte, incluyendo sus contratistas, subcontratistas, proveedores de servicios logísticos y transportistas contratados.
La estadounidense Continental Resources, propiedad del magnate Harold Hamm, se convirtió en uno de los jugadores principales de Vaca Muerta tras adquirir en agosto el 50% de los activos que Mercuria tenía en Phoenix Global Resources, en una operación valuada en US$ 2.000 millones.
Con este movimiento, la compañía dejó de ser socia minoritaria para transformarse en protagonista del negocio petrolero argentino. La estrategia apunta a llevar la producción de Phoenix hasta los 100.000 barriles diarios hacia 2031, consolidando su presencia en la cuenca neuquina y rionegrina.
El paquete de activos incluye Mata Mora Norte y Mata Mora Sur en Neuquén, además de Confluencia Norte y Sur en Río Negro. También forman parte del esquema Los Toldos II Oeste, adquirido directamente por Continental, y Bajo del Toro Este, donde participa Integra Capital como socio de Phoenix.
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El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, informó que Harold Hamm le transmitió una proyección de desembolsos por US$ 5.000 millones para los próximos años. El dato surgió en un encuentro en Estados Unidos, del que también participaron Doug Lawler, CEO de Continental Resources, y Mariano Gaido, intendente de la ciudad de Neuquén.
El desembarco de Continental Resources en Vaca Muerta había comenzado meses antes de la operación con Mercuria. A principios de año, la petrolera adquirió el 20% de participación en cuatro bloques operados por Pan American Energy (PAE), entre ellos Loma Guadalosa en Río Negro, donde también participa TanGo Energy con el 35%. Para esa área se había previsto una inversión inicial de US$ 36 millones destinada a exploración.
La expansión de Continental Resources marca un nuevo capítulo en la internacionalización de Vaca Muerta, con inversiones de gran escala y un horizonte de producción creciente que refuerza el rol de la cuenca como motor energético de la Argentina.
El ferrocarril argentino no va a ser rentable si lo pensamos como en el pasado: una vía, una locomotora y vagones esperando carga. La oportunidad está en pensarlo de otra manera: como parte de una plataforma de integración económica.
En AIMAS proponemos el desarrollo del MODELO 5F. Un tren que no compite con el camión, sino que se asocia con él. Un sistema donde cada estación deja de ser una parada y se convierte en un nodo de negocios. Un modelo donde cargas, pasajeros, puertos, minería, energía, agro, pymes y logística urbana convivan dentro de una misma red. La lógica es simple: el camión llega donde el tren no; el tren aporta escala, volumen y eficiencia; los puertos abren salida regional e internacional; y las estaciones ordenan el movimiento en el territorio. Cuando esas piezas trabajan juntas, aparece la rentabilidad.
Vaca Muerta como punto de partida
El caso de Vaca Muerta lo muestra con claridad. Hoy existen cargas estratégicas, demanda concreta y territorios que necesitan conectividad. Arenas, minerales, insumos, agroindustria, contenedores, pasajeros y servicios pueden apoyarse sobre una misma infraestructura si se organizan con lógica intermodal en una red capaz de generar contratos, movimiento, escala y reinversión.
Cada nodo puede sumar actividad local. Cada carga puede alimentar la frecuencia. Cada frecuencia genera previsibilidad. Y donde hay previsibilidad, aparece inversión. De ramales aislados a corredores productivos. De estaciones vacías a centros de actividad. De costos dispersos a economías de escala. El sector empresario no tiene que esperar a que el sistema ferroviario cambie. Puede ser el actor que haga que empiece a cambiar.
El primer eslabón del MODELO 5F
El MODELO 5F necesita un primer eslabón. Y ese eslabón no es necesariamente el Estado, ni una gran obra pública, ni una reforma total previa. Puede ser un empresario que activa una plataforma logística alrededor de su propio negocio a partir de su necesidad concreta, volumen de carga, visión de largo plazo y capacidad de articular actores
Vaca Muerta necesita logística. El ferrocarril necesita carga. Las provincias necesitan conectividad. Los puertos necesitan volumen. Las pymes necesitan costos más bajos. El MODELO 5F conecta todas esas necesidades, pero para arrancar necesita un primer actor que aporte escala, contratos y decisión. Ese actor entra en escena no como alguien que financia un tren, sino como la pieza que pone en marcha el engranaje
Una red que integre a todo el ecosistema
El modelo se vuelve competitivo cuando sirve a actores de distintas escalas. Una empresa tractora puede aportar volumen y confianza inicial, pero la baja de costos aparece cuando se integran puerto, camión, ferrocarril, proveedores, pymes, operadores y territorios. La empresa líder tracciona; el ecosistema hace rentable la red.
Vaca Muerta ya tiene producción, inversión y demanda. Lo que necesita es una logística a la altura. El desarrollo energético no depende solo de perforar más o producir más; también depende de poder mover mejor arenas, insumos, equipos, combustibles, minerales, contenedores y servicios. Si cada flujo se resuelve por separado, el costo logístico sigue siendo una carga estructural. Pero si esos flujos se integran en una red ferroviaria e intermodal, el sistema gana escala, previsibilidad y eficiencia.
Qué necesita el originador del modelo
Solo se necesita un originador del modelo que:
● Aporte carga real: El tren necesita frecuencia, y la frecuencia necesita volumen comprometido. Un actor vinculado a Vaca Muerta puede comprometer o articular demanda: arenas, insumos, equipamiento, cargas industriales, contenedores o flujos asociados a proveedores. Esa carga inicial es lo que le da vida económica al corredor.
● Origine demanda alrededor suyo: Un empresario fuerte no mueve solo su propia carga: puede convocar proveedores, contratistas, operadores, clientes, cámaras y otros jugadores del ecosistema energético. Puede transformar cargas dispersas en una masa crítica común. Ese es el paso que convierte una idea técnica en un negocio logístico.
● Dé previsibilidad contractual: El modelo necesita contratos de mediano y largo plazo. No alcanza con viajes aislados. Si un actor privado garantiza un flujo estable, el sistema puede proyectar inversión, frecuencia, material rodante, nodos, playas de transferencia y servicios asociados.
● Active nodos de negocio: La oportunidad no está solo en mover carga de un punto a otro. Está en construir estaciones, centros de transferencia, depósitos, servicios logísticos, mantenimiento, consolidación de cargas, distribución regional y conexión con puertos. Ahí el sector empresario puede entrar no solo como usuario, sino como socio de infraestructura y operador de oportunidades.
● Dé licencia económica y política al proyecto: Cuando un actor productivo relevante dice “esto reduce costos, mejora competitividad y permite crecer”, el proyecto deja de ser una demanda ferroviaria y pasa a ser una agenda de desarrollo. Eso ordena conversaciones con provincias, municipios, puertos, operadores, bancos, cámaras y Estado.
Poner en marcha el tren que todos van a necesitar
Tenemos una nueva oportunidad. Y el desafío no es subirse a un tren que ya existe; es poner en marcha el tren que todos van a necesitar.
(*)Miembros de AIMAS – Asociación Intermodal de América del Sur.
, Federico Ignacio Weinhold, Claudio Esteban García y Jorge de Mendonca (*)
La inversión extranjera directa (IED) en la minería argentina alcanzó un récord histórico de US$ 24.849 millones en marzo de 2026, según datos del Banco Central (BCRA). El salto confirma la magnitud del proceso de capitalización que atraviesa el sector, en un contexto de precios internacionales elevados y maduración de proyectos estratégicos.
En apenas dos años, el stock de IED se duplicó: pasó de US$ 12.402 millones en marzo de 2024 a los US$ 24.849 millones actuales. La comparación con septiembre de 2019 es aún más elocuente, ya que el capital inmovilizado en el país casi se triplicó desde entonces.
El informe conjunto de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR) también destaca un récord exportador en el mismo período, con envíos por US$ 4.742 millones. El oro continúa liderando con el 61% del total, mientras que el litio ya representa una cuarta parte de las exportaciones y creció más de 68% interanual en volumen físico.
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El flujo de capitales marcó otro hito: durante el primer trimestre de 2026 ingresaron US$ 2.799 millones netos de IED, el monto trimestral más elevado desde que el BCRA lleva registro, superando en un 36% al récord anterior de 2024.
Dentro de la estructura de inversión, el segmento de explotación de minas y canteras concentra la mayor parte del stock acumulado. Esta categoría pasó de poco más de US$ 1.000 millones en 2017 a superar los US$ 13.000 millones en el último registro, reflejando el peso creciente de los proyectos en etapa productiva.
La simultaneidad entre máximos de inversión y exportación responde a dos etapas de un mismo proceso: la maduración de las inversiones ya realizadas y el compromiso de nuevos capitales orientados a sostener la producción futura, con especial atención en litio y cobre. Con un stock que se multiplicó por casi tres desde 2019 y un flujo trimestral récord, la minería argentina consolida su lugar como uno de los principales destinos de capital extranjero dentro de la economía nacional.
Un informe de Deloitte proyecta que la Argentina podría alcanzar una producción promedio cercana a 1,5 millones de barriles diarios de petróleo hacia 2030, y aproximarse a 1,7 millones hacia 2035, consolidándose como el segundo productor de hidrocarburos de América Latina, detrás de Brasil.
De concretarse este salto, el país pasaría del puesto 19 al 14 en el ranking mundial de productores de crudo, en un escenario de inversiones intensivas y expansión acelerada de infraestructura.
El estudio destaca que la expansión de la producción de petróleo y gas, junto con las inversiones en infraestructura energética y exportadora, podría aportar 0,14 puntos porcentuales adicionales al PIB anual entre 2026 y 2035, generar hasta 107.000 nuevos empleos y elevar la participación del sector del 3,4% al 5,5% del PIB.
Según el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), las 37 principales compañías de oil & gas se abastecen de casi 10.000 firmas proveedoras, de las cuales el 78% son pymes, lo que refleja la capacidad del sector para traccionar actividad y empleo más allá del yacimiento.
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Las proyecciones indican que para sostener el ritmo de perforación, completación de pozos, tendido de ductos e instalación de plantas de procesamiento, la industria deberá movilizar inversiones por alrededor de US$ 20.000 millones anuales hacia finales de la década, acumulando más de US$ 160.000 millones en diez años.
En materia de comercio exterior, las exportaciones hidrocarburíferas podrían crecer desde US$ 11.000 millones en 2025 hasta US$ 46.700 millones en 2035, superando incluso los niveles actuales de los principales complejos agroindustriales argentinos. El desarrollo de proyectos de Gas Natural Licuado (GNL), con inicio previsto en 2027, permitiría alcanzar exportaciones de gas y derivados por US$ 15.500 millones anuales hacia 2035.
La Comisión de Minería de la Cámara de Diputados otorgó dictamen de mayoría al proyecto que busca incorporar las tierras raras dentro de la primera categoría del Código de Minería. La iniciativa se enmarca en el creciente interés estratégico por estos recursos, clave en industrias tecnológicas y energéticas.
El proyecto propone incluir elementos como escandio, itrio y los 15 lantánidos, otorgándoles un marco jurídico específico. La discusión apunta a definir cómo quedarán contemplados en la legislación argentina y qué alcance tendrá su regulación.
Durante la reunión, encabezada por la diputada catamarqueña Fernanda Ávila, se presentó también un dictamen de minoría de Unión por la Patria y expuso Juan Biset, miembro fundador del Grupo de Trabajo de Asuntos Mineros del CARI.
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El debate sobre tierras raras se intensificó en los últimos meses. En agosto, la comisión convocó a especialistas y legisladores para analizar propuestas como el proyecto “Impulso a las Tierras Raras”. En junio, el diputado jujeño Guillermo Snopek había presentado otra iniciativa para modificar el artículo 3° de la normativa.
De acuerdo con el SEGEMAR, Argentina cuenta con aproximadamente 190.395 toneladas de recursos de tierras raras, con yacimientos confirmados en cinco provincias y potencial en zonas como Valle Fértil (San Juan). Sin embargo, la falta de información geológica suficiente fue uno de los puntos señalados en el debate parlamentario.
El dictamen aprobado representa un paso dentro del proceso legislativo, aunque todavía deberá ser tratado en el recinto de Diputados y luego en el Senado. La discusión dejó expuestas posiciones encontradas: algunos sectores ven en el marco jurídico una oportunidad para atraer inversiones, mientras otros reclaman más estudios antes de avanzar.
La refinería platense de YPF procesa unos 210.000 barriles diarios de crudo -un 70% proveniente de Vaca Muerta- y produce más del 40% de las naftas que abastecen al mercado nacional.
YPF obtuvo dos distinciones internacionales otorgadas por la World Refining Association en el marco de las entregas a la excelencia del sector downstream de América Latina. Por un lado, la petrolera la Argentina se adjudicó el galardón a la «Refinería del año» por el desempeño integral de su complejo industrial de La Plata. Y a la vez, logró el premio a la «Tecnología digital del año» junto a Boston Consulting Group (BCG) por la creación de la herramienta Ekons Matrix IA.
La nómina completa de las distinciones entregadas por la World Refining Association incluyó a Mauricio Martin, vicepresidente ejecutivo de Midstream & Downstream en YPF, galardonado como Ejecutivo del Año; Axens como Proveedor de catalizadores del año; a Petrobras por su solución CORSIA-Certified SAF en Transición energética; y a Guadalupe Malaisi (Refinería Buenos Aires) como Ingeniero destacado.
La distinción otorgada a la refinería bonaerense responde a su posicionamiento estratégico y a las métricas de eficiencia operativa alcanzadas en los últimos dos años. La planta de La Plata procesa actualmente unos 210.000 barriles de crudo por día, de los cuales el 70% proviene de Vaca Muerta.
Desde este complejo de 400 hectáreas se elabora el 41% de las naftas y el 39% del gasoil del consumo de la Argentina, garantizando además el abastecimiento de más del 60% del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). El premio se concreta en un contexto de redefiniciones del parque refinador de las principales petroleras por el abundante recurso disponible de Vaca Muerta.
Mauricio Martin, el vicepresidente ejecutivo de Midstream & Downstream de YPF fue galardonado como Ejecutivo Downstream del Año por la World Refining Association.
Para conceder el premio al complejo industrial, el jurado evaluó los resultados arrojados por las auditorías globales del Estudio Solomon, el benchmark de referencia en la industria. La evaluación ubicó a la planta en el primer cuartil a nivel mundial por su margen neto y en el segundo cuartil por sus costos de producción, posicionándola en parámetros de competitividad similares a los de las mejores refinerías del mundo.
El galardón a La Plata reconoce también el proceso de modernización, paradas técnicas programadas y optimización de eficiencias operativas llevado adelante por la compañía. Estas reformas permitieron adecuar la infraestructura técnica para procesar volúmenes récord del shale oil no convencional neuquino y maximizar la producción de combustibles bajo especificaciones ambientales de ultra bajo azufre.
Inteligencia artificial contra la fuga de valor en el refino
El segundo reconocimiento recibido por YPF destacó el desarrollo de Ekons Matrix AI para resolver una problemática histórica del refino de petróleo como es la estimación de la calidad de los combustibles en tiempo real.
En diálogo con EconoJournal, Roberto Rodríguez, principal project leader en BCG, explicó el origen de esta innovación: «Con YPF empezamos hace cuatro años implementando soluciones digitales focalizadas en la toma de decisiones operativas. En este caso, el problema es común a toda la industria y nace prácticamente con el origen del refino de petróleo».
Hasta ahora, el control se basaba en muestras de laboratorio que arrojaban valores puntuales una o dos veces al día. «Eso hace que se pierda parte de la película en tiempo real, porque los procesos no son lineales y se están moviendo constantemente; porque el flujo de una refinería evoluciona como un electrocardiograma», graficó el especialista.
Frente a esa inestabilidad, la solución tradicional consistía en detener la operación para medir los componentes. «Cuando se basa en un modelo estático se pueden tardar hasta 18 horas en hacer un blending: hay que parar, estabilizar al 50% de llenado, sacar la muestra y llevarla al laboratorio. Son horas de tanques parados que pierden tiempo de producir», indicó el ejecutivo de BCG.
Roberto Rodríguez, principal project leader de BCG explicó cómo el desarrollo de inteligencia artificial junto a YPF permite optimizar el proceso de mezclado en tiempo real.
Para revertir esta ineficiencia, Ekons Matrix AI «hace como herramienta una estimación en tiempo real de todas las corrientes de las unidades de proceso desde el origen y las propaga hacia los tanques intermedios y finales», explicó Rodríguez a EconoJournal.
«Aplicamos machine learning que aprende de los propios errores y lo combinamos con simulación de procesos. Se basa en una matriz millométrica que resuelve un problema donde los simuladores convencionales no podían converger», explicó el experto.
La clave del desarrollo radica en la velocidad de anticipación operacional para corregir los desvíos. «Actuamos directamente en el origen, ajustando la unidad de proceso antes de que la desviación llegue al tanque final. Es un software que trabaja en tiempo real y cada uno o dos minutos da una medida de la calidad de todo el sistema», destacó el referente de BCG sobre la plataforma personalizada para la refinería platense.
Como eje de este salto tecnológico en la unidad de La Plata, la compañía impulsó la creación de su propio Centro de Inteligencia en Tiempo Real (RTIC). «El RTIC refuerza la función y actúa como un catalizador de todo este tipo de herramientas y procesos superadores para llevar las optimizaciones de la refinería a otro nivel», concluyó Rodríguez respecto a esa infraestructura centralizada.
«Los pozos tienen información no totalmente completa y muchas veces confusa. Lo que han mostrado hacia afuera es más confuso o por lo menos parcial, no es una información completa», aseguró Kokogian.
Daniel Kokogian, geólogo, consultor y exdirector de YPF, analizó la información disponible sobre el proyecto Sea Lion en una entrevista con Nicolás Gandini para el ciclo Mano a Mano de EconoJournal. Su diagnóstico es cauteloso: asegura que existe petróleo en la cuenca, pero considera que la información publicada hasta ahora no permite concluir que su explotación resulte económicamente rentable.
“Hay petróleo, pero ¿cuánto recupero?”
Kokogian conoce la región desde hace décadas. En 1990 participó de una campaña exploratoria de Occidental Petroleum en la cuenca de Malvinas ubicada entre las islas y el continente y, posteriormente, siguió el desarrollo de la actividad británica en la zona.
El especialista destacó la calidad del trabajo exploratorio realizado inicialmente alrededor de Sea Lion, pero planteó dudas sobre la información obtenida a partir de los pozos perforados.
—Como geólogo, como una persona que conoce mucho, ¿vos ves esto y decís “está bien”?
—Es un trabajo exploratorio muy bueno, hasta que llegás a los pozos.
—¿Y ahí qué pasa?
—Los pozos tienen información no totalmente completa y muchas veces confusa. Lo que han mostrado hacia afuera es más confuso o por lo menos parcial, no es una información completa. ¿Hay petróleo en Malvinas? Sí, hay petróleo en Malvinas. ¿Es económicamente rentable producirlo? No sé.
Una de las principales objeciones de Kokogian está en los ensayos de productividad. Según explicó, el pozo descubridor de Sea Lion fue sometido a un test de apenas 18 horas, a partir del cual inicialmente se proyectó una producción potencial de 4.000 barriles diarios. Un año después, esa estimación fue reducida a 2.000 barriles diarios sin que, según señaló, exista nueva actividad en el pozo.
—¿Eso es normal en el funcionamiento? Uno tiene que ser cauteloso en un proyecto offshore porque es un proyecto de largo plazo. ¿Es normal ese ida y vuelta?
—No, ahí hay fruta, están tirando fruta.
El geólogo también señaló que el reservorio presenta múltiples capas y heterogeneidades que pueden volver más compleja su explotación. Por eso cuestionó que la información disponible sea suficiente para comprometer el capital necesario para desarrollar el campo.
—Tengamos buenos pozos, terminémoslos bien, testeémoslos un mes. O sea, tengamos datos duros porque acá hay petróleo y puede haber mucho, pero yo tengo que tener datos de productividad. Si no tengo el dato de la productividad de los pozos, ¿voy a ir a poner US$ 1.300 millones?
Kokogian hizo referencia al plan de desarrollo que contempla una primera fase de 15 pozos para poner en producción alrededor de 170 millones de barriles. Según su análisis, eso implicaría recuperar entre 12 y 13 millones de barriles por pozo, una estimación que consideró incompatible con las características conocidas del reservorio.
“Eso es absolutamente imposible y eso sí lo digo. Eso no existe. ¿Por qué? Porque tendría que ser un reservorio absolutamente excepcional”, sostuvo.
¿Por qué avanzar entonces con la decisión final de inversión?
Las dudas técnicas llevan a una segunda pregunta: por qué Rockhopper Exploration y Navitas Petroleum decidieron avanzar con la decisión final de inversión (FID) a fines de 2025 después de más de una década sin nuevos pozos exploratorios.
Kokogian puso el foco en la relación contractual entre ambas compañías.
Navitas ingresó al proyecto y, tras un acuerdo alcanzado en 2022, pasó a controlar el 65% de la asociación, mientras Rockhopper conservó el 35%. Según explicó el geólogo a partir de los reportes de las compañías, el acuerdo contemplaba una cláusula que habilitaba a Rockhopper a remover a Navitas como operador si en un plazo de cinco años no se producía un avance significativo hacia la FID, pero con un detalle: de darse esta condición, se le debería devolver a Navitas el dinero invertido.
—Tal vez la decisión de anunciar en diciembre del año pasado un FID…
—Exactamente, es el 2027 [en referencia a que se cumplirían los cinco años pautados]. Entonces, un año antes se juntan y dicen: “Bueno, ¿qué vamos a hacer? No hicimos nada hasta ahora. Y bueno, vamos con el FID”. ¿Por qué? Primero porque la plata la pone Navitas. Navitas no quiere salirse, pero Rockhopper tampoco quiere sacarlo para pagarle, si no tiene plata. Entonces dijeron: “Avancemos con el FID”.
Kokogian vinculó además esa decisión con otro cambio que considera llamativo: la recategorización de parte de los recursos contingentes de Sea Lion como reservas.
Según explicó, durante años el proyecto había reportado alrededor de 200 millones de barriles como recursos contingentes. Hacia fines de 2025, unos 170/180 millones de barriles pasaron a ser considerados reservas.
—¿Qué te dice esa recategorización?
—Seguramente te pueden decir “bueno, es que ahora hay un financiamiento”, punto. Navitas es el que no quiere que le saquen la operación y Rockhopper está de acuerdo porque no quiere pagarle la plata. Win-win para todo el mundo.
—¿Y eso en la industria es normal?
—El cambio de recategorización no, eso es raro. Eso es un trigger, un disparador que dice “bueno ahora sí, vamos”.
Para Kokogian, por lo tanto, la FID no elimina las incertidumbres geológicas y económicas que rodean al proyecto.
El precio del petróleo también puede modificar la ecuación. El especialista recordó que años atrás había sido mucho más pesimista sobre Sea Lion, cuando el barril cotizaba alrededor de US$ 40. Con precios más altos, admitió, la evaluación cambia. “Ahora vale casi US$ 100. Ellos usaron US$ 77. No es loco, pero es bastante arriesgado”, explicó.
“No nos podemos quedar callados”
El escepticismo de Kokogian sobre Sea Lion, sin embargo, no se traduce en una posición contraria a la reacción del Gobierno argentino.
“Otra cosa que quisiera decir es que no tengo la menor duda de que no nos podemos quedar callados. De ninguna manera Argentina puede dejar que hagan lo que quieran y no decir nada”, afirmó.
Para el geólogo, la discusión excede la probabilidad de que Sea Lion alcance finalmente la producción comercial.
—¿Por qué?
—Porque es un área que estamos reivindicando. ¿Cómo no vamos a decir nada? Es una obligación del Gobierno decir algo, este o el que estuviese tiene que decir algo. Están diciendo que dentro de dos años van a producir petróleo, no importa si es un bluff.
Kokogian sostuvo que la cuestión tampoco debería analizarse exclusivamente desde una perspectiva técnica y destacó la creciente importancia geopolítica de los recursos energéticos y del Atlántico Sur. Incluso si las recientes medidas oficiales respondieran a motivaciones políticas, como planteó Gandini, consideró positiva la decisión de volver a poner el tema en agenda.
“Y ponele que lo hace por eso, mejor que lo haga. Es una obligación. Si lo hace sólo por especulación política, bueno, okey. A los hechos concretos va a ser útil”, afirmó.
“YPF está haciendo lo que tiene que hacer e hizo lo que tendría que haber hecho hace décadas”, afirmó Kokogian, en referencia al Plan Andes.
“Hoy la prioridad es Vaca Muerta”
La discusión sobre Sea Lion abrió finalmente otro interrogante: qué lugar debería ocupar la exploración offshore dentro de la estrategia energética argentina.
Para Kokogian, hoy la respuesta es clara: el offshore tiene potencial exploratorio, pero no debería competir en prioridad ni en recursos con Vaca Muerta.
—Nunca me termina de quedar en claro cuál es el rol que el offshore debería jugar para la Argentina hoy, en términos estratégicos, a lo que hay por explorar. ¿Qué harías vos?
—Yo creo que, en el contexto de Argentina hoy, es secundario, no es prioritario para nada. Hoy es Vaca Muerta, escalar Vaca Muerta, que sea mejor todavía.
—¿Y qué hacemos con el offshore exploratorio? Pensando en esta geopolítica.
—Hay posibilidades todavía de explorar más, porque el offshore es una cosa grande. Hay una posibilidad en el offshore de Tierra del Fuego, seguro. Ahí puede haber algo más pero no creo que de la magnitud de lo que ya fue explorado, descubierto. Después hay que venirse a la costa de Buenos Aires, con las evidencias. Y ahora va a ser clave lo que pase en Uruguay.
La misma cautela se trasladó al debate sobre una eventual participación de YPF en nuevas campañas exploratorias.
—Si vos sos director de YPF, como lo fuiste entre 2016 y 2019, y yo te digo “tenemos que hacer una asignación de CAPEX de inversión de YPF para hacer estos pozos”, ¿te convenzo?
—¿Cuánto tengo que poner? ¿El 2%, el 1%? ¿O el 10%? El 10%, no. Si la idea es seguir haciendo algo porque hay algún dato, si hay un hilo del que tirar, vamos. Pero si me vas a decir que te vas a gastar US$ 200 millones, no ahora.
Para Kokogian, la prioridad de YPF debe continuar puesta en el desarrollo de Vaca Muerta y sus proyectos asociados.
“YPF está haciendo lo que tiene que hacer e hizo lo que tendría que haber hecho hace décadas”, afirmó, en referencia al Plan Andes. Y concluyó: “Antes de decirle, ya no a YPF sino a la industria, al país, qué puedo hacer para incentivar que alguien vaya al offshore, que piensen qué pueden hacer para que muchos que se jugaron y se metieron sobrevivan en el convencional. Porque hay mucho petróleo. Acá hay un error en considerar que está agotado”.
La petrolera argentina Pluspetrol concretó el ingreso como socia en dos áreas estratégicas de la formación de hidrocarburos no convencionales Vaca Muerta, en Neuquén. La operación fue aprobada por el Gobierno provincial, que recibirá 13,9 millones de dólares en aportes e impuestos.
Las áreas involucradas son La Escalonada y Rincón La Ceniza, con superficies de 239 km² y 220,77 km² respectivamente. Según la distribución de fluidos de la formación, La Escalonada se ubica en la ventana de petróleo volátil y gas condensado, mientras que Rincón La Ceniza corresponde a la ventana de gas condensado y gas húmedo.
El consorcio quedó conformado por la filial local de Shell (45%), Vaca Muerta Inversiones (VMI) (25%), Pluspetrol (20%) y la empresa estatal provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) (10%). Este esquema refuerza la diversificación de socios en la explotación de Vaca Muerta.
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La operación se enmarca en un acuerdo previo entre YPF y Pluspetrol, firmado en enero de 2026, que implicó el intercambio de activos: YPF cedió a Pluspetrol el 44,44% de VMI, mientras que Pluspetrol transfirió a YPF el 50% de su participación en Las Tacanas, Meseta Buena Esperanza y Aguada Villanueva.
Con epicentro en Neuquén, Vaca Muerta es la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional. Desde 2013 ha recibido inversiones por 52.000 millones de dólares, alcanzando en 2026 niveles récord de producción.
Este crecimiento permitió a Argentina reducir sustancialmente sus importaciones de gas durante el invierno austral, generar saldos exportables de hidrocarburos y recuperar el superávit en la balanza energética. El ingreso de Pluspetrol refuerza la dinámica de inversión y consolida la etapa de desarrollo masivo de la formación.
Los depósitos de gas terminaron la última temporada invernal por debajo del 30%.
Budapest, Hungría — Mientras una leve caída de temperatura da un respiro a los ciudadanos y turistas que recorren las principales capitales de Europa después de un verano marcado por sucesivas olas de calor, la próxima llegada del frío vuelve a dirigir la atención hacia las reservas de gas con las que el continente enfrentará el invierno 2026/27.
Según la base de datos de Gas Infrastructure Europe (GIE), la Unión Europea llegó a septiembre con sus depósitos de gas en torno al 66%, el nivel más bajo registrado para esta altura en 15 años.
¿Cómo llegó Europa a esta situación?
El fenómeno tiene varias aristas, una de ellas el invierno 2025/26. Una temporada más fría de lo habitual y un mayor uso del gas para calefacción y generación eléctrica llevaron a una fuerte extracción de los depósitos, que terminaron la temporada invernal por debajo del 30%, cerca de mínimos de nueve años, según el reporte de la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER).
La temporada de verano tampoco fue favorable. Las sucesivas olas de calor afectaron la generación de energía hidráulica y nuclear en algunos mercados, aumentando la demanda de generación de energía a gas (34% interanual durante la ola de calor de fines de junio, según Kpler), precisamente durante los meses en los que Europa necesitaba acelerar las inyecciones en almacenamiento.
A ese escenario se sumó la disrupción de la oferta de GNL proveniente de Qatar, en medio de la escalada del conflicto en el Golfo Pérsico. La menor disponibilidad de cargamentos cataríes incrementó la competencia por el GNL y elevó la volatilidad de los precios europeos.
Por qué 2026 no es 2022
A pesar del bajo nivel de almacenamiento, Bruselas insiste en que la situación actual es sustancialmente distinta de la crisis energética que atravesó Europa después de la invasión rusa de Ucrania.
Desde 2022, la Unión Europea redujo de forma significativa su dependencia del gas ruso, cayendo desde alrededor del 40% en 2021 hasta el 12% en 2025. Al mismo tiempo, Europa incrementó las compras de GNL -principalmente desde Estados Unidos- y reforzó las importaciones por gasoducto desde proveedores como Noruega. La estrategia forma parte de REPowerEU, el plan europeo para eliminar progresivamente la dependencia de los combustibles fósiles rusos.
Ese cambio estructural es el principal argumento de la Comisión Europea para relativizar el riesgo asociado a los bajos inventarios. “Si bien la situación en los mercados energéticos mundiales sigue siendo excepcional y requiere una estrecha vigilancia, también difiere significativamente de la de 2021/2022. Hoy, la UE está mejor preparada gracias a una mayor diversificación, una mayor capacidad de importación de GNL y una menor demanda de gas [en comparación de los niveles previos a la crisis energética de 2022]”, afirmó el Grupo de Coordinación del Gas.
ENTSOG, la asociación consultada por EconoJournal que agrupa a los operadores europeos de los sistemas de transporte de gas, también afirmó que “la infraestructura gasista europea existente sigue siendo lo suficientemente flexible”.
“La capacidad europea de regasificación de GNL asciende a aproximadamente 1.600 TWh por temporada de invierno (unos 145 bcm), lo que aporta una flexibilidad considerable en la capacidad de importación; esto permite compensar parcialmente unos niveles de almacenamiento más bajos al inicio de la temporada de extracción y respalda la capacidad del sistema gasista para satisfacer la demanda invernal”, explicaron a partir de su informe “Perspectiva de suministro para el verano de 2026”.
Aunque advierten: “Desde la perspectiva de la seguridad del suministro, sería importante inyectar gas durante la temporada de verano y mantener el almacenamiento en un nivel adecuado hasta el final del invierno”.
Menor margen de error para el invierno europeo
Si bien por sí mismos los bajos niveles de almacenamiento no presentan un riesgo inminente en la provisión de gas, sí “pueden tener un impacto negativo sobre la flexibilidad del sistema gasífero y sobre los precios, especialmente durante episodios de alta demanda”, señaló ENTSOG. A este punto de partida, también podría sumarse una conjunción de factores, entre ellos el clima frío, la débil energía renovable y el suministro limitado de GNL.
Un invierno más frío de lo habitual elevaría la demanda para calefacción y aceleraría las extracciones de los depósitos, especialmente sensibles este año por el menor colchón con el que Europa comenzará la temporada. Es decir, se repetiría la problemática del invierno 2025/26 pero con alrededor de 12 puntos porcentuales menos de almacenamiento para esta misma época del año.
A la temperatura se suma el comportamiento del sistema eléctrico. Los episodios conocidos como Dunkelflaute -períodos con poco viento y baja generación solar- pueden incrementar la utilización de centrales térmicas a gas, elevando la demanda precisamente durante los meses de mayores extracciones de los almacenamientos.
Europa también queda especialmente expuesta a los shocks internacionales, más allá de su capacidad de reemplazar el gas ruso. Según Trading Economics, “los precios europeos del gas natural subieron un 5% hasta los 84 €/MWh este lunes, el nivel más alto desde diciembre de 2022, mientras persisten las tensiones en Oriente Medio”.
Según datos de ACER, Qatar aportó alrededor del 7% del GNL importado por la Unión Europea durante el último invierno, equivalente a cerca del 4% de sus importaciones totales de gas. Aunque su participación relativa es limitada, una interrupción prolongada podría endurecer el mercado global de GNL y obligar a Europa a competir con Asia, justo cuando Europa debería acelerar su inyección de gas.
ACER advirtió que, si la producción catarí permaneciera restringida durante el invierno, la competencia por el GNL podría convertirse en uno de los principales factores de presión sobre los precios europeos.
La situación plantea una paradoja para el Viejo Continente: Europa cuenta hoy con más infraestructura, más proveedores y una menor dependencia de Rusia que durante la crisis de 2022, pero llega al invierno con bajos niveles de almacenamiento, menor margen de error y una mayor exposición al mercado internacional de GNL.
La expansión de Vaca Muerta impulsa nuevas soluciones para responder al déficit habitacional en Neuquén. La compañía LS Electromecánica SA presentó una línea de módulos habitacionales y tráileres destinados a campamentos petroleros, con plazos de construcción de 45 a 60 días, muy por debajo de la obra tradicional.
El sistema modular permite entregar unidades adaptables en diferentes dimensiones y niveles de equipamiento: desde monoambientes y oficinas hasta viviendas con una o dos habitaciones, baño, cocina y espacio de estar. Además, no requiere necesariamente una platea convencional, ya que puede instalarse sobre pilotes o directamente sobre el terreno.
De acuerdo con Javier Zelarallán, asesor comercial de la firma, la propuesta surge de un relevamiento propio del mercado y busca trasladar la experiencia de LS Electromecánica en infraestructura para Oil & Gas hacia soluciones habitacionales versátiles. La entrega incluye estructura, planos y sistemas eléctricos, completando el proceso de fabricación en planta.
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La compañía dispone de una planta industrial de 4.000 m² cubiertos y una dotación de 65 trabajadores, lo que le permite escalar producción para atender la demanda creciente en Neuquén y Añelo. Durante varios meses recorrieron la región para evaluar oportunidades y confirmaron el dinamismo económico generado por la actividad petrolera.
El movimiento de negocio observado llevó a LS Electromecánica a consolidar su presencia con una oferta que combina construcción modular, infraestructura habitacional y soluciones para instalaciones petroleras. La intención es competir en un mercado que suma proveedores y alternativas a medida que aumenta la demanda.
Con esta iniciativa, Vaca Muerta incorpora un nuevo componente a su ecosistema de expansión: viviendas rápidas, adaptables y pensadas para acompañar el ritmo de la industria energética.
El precio del crudo registró una fuerte suba el 14 de septiembre de 2026 luego de ataques con drones contra infraestructura energética en Arabia Saudita. El Brent escaló a 108,23 dólares por barril (+3,46%) y el WTI alcanzó 103,20 dólares (+3,15%), en un contexto de tensión creciente en Medio Oriente.
La paralización preventiva del oleoducto Oriente-Occidente y la incertidumbre sobre el tránsito en el Estrecho de Ormuz impulsaron la reacción inmediata de los mercados. Analistas señalaron que la interrupción de la oferta saudita refuerza la presión alcista sobre los precios internacionales.
En Europa, el gas natural también se encareció un 3,8%, reflejando el impacto de la crisis en la matriz energética global. Los operadores advierten que, de persistir la situación, el Brent podría acercarse nuevamente a los máximos de marzo de 2026, cuando superó los 119 dólares por barril.
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El episodio se suma a la suspensión de contactos diplomáticos entre países del Golfo e Irán, aumentando la percepción de riesgo geopolítico. La escalada militar en la región, atribuida al movimiento hutí, refuerza la volatilidad en los mercados energéticos.
Las reacciones internacionales incluyeron declaraciones de líderes políticos y advertencias sobre la necesidad de garantizar la seguridad de las rutas marítimas. El Estrecho de Ormuz, por donde transita cerca del 20% del petróleo mundial, se convierte nuevamente en epicentro de la tensión.
Con este escenario, el mercado energético enfrenta una combinación de factores: reducción de oferta, incertidumbre diplomática y riesgo de escalada militar. La consecuencia inmediata es un repunte en los precios del crudo y del gas, con impacto directo en la economía global.
La petrolera YPF confirmó la incorporación del primer set de fractura 100% eléctrico en sus operaciones de Vaca Muerta, marcando un hito tecnológico en la industria argentina. Se trata de ZEUS, la plataforma desarrollada por Halliburton, que llega por primera vez fuera de Norteamérica y promete transformar la etapa de completación de pozos shale.
En este despliegue, cada unidad de bombeo puede entregar hasta 5.000 caballos de fuerza hidráulicos (HHP) de manera sostenida, con capacidad de trabajar a 22 barriles por minuto y 9.500 psi. La electrificación elimina componentes mecánicos asociados a motores diésel y transmisiones, reduciendo puntos de falla y tareas de mantenimiento.
Según Matías Farina, vicepresidente ejecutivo de Upstream de YPF, la tecnología permitirá operar con mayor eficiencia, confiabilidad y precisión. “Nuestro objetivo es claro: convertir a YPF en la compañía de no convencionales más importante del mundo, y eso requiere innovar permanentemente e incorporar las mejores soluciones disponibles para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó.
El contrato con Halliburton, adjudicado en abril de 2026, es multimillonario, exclusivo y plurianual. Incluye además la plataforma OCTIV Auto Frac, diseñada para automatizar y estandarizar parte del proceso de fractura durante el bombeo. La combinación de potencia eléctrica, automatización y monitoreo digital marca el rumbo de la competencia tecnológica en Vaca Muerta.
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De acuerdo con Halliburton, ZEUS logró en otras operaciones transiciones entre etapas hasta 30% más rápidas y un 11% más de horas mensuales de bombeo efectivo. Aunque esos indicadores corresponden a experiencias previas, reflejan el potencial de la tecnología para acelerar completaciones en Argentina.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, señaló que el equipo que llegó al país es el primero de cuatro sets contemplados en el acuerdo, lo que confirma que la electrificación no será una experiencia aislada sino parte de un proceso de transformación más amplio.
La llegada de ZEUS coincide con un récord de actividad en Vaca Muerta: en junio de 2026 se registraron 2.760 etapas de fractura, con YPF concentrando aproximadamente la mitad. La expansión proyectada de la producción requerirá que perforación y completación acompañen el crecimiento de la infraestructura de transporte y exportación.
Con este avance, Vaca Muerta inicia una nueva etapa tecnológica donde electrificación, automatización y análisis de datos se combinan para producir más, reducir tiempos y llevar la eficiencia del shale argentino hacia estándares internacionales.
La petrolera YPF incorporó la solución de inteligencia artificial Ekons Matrix AI, desarrollada junto con Boston Consulting Group (BCG), en la refinería de La Plata. La herramienta fue reconocida como Tecnología Digital del Año durante la conferencia LARTC, realizada en Buenos Aires entre el 8 y el 10 de septiembre de 2026.
En la operación industrial, la aplicación permite seguir en tiempo real las propiedades de las corrientes que intervienen en la producción de combustibles, reduciendo hasta un 50% los tiempos de blending respecto de los procesos tradicionales que demandan entre 18 y 20 horas.
La implementación comenzó entre marzo y abril de 2026 y requirió seis meses de despliegue. El sistema integra datos desde las unidades de proceso hasta los tanques de componentes, lo que facilita detectar desviaciones antes de que afecten la mezcla final.
Dentro del Complejo Industrial La Plata, la innovación responde a un desafío histórico de las refinerías: la demora entre la toma de muestras y los resultados de laboratorio. Con Ekons Matrix AI, la información se encuentra disponible de manera continua en la sala de control, lo que mejora la seguridad operativa y optimiza el uso de componentes.
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En el plano internacional, Argentina se convierte en el primer país en aplicar esta tecnología en una operación de refinación. Según Roberto Rodrigo, líder de Ekons OPS AI en BCG, la herramienta combina inteligencia artificial con reglas termoquímicas basadas en simulación rigurosa de procesos.
La World Refining Association destacó la implementación como un caso pionero en la región. Para YPF, la incorporación de esta solución refuerza su estrategia de innovación digital y mejora la eficiencia en la producción de combustibles.
Por otra parte, la refinería de La Plata se convierte en referencia internacional en la aplicación de inteligencia artificial en procesos de downstream, mientras BCG proyecta replicar el modelo en otras operaciones de refinación.
La petrolera francesa TotalEnergies anunció el descubrimiento de petróleo en el pozo Acacia‑5, ubicado en el Bloque 17 frente a las costas de Angola. El hallazgo, realizado en junio de 2026, permitirá sumar alrededor de 6.000 barriles diarios a la producción del bloque mediante un desarrollo acelerado conectado a la unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO Pazflor).
En este activo, la compañía opera con una participación del 38%, acompañada por Equinor (22,16%), ExxonMobil (19%), Azule Energy (15,84%) y Sonangol E&P (5%). El uso de infraestructura existente evita la construcción de una instalación independiente y reduce los plazos de incorporación de nuevos recursos.
El hallazgo se suma al descubrimiento realizado en el Bloque 0 de la cuenca del Bajo Congo, donde TotalEnergies mantiene una participación del 10%. Además, la empresa firmó acuerdos con la Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANPG) para operar los bloques de exploración 17/25 y 32/21, con una participación del 40%.
Ambos bloques cuentan con cobertura sísmica 3D y se ubican próximos a instalaciones que TotalEnergies ya opera en los bloques 17 y 32, donde actualmente producen seis FPSO. Esta cercanía abre la posibilidad de conectar futuros descubrimientos mediante desarrollos submarinos o tie‑backs, optimizando costos y tiempos de desarrollo.
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La estrategia de la compañía en Angola se centra en aprovechar infraestructura instalada para acelerar la producción de nuevos recursos. En 2025, TotalEnergies produjo alrededor de 156.000 barriles equivalentes diarios en el país, consolidando su presencia como uno de los principales operadores internacionales en la región.
En febrero de 2026, la empresa firmó un acuerdo marco con ANPG y ExxonMobil para adquirir una participación del 35% en los bloques 40, 41, 42 y 58 de la cuenca de Benguela, ampliando su exposición a distintas zonas offshore.
“El descubrimiento de Acacia‑5 y la incorporación de nuevos bloques refuerzan nuestra ambición en Angola, respaldada por los incentivos introducidos para fomentar la inversión”, declaró Patrick Pouyanné, presidente y director ejecutivo de TotalEnergies.
Con estos avances, TotalEnergies consolida su actividad de exploración y producción en Angola, apostando por el desarrollo acelerado de recursos cercanos a infraestructura existente y por la expansión de su cartera en las principales cuencas marinas del país.
El intendente Mariano Gaido y el gobernador Rolando Figueroa en la inauguración de la Feria del Libro.
Neuquén cumplió 122 años. Una de las ciudades argentinas de mayor crecimiento en las últimas décadas comenzó su historia a principios del siglo XX cuando, siendo apenas un caserío alrededor de las vías del ferrocarril, recibió del presidente Julio Argentino Roca el decreto que la instituyó como capital del territorio en reemplazo de Chos Malal.
Con casi 300.000 habitantes, hoy es el epicentro político y económico indiscutido de la provincia, concentra un 40% de su población y es la puerta de entrada de Vaca Muerta. Pero este domingo no habrá desfile para celebrar su aniversario.
Las preocupaciones del intendente Mariano Gaido empiezan a crecer, conforme lo hacen los reclamos vecinales. El jueves, un grupo de comerciantes sorprendió a la jefa de Gabinete (y posible candidata a la sucesión), María Pasqualini, en la inauguración de una plaza. Los manifestantes, en su mayoría vendedores ambulantes, fueron a pedir que el municipio los habilite a volver a trabajar, tras la ordenanza que prohibió este tipo de actividad.
Pasqualini prometió reuniones, la discusión fue subiendo de tono y los funcionarios debieron retirarse del lugar.
Esa irrupción de manifestaciones autoconvocadas, por distintas causas, es la que viene desincentivando la aparición del intendente y otras figuras de su gabinete en eventos muy anunciados. El viernes, la invitación a la inauguración de la XIII Feria Internacional del Libro que Gaido encabezó con el gobernador Rolando Figueroa fue discreta.
En los equipos municipales también advierten que los reclamos, hoy en redes sociales, por las obras que están interviniendo grandes porciones de la barda para la apertura de calles y otros proyectos inmobiliarios también puedan pasar a la acción. Hay grupos activos donde matchean ambientalistas con runners y vecinos preocupados por la aparición de zorritos desorientados que supuestamente están perdiendo su hábitat. «Médanos y chacras, hoy todo ciudad», cantó el poeta Marcelo Berbel.
¿Encuentran estas manifestaciones una vía electoral? En el oficialismo no ven una amenaza tangible para el 2027, aunque los libertarios se entusiasmen con dar una sorpresa en Neuquén capital.
Son, eso sí, expresiones que pueden generar efecto contagio y multiplicar una incomodidad nada deseable en medio de una campaña electoral. Por eso, la misma atención está puesta en lo que pueda suceder en la Fiesta Nacional de la Confluencia, según pudo saber EN/CLAVE. El festival, que ya se posicionó como uno de los más convocantes del verano, cambió de fecha sorpresivamente esta semana. ¿Se libera un domingo electoral? Todavía falta.
Aval para el GNL y un contador de barriles
La audiencia pública que se realizó el jueves en Plaza Huincul por la planta de separación de gas que construirá YPF para su proyecto Argentina LNG pasó la prueba sin contratiempos.
El gobierno de Rolando Figueroa celebró el resultado, aunque no envió emisarios de peso a acompañar el evento que tuvo al intendente Claudio Larraza como principal anfitrión y defensor de la propuesta por parte de la política. Como ocurrió la semana anterior con el viaje a Houston, otra vez Ramón Rioseco de Cutral Co estuvo ausente y no se vio como una buena señal.
Hubo otros actores, en cambio, que aprovecharon la plataforma para acercar sus ideas. Fue el caso de los referentes del partido Cumplir, la diputada provincial Brenda Buchiniz y el exlegislador nacional Francisco Sánchez.
Es un espacio que se identifica como libertario, pero sin encolumnarse orgánicamente detrás de Javier Milei y que no tiene diálogo con La Libertad Avanza, liderado en Neuquén por la senadora Nadia Márquez.
Está más enfocado en generar una oposición al gobierno de Figueroa, recogiendo reclamos sociales de izquierda a derecha y con intenciones de disputar un lugar en las elecciones del año que viene.
Esta semana, lanzaron un sitio web llamado «Dónde están los barriles» que funciona como un contador de regalías en tiempo real e incluye un juego comparativo: con las que ingresaron el viernes se podrían haber construido 114 viviendas, aseguran.
El planteo ya sirve para anticipar cuáles van a ser los mensajes de la campaña opositora en el 2027: Vaca Muerta genera cada vez más, Neuquén recibe en proporción, pero los habitantes «no viven mejor». Es decir, el que se repite año a año. Solo que la gestión de Figueroa confía en ser la que, esta vez, pueda mostrar resultados de lo contrario.
+. Este logro consolida el liderazgo de la compañía en innovación y reafirma el posicionamiento de Infinia Turboclean como un combustible desarrollado para proteger y potenciar la performance de los motores más avanzados del mercado.
El río Atuel también es pampeano: los fallos de la CSJN de 1987, 2017 y 2020 establecen y ratifican su interprovincialidad.
