La persistente falta de inversión privada en Argentina suele explicarse como un rasgo cultural o como una falla de voluntad empresaria. Sin embargo, la evidencia histórica, económica y comparada muestra un fenómeno distinto: durante décadas, el entorno macroeconómico, regulatorio e institucional generó incentivos que favorecieron la liquidez y la dolarización por encima de los proyectos productivos.
La conducta defensiva no surge de preferencias individuales, sino de un ecosistema que penaliza el riesgo de largo plazo y premia la salida rápida.
Desde mediados de los años setenta, la economía argentina atravesó ciclos de inflación crónica, devaluaciones abruptas, cambios regulatorios frecuentes, controles de capital, defaults y alteraciones contractuales. En ese contexto, la inversión productiva —que requiere horizontes largos, estabilidad normativa y financiamiento previsible— quedó subordinada a estrategias de preservación patrimonial.
El resultado es un patrón persistente: el ahorro privado se canaliza hacia activos líquidos, dolarizados o externos, mientras la inversión en maquinaria, infraestructura o ampliación de capacidad se mantiene en niveles estructuralmente bajos.
La economía del comportamiento aporta una lectura complementaria. La repetición de crisis severas genera estrés crónico y aversión extrema a la pérdida. La memoria colectiva de episodios traumáticos —confiscaciones, pesificaciones, atrasos cambiarios, restricciones a importaciones y exportaciones— condiciona las decisiones actuales.
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En entornos donde la probabilidad percibida de pérdida es alta, los agentes priorizan liquidez, familiaridad y protección jurídica. La preferencia por dólares, inmuebles o activos externos no es irracional: es una forma de reducir exposición a shocks que históricamente tuvieron efectos ruinosos.
La evidencia internacional muestra que la inversión productiva crece cuando se cumplen condiciones mínimas: estabilidad macro sostenida, reglas claras, marcos regulatorios previsibles, infraestructura adecuada, financiamiento de largo plazo y mecanismos de resolución de controversias que reduzcan la incertidumbre.
En Argentina, los períodos en los que estas condiciones se acercaron —telecomunicaciones en los noventa, energía entre 2017 y 2019, minería en provincias con estabilidad fiscal— registraron aumentos significativos de inversión. Cuando esas condiciones se deterioraron, la inversión se retrajo.
La experiencia comparada también es consistente. Países que lograron atraer capital productivo —Chile, Perú, Colombia, Brasil, Vietnam, Polonia— consolidaron marcos estables, fortalecieron instituciones, ampliaron infraestructura y desarrollaron mercados de capitales capaces de financiar proyectos de largo plazo. La previsibilidad, más que los incentivos fiscales, fue el factor determinante para sostener ciclos de inversión.
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En este contexto, los incentivos tradicionales —blanqueos, subsidios, reducciones impositivas o regímenes promocionales aislados— tienen efectos acotados. Pueden acelerar decisiones puntuales, pero no modifican la conducta estructural si el riesgo sistémico permanece elevado.
La inversión productiva no responde a estímulos transitorios, sino a la percepción de que el entorno no castigará el capital inmovilizado. La estabilidad y la previsibilidad no garantizan por sí solas un ciclo de inversión, pero su ausencia vuelve extremadamente difícil que el capital productivo aparezca.
La renuencia empresaria a invertir no es un problema de actitud, sino de condiciones. La evidencia muestra que, cuando el riesgo baja, la inversión aparece sin necesidad de exhortaciones ni campañas. La clave no está en convencer a los empresarios, sino en construir un entorno donde la decisión racional sea invertir y no resguardarse.
La estabilidad, la previsibilidad y la calidad institucional no aseguran crecimiento, pero son el punto de partida sin el cual ningún proyecto de largo plazo prospera.
El trámite de adhesión de proveedores al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) incorpora un nuevo beneficio fiscal que permite acceder a exenciones tributarias sobre importaciones destinadas a Vehículos de Proyecto Único (VPU).
La herramienta, operativa a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD), extiende el alcance del régimen a la cadena de suministro y reduce el costo fiscal del equipamiento asociado al CAPEX de proyectos de infraestructura, energía y minería.
El beneficio alcanza a proveedores que importan insumos, bienes intermedios o bienes finales clasificados como Bienes de Capital (BK) o Bienes de Informática y Telecomunicaciones (BIT), definidos en el Anexo 1 del Decreto 557/23.
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La adhesión habilita la exención de derechos de importación, tasas estadísticas y comprobación de destino, junto con la eliminación de regímenes de recaudación y percepción sobre IVA, IVA adicional e Impuesto a las Ganancias aplicados a las importaciones. También contempla la exención de Ingresos Brutos cuando las provincias adhieren al RIGI y lo incorporan como beneficio.
Para acceder, los proveedores deben contar con CUIT y clave fiscal nivel 3 o superior, estar inscriptos en el perfil importador/exportador y presentar la identificación y descripción de las mercaderías sujetas a exenciones.
El procedimiento se formaliza mediante expedientes electrónicos en TAD, donde se cargan las planillas técnicas que vinculan cada importación con el VPU correspondiente.
La incorporación de proveedores al RIGI consolida un esquema regulatorio que traslada los incentivos fiscales más allá del titular del proyecto y los extiende a la cadena de valor, alineando a empresas locales e internacionales que abastecen equipamiento crítico.
El nuevo beneficio se integra como un componente central de la arquitectura tributaria del régimen, con impacto directo en la competitividad del CAPEX y en la logística de abastecimiento de proyectos de gran escala.
La Superintendencia de Seguros de la Nación modificó el Reglamento General de la Actividad Aseguradora e incorporó dos instrumentos que amplían la capacidad de inversión del sector asegurador en proyectos productivos.
La Resolución 498/2024 habilita a las compañías a financiar desarrollos incluidos en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y a otorgar préstamos respaldados por mercadería almacenada bajo el sistema de warrant.
La medida integra ahorro institucional al financiamiento de infraestructura, energía, minería y actividades industriales que requieren capital de trabajo.
El primer cambio permite que las aseguradoras inviertan en Obligaciones Negociables y fideicomisos financieros autorizados por la Comisión Nacional de Valores, siempre que estén destinados a proyectos RIGI.
Esto incorpora al régimen un actor con capacidad de inversión estable y de largo plazo, en un contexto donde los desarrollos de gran escala demandan fondeo diversificado y mecanismos que reduzcan el costo financiero. La norma amplía el universo de instrumentos elegibles para la cartera regulada del sector y formaliza la participación de las aseguradoras en el financiamiento de proyectos intensivos en infraestructura.
El segundo instrumento incorporado son los préstamos garantizados con warrant, una herramienta que permite otorgar financiamiento respaldado por mercadería depositada en almacenes fiscales o depósitos habilitados. El warrant funciona como un certificado que acredita la existencia de bienes almacenados y permite utilizarlos como garantía.
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La resolución autoriza a las aseguradoras a otorgar préstamos hasta el 50% del valor de mercado de esos bienes, dentro de los límites establecidos para su cartera. El mecanismo facilita el acceso al crédito para empresas que cuentan con inventario pero requieren liquidez operativa, especialmente en cadenas agroindustriales, industriales y logísticas.
La actualización del reglamento articula dos líneas de financiamiento complementarias: inversión de largo plazo para proyectos RIGI y crédito de corto plazo para empresas con mercadería en depósito. La medida integra al sector asegurador en la arquitectura financiera del régimen y amplía las alternativas disponibles para desarrollos que requieren capital intensivo y para empresas que operan con ciclos de producción basados en inventarios.
La incorporación de estos instrumentos fortalece la conexión entre ahorro institucional y actividad productiva, en un esquema que busca ampliar la profundidad del mercado y mejorar las condiciones de financiamiento para proyectos de escala y para empresas que utilizan garantías reales.
La adquisición de los activos de Raízen Argentina por parte de Mercuria, en una operación valuada en USD 1.420 millones, instala un nuevo esquema empresarial en el negocio de combustibles y en la relación con los operadores de la red Shell.
La transacción incorpora la refinería de Dock Sud, la logística y cerca de 900 estaciones de servicio, y coloca a Mercuria como un actor con presencia simultánea en producción, refinación y comercialización.
Para los operadores, el cambio de control implica pasar de una estructura asociada a una alianza global entre Shell y Raízen a una conducción con estrategia propia y con capacidad para coordinar toda la cadena energética.
La integración vertical permite que la producción, el procesamiento y la venta de combustibles respondan a una misma organización, lo que puede modificar la dinámica de abastecimiento, la política de precios mayoristas y la planificación comercial de la red.
Las primeras comunicaciones internas confirmaron la continuidad operativa de las estaciones Shell y el inicio de un proceso de transición destinado a ordenar la relación comercial mientras se completan las instancias regulatorias.
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Los operadores observan cómo se reorganizará la estructura comercial, qué cambios podrían producirse en los contratos de franquicia y cuál será la política de inversiones destinada a modernización, imagen y expansión.
La integración de Mercuria introduce un modelo que históricamente mostró capacidad para equilibrar los distintos segmentos del negocio frente a los cambios de ciclo del mercado petrolero. Cuando el precio del crudo sube, la rentabilidad se concentra en la producción; cuando baja, cobran mayor relevancia la refinación y la comercialización.
Un operador integrado puede compensar estos movimientos y sostener competitividad en toda la cadena, un aspecto que los estacioneros consideran central para la estabilidad del negocio.
El desafío para la nueva conducción incluye sostener referencias de precios alineadas con el mercado internacional, asegurar abastecimiento en escenarios de alta demanda y mantener los estándares de calidad asociados a la marca Shell.
La red también observa la estrategia comercial que adoptará Mercuria en un mercado donde YPF y Axion Energy son los principales referentes de integración vertical.
La operación instala a Mercuria como un nuevo actor de escala en el downstream argentino y abre una etapa en la que los operadores de la red Shell esperan definiciones sobre inversiones, logística y política comercial.
La transición se desarrolla con la red en funcionamiento y con la expectativa de que la integración de producción, refinación y venta permita fortalecer la competitividad en un mercado que exige volumen, eficiencia y capacidad de gestión.
El caso Vicuña reabrió una discusión estructural en la minería argentina: la ausencia de criterios técnicos para definir qué bienes pueden importarse en proyectos de gran escala y cuáles deben integrarse con oferta local.
La adjudicación del campamento principal —2.500 módulos en esta etapa, 10.000 en total— a un consorcio liderado por PowerChina expuso un vacío normativo que trasciende al proyecto y alcanza al diseño operativo del RIGI.
La diferencia de precios entre la oferta china y la nacional fue del 35%, equivalente a USD 18 millones dentro de un CAPEX estimado en USD 18.000 millones.
El monto es marginal frente a la escala del proyecto, pero suficiente para desplazar a fabricantes locales en un segmento donde Argentina tiene capacidad instalada, certificación técnica y experiencia acumulada en minería, energía y petróleo.
La construcción modular industrializada es un sector que el país desarrolla desde hace décadas, con proveedores distribuidos en varias provincias y estándares para alta montaña.
El punto crítico no es la adjudicación, sino la falta de reglas que ordenen la toma de decisiones en compras de infraestructura. En proyectos de cobre de escala global, la definición entre importar o producir localmente debería basarse en criterios técnicos: disponibilidad de oferta nacional, estándares requeridos, plazos, logística y costos totales del ciclo de vida.
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Sin ese marco, el precio inmediato se convierte en el único parámetro y habilita escenarios donde importar infraestructura completa resulta más barato que fabricarla localmente, aun cuando el producto sea equivalente.
La discusión incorpora un elemento técnico que no puede omitirse: la competitividad local. La industria argentina debe ser capaz de competir en segmentos donde tiene trayectoria, pero la diferencia del 35% exige una revisión.
Aun con los beneficios aduaneros del RIGI, resulta inusual que módulos equivalentes —incluido el flete desde Asia— presenten un costo tan inferior al de un fabricante local. El problema no es proteger ineficiencias, sino entender por qué un producto que Argentina produce hace décadas aparece descolocado frente a un precio internacional que incorpora transporte, ensamblado y logística intercontinental.
El RIGI amplifica esta asimetría. El régimen elimina aranceles, IVA, tasas y restricciones para bienes importados sin establecer listas positivas o negativas que diferencien entre bienes críticos —que Argentina no produce— y bienes con oferta local.
La consecuencia es un incentivo fiscal que favorece la importación total en segmentos donde existe capacidad instalada. El impacto no es solo económico: la cadena de valor que se debilita en la etapa inicial no estará disponible cuando el proyecto la necesite para ampliaciones, mantenimiento o nuevas fases.
La experiencia internacional muestra que los países mineros más competitivos —Chile, Perú, Canadá, Australia— aplican criterios técnicos para autorizar importaciones en proyectos de gran escala.
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Exigen justificación cuando el bien existe localmente, establecen mínimos de contenido nacional y promueven asociatividad entre proveedores globales y empresas locales. La lógica es simple: atraer inversión sin desarmar la base industrial que sostiene la operación durante 20 o 30 años.
En Argentina, la ausencia de un marco equivalente genera un efecto previsible: las decisiones de compra se definen por precio inmediato y no por impacto sistémico, lo que habilita la importación de infraestructura completa incluso en segmentos donde el país tiene oferta competitiva.
El caso Vicuña no cuestiona la inversión ni la adjudicación, sino el diseño operativo del régimen y la falta de criterios que ordenen la integración de proveedores locales en obras de gran escala.
En un proyecto de USD 18.000 millones, la diferencia entre desarrollar una cadena de valor local o sustituirla por importación total define el impacto económico de las próximas dos décadas.
La discusión no es política ni emocional: es técnica. La minería argentina necesita un marco de compras que distinga entre bienes críticos y bienes que el país produce, que promueva asociatividad y que evite que los incentivos fiscales terminen desindustrializando sectores donde existe capacidad instalada.
El Puerto de Bahía Blanca confirmó el avance de un proyecto industrial que superará los USD 3.000 millones y que contempla la construcción de una nueva planta separadora de gas natural destinada al procesamiento de líquidos asociados al gas de Vaca Muerta.
La instalación operará con un esquema similar al de MEGA y permitirá fraccionar etano, propano, butano y gasolina natural para abastecimiento industrial y exportación.
El crecimiento del shale oil incrementó el volumen de gas asociado en más de 20% interanual, presionando la capacidad de fraccionamiento existente. La infraestructura actual opera con márgenes ajustados y obliga a reinyectar o limitar volúmenes en determinados momentos. La nueva planta ampliará la capacidad de procesamiento y reducirá los cuellos de botella del sistema.
El proyecto tendrá impacto directo en la infraestructura portuaria. El Consorcio de Gestión estima entre 800 y 1.000 empleos durante la construcción, con un plazo de obra de tres años. El aumento de cargas energéticas se concentrará en el área de Puerto Galván, donde ya operan MEGA, Profertil, Oiltanking Ebytem y terminales de Oldelval y TGS.
Para sostener el crecimiento operativo, el puerto ejecutará este año USD 44 millones en obras internas y USD 9 millones en accesos viales.
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El desarrollo se articula con un proyecto ferroviario que busca conectar Bahía Blanca con Vaca Muerta para el transporte de insumos como arenas de fractura. La logística actual depende de transporte por camión, con costos elevados y limitaciones de escala.
La conexión ferroviaria permitiría aumentar capacidad, reducir costos y mejorar la eficiencia del abastecimiento.
Bahía Blanca opera como nodo energético y agroexportador de escala global. Es el séptimo puerto agroexportador del mundo y concentra infraestructura petroquímica, fertilizantes, fraccionamiento y exportación de crudo y GLP.
La nueva planta se integra a ese sistema y refuerza el rol del puerto como punto de salida de productos energéticos en un contexto de expansión del shale.
El crecimiento operativo del puerto se sostiene sobre infraestructura existente, con incrementos sucesivos en volúmenes movilizados. La ampliación del fraccionamiento y las inversiones en accesos viales y ferroviarios son componentes necesarios para acompañar la expansión de Vaca Muerta y evitar restricciones logísticas que limiten la producción.
La articulación entre inversión privada y obras públicas locales compensa la ausencia de infraestructura vial nacional y permite sostener la curva de actividad del nodo logístico.
La producción de petróleo alcanzó en abril un máximo histórico de 893 mil barriles diarios, con un crecimiento interanual del 19% y con Vaca Muerta aportando el 78,1% del total nacional.
Dentro de ese volumen, la rotación del liderazgo entre áreas confirma que el shale argentino opera bajo un esquema competitivo donde la eficiencia, la capacidad de ejecución y la disponibilidad de infraestructura determinan quién puede escalar producción.
En abril, La Amarga Chica encabezó el ranking con 89.436 barriles diarios, desplazando a Loma Campana, que registró 89.002 barriles. Es la primera vez desde octubre de 2025 que Loma Campana no ocupa el primer lugar.
El tercer puesto correspondió a Bandurria Sur, con 61.382 barriles, mientras que Bajada del Palo Oeste, operada por Vista, se ubicó cuarta con 60.293 barriles diarios. La Angostura Sur también mostró incrementos asociados a mejoras tecnológicas en perforación y completación.
La estructura societaria detrás de estos bloques explica parte de la rotación. YPF opera las tres áreas de mayor producción y mantiene alianzas con Chevron (Loma Campana), Vista (La Amarga Chica tras la salida de Petronas), Shell y, en menor medida, Equinor en Bandurria Sur.
Vista Energy, tras adquirir los activos de Equinor, se consolidó como el principal productor independiente y participa en los bloques que definen el podio. Shell combina operación directa en Sierras Blancas, Cruz de Lorena y CASO con participación en Bandurria Sur y en consorcios de infraestructura como VMOS.
TotalEnergies, aunque no compite por el liderazgo en petróleo, opera Aguada Pichana Este y San Roque, dos de los bloques gasíferos más relevantes, y sostiene la oferta invernal junto a Wintershall Dea y PAE.
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La competencia entre áreas se apoya en mejoras operativas que reducen tiempos de perforación y completación entre 12% y 18%, aumentan la productividad por pozo y permiten sostener curvas de aprendizaje aceleradas.
Sin embargo, el límite ya no está en la roca sino en la infraestructura. Los oleoductos de evacuación operan cerca del 90–95% de su capacidad en picos, el Gasoducto NK requiere completar su segunda etapa y las terminales de exportación necesitan ampliación de tanques y capacidad de bombeo.
La disponibilidad de midstream condiciona la posibilidad de sostener el crecimiento y define qué operadores pueden escalar producción sin restricciones.
La rotación del liderazgo también refleja la integración vertical de los actores. Shell participa en el oleoducto Sierras Blancas–Allen y en VMOS; Vista integra producción con comercialización a través de su alianza con Trafigura; YPF articula upstream, midstream y refinación; TotalEnergies combina shale gas con offshore en la Cuenca Marina Austral, aportando estabilidad al sistema.
La capacidad de cada empresa para financiar, operar y asegurar evacuación determina su posición competitiva más allá del volumen puntual de cada área.
El sistema muestra que Vaca Muerta ya no depende de un único bloque ni de un único operador. La competencia interna acelera la eficiencia, pero la infraestructura y la arquitectura societaria definen la escala posible.
La producción puede seguir creciendo, pero su sostenibilidad requiere ampliar ductos, completar proyectos de transporte y consolidar reglas que reduzcan el riesgo operativo. La rotación en el podio confirma la madurez técnica del shale argentino, pero también expone los límites físicos y regulatorios que condicionan su expansión.
Argentina Metals Corp., compañía canadiense de exploración, reunió en menos de un año una cartera de 24 propiedades mineras en el sur de Mendoza, dentro del Distrito Minero Malargüe Occidental, con foco en proyectos de cobre en etapa temprana.
La empresa controla 146.728 hectáreas, resultado de adquisiciones sucesivas iniciadas a fines de 2025.
El portafolio incluye activos como Las Estrellas, Vecindario y La Herradura, junto con los proyectos Riesling, Malbec, Merlot, Sirah y los bloques Pinot I al Pinot X, incorporados tras la compra del “Mendoza Portfolio” de Mirasol Resources en enero de 2026.
A estos se sumaron El Salado, La Quimera, Angellica, Roma, Veneto y Belluno. Todos los proyectos se encuentran en fase exploratoria, sin recursos NI 43-101 publicados, sin perforación avanzada y sin estudios de prefactibilidad o factibilidad.
La compañía informó que recibió aprobación condicional para cotizar en la TSX Venture Exchange, mercado canadiense especializado en firmas mineras junior. El ticker previsto es VLLC y la fecha estimada de inicio de negociación es el 16 de junio de 2026, sujeta al cumplimiento de requisitos regulatorios.
La aprobación condicional habilita el acceso a capital para financiar campañas de exploración, estudios geológicos y trabajos de campo, sin implicar validación técnica de los proyectos ni habilitación para explotación.
El Distrito Minero Malargüe Occidental funciona como esquema de ordenamiento territorial para actividades de exploración. No habilita explotación y requiere, para cualquier avance posterior, estudios de impacto ambiental, permisos específicos y evaluación técnica.
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La actividad exploratoria demanda logística de montaña, servicios de campamento, uso de caminos y proveedores locales, con temas sensibles asociados a empleo, capacitación, convivencia productiva y controles ambientales.
Las Estrellas, ubicado en zona cordillerana cercana a la frontera con Chile, es el proyecto con mayor nivel de estudios preliminares, con muestreos geoquímicos y magnetometría terrestre orientados a identificar objetivos. El resto de los activos se encuentra en etapas iniciales de análisis y recopilación de información.
La aprobación condicional en la TSX Venture conecta los proyectos mendocinos con mercados internacionales de capital, en un contexto donde la provincia promueve el Distrito Malargüe Occidental como herramienta para atraer inversión en exploración.
El impacto territorial y económico dependerá de resultados técnicos, permisos ambientales, disponibilidad de infraestructura y participación local en etapas posteriores.
YPF anunció que, a partir del 1 de agosto, los usuarios de su aplicación digital podrán comprar acciones de la compañía de manera directa. La medida incorpora un canal de inversión dentro de una plataforma utilizada por millones de clientes y se complementa con un split accionario que multiplicará por diez la cantidad de acciones en circulación en el mercado local.
El objetivo operativo es reducir el precio unitario de cada papel y facilitar el ingreso de inversores minoristas en un contexto de mayor actividad en Vaca Muerta y resultados financieros positivos.
La compra de acciones se integrará en la App YPF, que actualmente funciona como medio de pago y billetera digital. Para operar, la aplicación se vinculará con un agente de liquidación y compensación autorizado, lo que permitirá ejecutar órdenes de compra bajo los requisitos regulatorios del mercado de capitales.
La compañía señaló que la incorporación del servicio busca ordenar la demanda minorista y reducir estafas que utilizan la marca para ofrecer inversiones fraudulentas.
El split accionario establecerá una relación de diez acciones locales por cada ADR que cotiza en Nueva York. Con esta modificación, el precio unitario en la Bolsa de Buenos Aires pasará de niveles cercanos a los 83.000 pesos a valores en torno a los 8.300 pesos por acción, sin alterar la capitalización bursátil ni la participación relativa de los accionistas.
La operación mejora la liquidez del papel y alinea su precio con el rango de otras compañías del sector energético.
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YPF registró en el primer trimestre una ganancia neta de 409 millones de dólares, en contraste con el resultado negativo del mismo período del año anterior.
La mejora se explica por mayor producción en Vaca Muerta, eficiencia operativa y desempeño del negocio de combustibles. La compañía mantiene una participación del 51% controlada por el Estado y un flotante que cotiza en Buenos Aires y Nueva York.
La habilitación de la compra directa de acciones y la ejecución del split consolidan un esquema que amplía la base de inversores y mejora la liquidez del papel.
La integración del servicio en la aplicación corporativa incorpora un canal masivo para el acceso minorista y formaliza un mecanismo de inversión dentro de una plataforma utilizada por consumidores del mercado de combustibles.
Ernesto Inal (izquierda) y Marcelo Rucci (derecha), la dupla que conduce el sindicato de Petroleros Privados.
Marcelo Rucci, el secretario general del poderoso sindicato de Petroleros Privados, inició un proceso de expansión política en el área de influencia de Vaca Muerta con un desembarco en Río Negro de la mano de un nuevo partido, Fuerza Rionegrina y Federal.
La agrupación inició en septiembre pasado el trámite para obtener su reconocimiento provisorio como partido de distrito en el juzgado federal con competencia electoral de esa provincia y funcionará como un émulo del recientemente aprobado en Neuquén, Fuerza Neuquina y Federal.
Se trata de un experimento político partidario inédito en la región: hasta el momento, el voto de los trabajadores del sector había sido canalizado a través del Movimiento Popular Neuquino, con el fallecido líder Guillermo Pereyra como conductor de una línea interna propia, la Azul y Blanca, que también tenía a Rucci como uno de sus referentes.
El año pasado, el actual conductor del gremio comunicó su desafiliación del partido provincial derrotado por Rolando Figueroa para dar paso a una construcción política propia. Más adelante lo hizo su hija, Daniela Rucci, aunque al igual que la otra legisladora de extracción petrolera, Paola Cabeza, permanece bajo la denominación emepenista en la Legislatura.
«El MPN desapareció. Nosotros entendemos que es momento de empezar algo nuevo, que represente a los trabajadores como corresponde», afirmó Rucci al firmar su salida del partido.
Hubo un antecedente en 2023 impulsado por Martín Pereyra, hijo del histórico referente petrolero, que se llamó Energía Ciudadana y participó en la elección provincial de ese año como lista colectora del entonces candidato a gobernador del MPN, Marcos Koopmann. Funcionó más como un sello para aportar a la estrategia electoral que como una construcción política del sector y obtuvo poco más de 6.000 votos, el 1,4% del total. No llegó a pelear una banca en la Legislatura.
El cuarto partido de Neuquén
En cuanto a Fuerza Neuquina y Federal, los petroleros iniciaron el trámite para su inscripción a finales del 2024 y obtuvieron el reconocimiento definitivo en enero de este año al reunir más de 3.300 afiliaciones y superar el mínimo exigido por la justicia.
Ese número convirtió rápidamente a la fuerza como la cuarta con más afiliados en Neuquén detrás del MPN, el Partido Justicialista y la Unión Cívica Radical, aunque todavía lejos en números.
La creación de Fuerza Rionegrina y Federal, en cambio, es más reciente. El apoderado es, como en la vecina provincia, el abogado Estanislao Martín López, otro hombre ligado al sindicato. El trámite lo inició en septiembre del año pasado, por lo que aún se encuentra en proceso de reunir avales para obtener una personería provisoria que le permita buscar las 2.462 afiliaciones mínimas que se exigen en Río Negro.
Sin embargo, el partido ya comenzó un proceso de expansión territorial con la apertura de «casitas» partidarias en varias ciudades del Alto Valle como Allen, Barda del Medio, Cinco Saltos e incluso Catriel, una de las localidades de mayor tradición petrolera en Río Negro.
La junta promotora la integran Fernando Gabriel Valenzuela, Gabriela Gisela Menabide y Pablo Gustavo Retamal, todos de Cinco Saltos.
De esa ciudad ubicada a poco más de 20 kilómetros de Neuquén capital, en una zona frutícola de Río Negro que décadas atrás abrigó el sueño de ser un polo petroquímico de la mano de Indupa, es oriundo el número dos de Rucci, el secretario adjunto del gremio, Ernesto Inal.
Inal, el armador
«Hace 25 años me tocó irme de donde nací a buscarme un futuro», afirmó el dirigente en uno de los actos que el partido realizó en su ciudad natal donde, aseguran quienes estuvieron presentes, fue recibido como un «rockstar».
Inal, quien luce como el principal referente del partido de este otro lado del río, es también el candidato más firme para suceder a Rucci en la conducción del sindicato.
En ese discurso que brindó ante unas 4.000 personas, criticó que «el tiempo pasa y las ciudades de al lado están cada vez más lindas». «¿Qué pasa en Cinco Saltos que no crece, que nadie se acuerda?. No vengo a buscar votos para mí, vengo a ayudar al pueblo donde nací», sostuvo.
En el gremio aseguran que ni Marcelo Rucci ni Ernesto Inal serán candidatos en 2027. Es más, que el secretario general le «prohibió» postularse a todos los integrantes de la comisión directiva de Petroleros. «Tienen que buscar a los candidatos entre ustedes, los que estén mejor preparados», repiten en los actos con la militancia.
La estrategia para el 2027
Hay alguna certeza sobre cómo jugará esta nueva estructura partidaria en Neuquén, con un armado que apoyará una eventual reelección de Rolando Figueroa y formará listas para disputar bancas en la Legislatura, concejalías, intendencias y, por qué no, una diputación nacional.
Rincón de los Sauces, principal bastión político de Rucci, aparece como una de las más plazas más deseadas y los petroleros suman allí el diálogo con referentes gremiales como César Godoy de Uocra, el peronista que resultó segundo en las elecciones municipales del 2023.
Distinto es el escenario en Río Negro, donde no se anticipó ninguna alianza con los espacios de poder existentes. Rucci tiene buen diálogo con el gobernador Alberto Weretilneck, aunque aseguran que el partido está dispuesto a «hablar con todos».
El objetivo es darle una alternativa de representación más directa a un electorado que, según el diagnóstico del sector, no la encuentra en los actores habituales. «Este no es un partido exclusivo de un gremio, sino una idea que nace del sector petrolero para representar a quienes la política tradicional ha olvidado», planteó Rucci en uno de los últimos actos de la agrupación.
El partido anclará su estrategia en las ciudades donde tiene acción gremial como Cipolletti, Roca, Allen, Cinco Saltos, Barda del Medio y Catriel, aunque no se privó de sumar avales en Bariloche.
Las obras del VMOS avanza en todos sus frentes «con holgura» pero tiene un alerta en la logistica de las dos monoboyas que deben atravesar el Estrecho de Ormuz.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, reveló este viernes el plan de contingencia que maneja la compañía ante el riesgo inminente de que el conflicto en Medio Oriente bloquee o retrase la llegada de las dos monoboyas clave para el megaproyecto Vaca Muerta Oil Sur(VMOS). En un encuentro con la prensa, el directivo admitió que ese equipamiento es el cuello de botella del proyecto en caso de que no se resuelva en breve la situación en el Estrecho de Ormuz.
Tanto Marin como Gustavo Chaab, CEO de VMOS, señalaron en las últimas semanas la preocupación por la suerte logística de estos equipos que se instalarán 8 kilómetros mar adentro vinculados a la costa de Río Negro, a la altura de Punta Colorada, mediante un oleoducto submarino. «Estamos en tiempo, forma y costo, nada fuera de lo programado», aseveró Marín al referirse a la mayor obra de infraestructura petrolera del país.
«Vamos a terminar toda la parte técnica de la obra en octubre y luego de las comprobaciones y el llenado de los tanques deberíamos lograr la primera exportación de crudo en enero. Pero es cierto que hoy el cuello de botella son las boyas que se están construyendo en Emiratos Árabes por la situación en el Estrecho de Ormuz, y si el conflicto se extiende más allá de septiembre tenemos un problema«, admirtió el directivo.
Anticipando el eventual contratiempo, Marínafirmó que «de manera inminente vemos que se va a poder encontrar una solución y que va a funcionar. Con la misma compañía que la está fabricando tenemos ubicada una monoboya en Latinoamérica, que no es la misma tecnológicamente, pero la traeríamos igual porque el valor de ese equipo se paga con el costo de un solo día de atraso de exportaciones, no tiene sentido no hacerlo».
Cómo es la tecnología de las monoboyas
La fabricación de las monoboyas está a cargo de Bluewater, una compañía con sede central en los Países Bajos, especializada en el diseño y suministro de sistemas de amarre marítimo de alta complejidad. La firma neerlandesa concentró el proceso de construcción de los equipos en astilleros ubicados en los Emiratos Árabes Unidos, un enclave estratégico que hoy se encuentra bajo la amenaza de la parálisis logística global por su cercanía con las zonas de conflicto en Medio Oriente.
De acuerdo al fabricante, las boyas originales contratadas para el proyecto son las denominadas Catenary Anchor Leg Mooring (CALM) que desde la perspectiva de la ingeniería se destacan por su sistema de transferencia de fluídos en movimiento continuo, gobernado por sus juntas giratorias.
Este componente permite transferir caudales masivos de petróleo que pueden superar los 50.000 barriles por hora desde un oleoducto submarino rígido y estático en el lecho marino hacia un buque que se mueve en las tres dimensiones debido a oleaje, corrientes y vientos.
Este diseño permite un sellado hidráulico a presiones extremas, eliminando riesgos de microfugas ambientales mientras el mecanismo rota en 360 grados sin interrupción, y representa uno de los mayores logros de la ingeniería de fluidos offshore. El otro pilar tecnológico clave es su dinámica de anclaje inteligente basada en curvas de catenaria. El uso de pesadas cadenas de acero que cuelgan hacia el fondo marino no busca rigidizar la boya, sino dotarla de una flexibilidad controlada: el propio peso de los eslabones suspendidos actúa como un resorte gigante que absorbe las energías cinéticas del mar abierto.
La estructura para recibir los petroleros VLCC
Esta flexibilidad se complementa en la actualidad con sistemas de telemetría digital avanzada que monitorean en tiempo real la tensión de los cabos de amarre y sensores ópticos de detección temprana. Así, ante un cambio meteorológico extremo o una sobretensión que supere los límites de seguridad, el sistema activa válvulas de desconexión rápida de emergencia, interrumpiendo el flujo en milisegundos para blindar la operación contra fallas.
Para las tareas de montaje y fijación en el mar, el consorcio liderado por YPFseleccionó a la firma naviera DOF, de origen noruego, que ya cuenta con un despliegue operativo en el litoral patagónico. La experiencia en ingeniería subacuática de esta corporación escandinava representa una garantía para el proyecto, al punto de que los sistemas de amarre y anclaje necesarios para fijar las estructuras marítimas ya arribaron al país, asegurando la infraestructura de base a la espera de las boyas.
La compañía había comunicado oficialmente el contrato ante la Bolsa de Oslo, fijando una inversión estimada de US$ 50 millones para ejecutar la instalación y el precomisionamiento de las dos monoboyas de tipo CALM en las aguas de Punta Colorada, cerca de Sierra Grande.
El calado profundo del lugar y la tecnología del sistema a implementar permitirá, por primera vez en la historia petrolera de la Argentina, el amarre seguro y la carga simultánea de buques del tipo VLCC (Very Large Crude Carrier), los superpetroleros capaces de almacenar hasta dos millones de barriles de crudo que optimizarán los costos de flete internacional.
La megaobra de infraestructura, que demanda una inversión de US$3.000 millones motorizada por un consorcio de las principales petroleras de la cuenca Neuquina, apunta a duplicar la capacidad de evacuación de la región. La previsión es que el VMOS comience a operar con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, para incrementar a 390.000 barriles a mediados de 2027, y su plateau inicial de 550.000 barriles en 2028.
Vaca Muertaes la segunda reserva de gas natural no convencional más grande del mundo. Mientras abastece el mercado interno y fortalece su estructura de exportación, la Inteligencia Artificial plantea la posibilidad de otro vector más de desarrollo a través de los data centers y el consumo gigante de energía que requieren.
Este fue el escenario planteado por Tomás Ocampo, CEO de Unblock, Hugo Bertini, Consultor Senior de PS Advisoring y Paulo Castro, Business Development Manager de Wärtsilä durante su participación en el panel “Inteligencia Artificial y Data Centers: nuevas demandas para el gas natural” en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.
Y si bien los centros de datos no son nuevos y tienen ya décadas, la IA impuso sus reglas de juego altamente demandantes de energía. ¿Por qué? Porque se necesitan en funcionamiento 24×7. “Argentina es uno de los países con mayor cantidad de transacciones en Internet. Detrás de este uso están los datos. Y el país necesita hacer algo en el corto plazo con los data centers que es una industria netamente de electricidad”, explicó Bertini.
Se trata de una industria que se basa en tres pilares -aunque por cierto hay más-, según el especialista. “Se necesita seguridad física y jurídica para que esto crezca, pero el pilar más importante es la continuidad en el suministro de energía”.
La especificidad de los data centers de la IA
Tomás Ocampo profundizó respecto del consumo de energía de los data centers de la IA. “En Estados Unidos estamos hablando de data centers con más de 1000 megas en algunos casos”, ejemplificó. En tanto, el data center que opera Unblock en Los Toldos –el más grande de Argentina- destinado a minar Bitcoins- es de 20 megas y quema aproximadamente 120.000 metros cúbicos día.
“Existen dos tipos dedata centers de IA: los de inferencia, como Chat GPT, que recibe preguntas. Y luego, están los que entrenan el modelo. Esos son los gigantes de 1000 megas que consumen entre 4 y 5 millones de metros cúbicos día. Y para consumirlos tiene que haber una inversión de 60.000 millones de dólares. Entonces el ratio de CapEx a consumo de gas es gigante”, describió.
Aún así, y a pesar de ser gigantesco, el consumo de estos data centers es también variable porque el entrenamiento de la IA es en pases. Y es aquí donde el uso de motores resulta conveniente. “Los data centers están pasando de decenas de megas a cientos e incluso miles de megas. Y eso trae un desafío que es la energía: cómo suministramos energía a esos data centers. Y en este contexto, ¿Por qué los motores ganan protagonismo? Por algunos atributos técnicos como la flexibilidad, el bajo consumo de agua y también la modularidad”, explicó a su turno Paulo Castro.
Si bien los tiempos de entrega entre turbinas y motores son semejantes, la clave reside en las redundancias, según Castro. “Si pensás en una turbina a escala, vas a tener redundancias muchas veces del 100%, mientras que con motores flexibles, que pueden tener rápido arranque, eso te baja un poco la parte de redundancias y eso obviamente lo podés traducir a Capex, Opex”.
Vaca Muerta y motores de data centers: los ejes de una oportunidad incipiente
La mirada puesta en el gasy los motores en particular para abastecer de energía a los data centers de IA tuvo un impulso importante desde que Elon Musk aramar Colossus 1 con generadores reciprocantes chicos y una red de compra de generadores bagger, según lo indicado por Ocampo.
El interés en los motores se complementa con una realidad: el mercado americano atraviesa importantes desafíos de conexión con esperas de hasta 7 años de conexión a la red eléctrica. “Pero el mercado de data centers es hoy. Entonces, el mercado americano está yendo hacia un modelo de gas en la base. Cruzaron los gasoductos de gas cruzaron las fibras y en ese lugar armaron un data center off grid consumiendo gas 24/7 mientras planifica la transición”, indicó Castro.
“Nosotros vemos que el desarrollo de motores de data centers acá en Argentina va a ser un vector de consumo también. Es pensar en un gas que deja de ser solamente para generación de energía pero también para que abastezca el crecimiento de una nueva industria”, agregó.
“Hay una oportunidad muy interesante no solamente para la energía que necesitamos sino también para posicionar al sur para que el frío entre y acompañe en el consumo y evitar un consumo de energía para refrigerar los consumos de E-Tech. Estar en latitudes como Bahía Blanca, Chubut y Neuquén favorecen eso”, sostuvo Bertini.
Y concluyó: “Primero se procesaba y se guardaba un dato. Y el resto lo tiraba: hoy proceso datos, genero información con lo cual el volumen de información es enorme. La industria se dio cuenta de que debe hacerse independiente de la red. Necesito garantizar que la energía 7×24 sea autogenerada. Después puedo utilizar la red. Hoy la industria exige autogeneración. Hoy Argentina recibe consultas para mostrar la red y ubicar un data center allí donde se genera. Hace muchos años atrás se pedía espacio para producir: hoy pido energía”.
La etapa actual del sistema energético argentino está definida por un cambio estructural: los proyectos dejaron de depender de ingeniería, permisos o infraestructura, y pasaron a depender de la capacidad de cerrar financiamiento internacional en montos y plazos que exceden la escala histórica del país.
La disponibilidad de capital se convirtió en la variable que ordena la velocidad, la secuencia y la magnitud del desarrollo energético y minero.
El caso central es Argentina LNG. La primera etapa del proyecto requiere una estructura financiera compleja para integrar el gasoducto dedicado desde Vaca Muerta, la planta de licuefacción en Punta Colorada y la terminal marítima.
La conducción del consorcio integrado por YPF, ENI y ADNOC modifica la ecuación: la presencia de dos operadores globales con capacidad financiera y experiencia en proyectos de GNL permite que la iniciativa sea evaluada bajo estándares internacionales de project finance.
El financiamiento sigue siendo el principal desafío, pero la escala y el perfil del consorcio lo convierten en un proyecto financiable, sujeto a contratos de venta de largo plazo, garantías aceptables para la banca global y estabilidad regulatoria.
El financiamiento también condiciona la expansión del petróleo. Vaca Muerta Oil Sur logró estructurar un préstamo sindicado internacional para ampliar la capacidad exportadora hacia Punta Colorada, en un esquema que funcionó como referencia para otros desarrollos de midstream. Transportadora de Gas del Sur avanza en la búsqueda de recursos para su proyecto de procesamiento de líquidos, mientras que Southern Energy negocia el financiamiento para su iniciativa de GNL en el Golfo San Matías.
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La secuencia de inversiones en transporte, procesamiento y exportación depende de la disponibilidad de capital externo, pero los antecedentes recientes muestran que los proyectos con consorcios sólidos pueden cerrar financiamiento aun en un contexto de riesgo país elevado.
La minería enfrenta una dinámica equivalente. Los proyectos de cobre en etapas de factibilidad requieren estructuras financieras de largo plazo para iniciar construcción, y la Secretaría de Minería identifica el acceso a capital internacional como el principal factor que condiciona su avance.
La competencia global por fondos para proyectos de cobre, litio y metales críticos obliga a la Argentina a ofrecer marcos regulatorios estables y previsibilidad operativa, pero la presencia de operadores globales en varios de estos desarrollos permite que los proyectos sean evaluados en estándares internacionales.
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones reúne un conjunto creciente de proyectos energéticos y mineros en distintas etapas de evaluación. La ventana actual es favorable por la combinación de recursos de escala mundial, marcos regulatorios específicos y la participación de empresas con capacidad de financiamiento global. La materialización de los proyectos depende de transformar el interés inversor en cierres financieros efectivos, en un entorno donde el riesgo país sigue siendo determinante, pero donde los consorcios con operadores internacionales muestran capacidad real de avanzar.
La nueva etapa del sector muestra que el cuello de botella ya no está en la disponibilidad de recursos ni en la ingeniería, sino en la capacidad de estructurar financiamiento internacional a la escala que exige el desarrollo energético y minero del país. La diferencia la marcan los consorcios: los proyectos liderados por empresas locales con socios globales —como YPF, ENI y ADNOC— son los que hoy tienen condiciones objetivas para avanzar hacia decisiones de inversión.
Grupo México Transportes USA (GMXT) y la empresa estadounidense Wabtec acordaron presentarse en conjunto a la licitación para la operación de Belgrano Cargas y Logística (BCYL), la compañía estatal que administra las líneas Belgrano, San Martín y Urquiza.
El proceso forma parte del esquema de privatizaciones previsto por el gobierno nacional para reducir el déficit operativo y modernizar la infraestructura ferroviaria de carga, con el objetivo de mejorar la competitividad logística de los sectores agrícola, minero y energético.
BCYL opera actualmente una red de alrededor de 9.000 kilómetros y transporta cerca de 7,5 millones de toneladas anuales, con predominio de productos agroindustriales.
La infraestructura presenta niveles significativos de obsolescencia en vías, material rodante y sistemas de señalamiento, lo que se traduce en bajas velocidades comerciales y limitaciones para aumentar los volúmenes de carga.
La propuesta de GMXT–Wabtec apunta a introducir estándares operativos similares a los que aplican en México y Estados Unidos, con locomotoras de nueva generación, sistemas de control digital y esquemas de mantenimiento orientados a elevar la disponibilidad de la red.
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Según trascendió en ámbitos empresariales, GMXT estaría dispuesta a comprometer inversiones del orden de los 3.000 millones de dólares si resulta adjudicataria de la operación de BCYL. Ese nivel de CAPEX sería consistente con la necesidad de rehabilitar tramos críticos, renovar material rodante y desplegar tecnologías de gestión de tráfico que permitan aumentar la capacidad de transporte y reducir costos logísticos.
La mejora de la infraestructura ferroviaria en las líneas Belgrano, San Martín y Urquiza es considerada un factor clave para el traslado de cargas desde el norte y el oeste del país hacia los puertos de la región de Rosario, donde se concentra la mayor parte de las exportaciones agroindustriales.
La licitación prevista para BCYL se inscribe en un contexto en el que el sistema ferroviario de carga argentino requiere inversiones de gran escala para recuperar su rol como soporte de la competitividad exportadora.
La eventual entrada de un operador privado con experiencia internacional y respaldo tecnológico podría modificar la estructura de la infraestructura de transporte de cargas, siempre que los pliegos definan metas claras de rehabilitación, niveles de servicio y mecanismos de control regulatorio sobre la operación y el cumplimiento de los compromisos de inversión.
YPF presentó ante empresas de Neuquén y Río Negro la proyección de demanda de bienes y servicios para los próximos cinco años, en el marco de su programa de Academia de Proveedores.
La agenda de trabajo incluyó la descripción de los principales proyectos previstos para el período, entre ellos el desarrollo de Argentina LNG y la expansión de la actividad en Vaca Muerta, junto con los requisitos técnicos y de gestión necesarios para integrarse a la cadena de valor de la compañía.
Durante las jornadas, la empresa expuso el funcionamiento de sus procesos internos de abastecimiento y el ciclo de vida de un proveedor, desde la instancia de alta y calificación hasta la participación en licitaciones y el cumplimiento de estándares de compliance para terceros.
El esquema presentado contempla exigencias en materia de seguridad, ambiente, trazabilidad documental y capacidad técnica, alineadas con la criticidad de los servicios requeridos en proyectos de gran escala.
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La iniciativa se desarrolló en articulación con organismos provinciales de Neuquén y Río Negro vinculados a industria y energía, y convocó a más de 160 pymes de la región.
Las actividades incluyeron espacios de trabajo orientados a identificar oportunidades de negocio y a fortalecer la vinculación entre empresas, con el objetivo de mejorar la integración de proveedores locales en segmentos como servicios industriales, metalmecánica, logística, ingeniería y mantenimiento.
En territorios con alta concentración de actividad energética, la anticipación de la demanda y la estandarización de requisitos de ingreso permiten a las empresas ajustar sus capacidades a las necesidades de proyectos como Argentina LNG y a la expansión del upstream en Vaca Muerta.
La Academia de Proveedores funciona como herramienta para ordenar el acceso a la cadena de valor, elevar los estándares técnicos y reducir asimetrías entre compañías de distinto tamaño.
La política de YPF en materia de desarrollo de proveedores se inscribe en un contexto en el que los proyectos energéticos de gran escala requieren cadenas de suministro con niveles crecientes de especialización y cumplimiento normativo.
La formalización de procesos de calificación y la difusión de criterios de contratación constituyen un componente relevante para la integración de pymes regionales a la estructura de servicios que demanda la expansión de la infraestructura y la producción de hidrocarburos.
Chile planteó la utilización de su infraestructura portuaria para que la producción energética argentina tenga una vía de salida hacia el Pacífico y los mercados de Asia. La propuesta se apoya en la condición de Argentina como segundo proveedor energético de Chile y en la disponibilidad de terminales de GNL, puertos de aguas profundas y capacidades logísticas instaladas en la franja centro-sur del país vecino.
El objetivo es articular la producción de gas y petróleo de Vaca Muerta con una red de transporte y embarque que permita diversificar rutas de exportación y reducir la dependencia de los puertos atlánticos.
En paralelo, las autoridades de Chile y de la provincia de Neuquén avanzaron en declaraciones conjuntas orientadas al desarrollo comercial, logístico y energético, con foco en el Corredor Bioceánico entre la región del Biobío y Neuquén.
El esquema prevé la habilitación del Paso Internacional Pichachén como punto de conexión entre ambos territorios, acompañado por obras viales de pavimentación del lado chileno y mejoras de caminos del lado argentino para asegurar transitabilidad permanente y sistemas de control integrados.
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Desde la perspectiva energética, la integración propuesta permitiría que parte de la producción de Vaca Muerta se canalice hacia puertos chilenos, utilizando infraestructura existente de terminales de GNL y muelles aptos para buques de gran porte.
La combinación de rutas terrestres bioceánicas y facilidades portuarias abre la posibilidad de reducir tiempos de navegación hacia Asia y mejorar la competitividad de los productos energéticos argentinos en mercados del Pacífico.
El desarrollo del corredor Biobío–Neuquén y la coordinación regulatoria en materia de transporte, aduanas y energía se presentan como condiciones necesarias para que la oferta argentina pueda aprovechar la infraestructura chilena.
La definición de estándares operativos, la interoperabilidad de los sistemas de control fronterizo y la planificación conjunta de inversiones viales y logísticas serán determinantes para que la propuesta se traduzca en una opción efectiva de salida energética hacia el Pacífico.
Transportadora de Gas del Sur (TGS) ingresó en una nueva fase del proyecto de líquidos de gas natural tras la aprobación de los acuerdos comerciales por parte del directorio. La firma confirmó contratos con YPF, Pluspetrol y Chevron que cubren más del 80% de la capacidad prevista, y mantiene negociaciones avanzadas para completar el volumen restante.
Con esta estructura, el proyecto pasa de la etapa de diseño a la de ejecución, con un esquema comercial que asegura el abastecimiento de gas rico necesario para su operación.
El desarrollo contempla la construcción de un gasoducto de segregación de corrientes desde Vaca Muerta, nuevas instalaciones de procesamiento en Tratayén, un poliducto hacia Bahía Blanca, una planta de fraccionamiento y obras complementarias en la terminal marítima.
La infraestructura permitirá procesar y exportar líquidos del gas natural, un componente clave para adecuar el gas asociado del shale oil y evitar restricciones en los sistemas de transporte.
El avance del proyecto tiene impacto directo sobre la dinámica del petróleo. El crecimiento del shale oil incrementa la producción de gas asociado y, con ello, la necesidad de capacidad adicional de procesamiento y fraccionamiento.
Sin esta infraestructura, la expansión del crudo enfrenta límites operativos por saturación de plantas y gasoductos. La iniciativa de TGS funciona como un mecanismo de alivio que permite sostener la curva de producción y habilitar mayores volúmenes de exportación.
El proyecto también se integra a la secuencia de inversiones de midstream que ordenan la expansión de Vaca Muerta. La experiencia reciente de financiamiento en Vaca Muerta Oil Sur y la participación de productores de primera línea en los acuerdos comerciales muestran que los desarrollos con estructuras contractuales sólidas pueden avanzar aun en un contexto de riesgo país elevado.
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La combinación de contratos firmes, ingeniería definida y demanda internacional para los líquidos convierte al proyecto en una iniciativa financiable dentro del escenario actual.
La ejecución de la obra implica un volumen significativo de actividad en Neuquén y Buenos Aires, con impacto en empleo directo e indirecto durante la etapa de construcción.
La infraestructura proyectada permitirá aumentar la capacidad de procesamiento, mejorar la calidad del gas transportado por los sistemas troncales y consolidar un flujo exportador de líquidos que complementa la estrategia de expansión del petróleo y del gas.
El avance de TGS confirma que la resolución de los cuellos de botella del gas asociado es una condición necesaria para sostener el crecimiento de Vaca Muerta.
La articulación entre productores y midstream, sumada a la capacidad de estructurar contratos de largo plazo, permite que proyectos de esta escala ingresen en fase de ejecución y contribuyan a estabilizar la matriz de transporte y procesamiento del sistema gasífero.
Cómo las grandes industrias adaptan sus estrategias ante un mercado de gas en plena transformación regulatoria y comercial. Foto: Dan Damelio.
La acelerada desregulación del mercado del gas está trasladando de forma directa la toma de decisiones y la administración del riesgo desde el regulador estatal hacia las compañías privadas. En este nuevo ecosistema regulatorio y comercial, la eficiencia operativa y la capacidad de evaluar la relación riesgo-retorno en la contratación a mediano y largo plazo se consolidaron como las variables críticas para garantizar la competitividad de toda la cadena de valor industrial.
Este escenario complejo y desafiante fue el eje central del panel «La estrategia de las grandes industrias de gas para gestionar un mercado distinto«, desarrollado en la jornada Midstream & Gas Day organizada por EconoJournal. El debate, que cobró una relevancia fundamental para el sector productivo en un contexto de reformas normativas, contó con la participación de Dolores Brizuela, presidenta de Dow; Bruno Brunetti, gerente corporativo de Energía y Servicios de Grupo Arcor; y Mauricio Roitman, presidente de la consultora Energeia. Moderó el panel Nadia Sager, CEO de Geinsa.
Los expositores analizaron que para el sector industrial la energía dejó de ser un insumo regulado para convertirse en un factor de costo estratégico que requiere una gestión activa y especializada. La profundización de las reformas apunta a una libertad de precios e introduce una lógica netamente física y comercial en la que conviven ventanas estacionales muy marcadas, con precios de invierno elevados y valores de verano sustancialmente más bajos.
El desafío de dar valor a la abundancia de Vaca Muerta
Dow, en su carácter de gigante petroquímico y principal consumidor de etano del país, analiza el impacto del desarrollo de Vaca Muerta en su operación de Bahía Blanca. Brizuela destacó la abundancia del recurso, aunque advirtió sobre los desafíos técnicos que implica. «Que haya mucho etano en el gas de Vaca Muerta, obviamente es una excelente noticia para nosotros que hoy somos el único consumidor de etano y que es nuestra materia prima para producir etileno y después polietileno, pero nos llena de la responsabilidad de hacer análisis para crecer«, aseguró.
Brizuela analizó la abundancia del gas en Vaca Muerta como una oportunidad para el crecimiento local, aunque advirtió sobre el contexto de sobreoferta y competencia. Foto: Dan Damelio.
«Ese exceso de etano no es solamente una oportunidad económica, sino que si no se genera una demanda adicional de etano puede ser un problema para la especificación del gas, estamos muy conscientes de eso», dijo Brizuela.
La directiva de la firma estadounidense detalló que los planes de expansión a nivel local deben analizarse en un marco internacional adverso debido a la alta capacidad de producción en Asia, un factor que deprime los márgenes del negocio.
Respecto de estas dificultades para convalidar inversiones inmediatas, Brizuela explicó que «esa sobreoferta impacta en los precios, comprime los márgenes y dificulta confirmar expansiones. Dicho eso, también el conflicto en Medio Oriente sacó oferta de mercado y eso está ayudando a que los balances queden un poco mejor. Una vez que pase el conflicto se verá cuánta capacidad sale de manera estructural, porque en este contexto competitivo obviamente está lleno de plantas mucho más ineficientes».
«Hay mucho interés de la compañía en la Argentina porque tenemos materia prima competitiva, ya nadie duda de eso y a su vez estamos alejados de los conflictos geopolíticos, que no es menor, creo que este conflicto, veremos cómo se acomodan todas las ofertas y las demandas, pero deja claro que muchos países van a empezar a buscar sus suministros estratégicos de otro lado y eso posiciona a Dow muy bien», concluyó.
La industria tiene un nuevo rol en un mercado desregulado
Brunetti subrayó la necesidad de buscar múltiples estrategias de abastecimiento a largo plazo y de que las industrias se involucren para eficientizar el mercado. Foto: Dan Damelio.
Por el lado del consumo masivo y la industria alimentaria, Grupo Arcor aportó la perspectiva de un actor con un entramado de 27 plantas en 9 provincias. «La competitividad elevada al marco de la energía motiva a hacer foco en la disponibilidad del producto y del transporte«, afirmó Brunetti, al reseñar que «no existe una estrategia única, sino múltiples para Arcor como multinacional especializada en alimentos que tiene tres grandes ramas de negocios, de consumo masivo, agroindustria y packaging que son consumidores muy importantes de energía».
El directivo de Arcor resaltó el diálogo con los proveedores y el resto de los eslabones de la cadena para estructurar alternativas contractuales que den previsibilidad al sector manufacturero, incluso explorando nuevas modalidades de abastecimiento a gran escala. «La competitividad la hace toda la cadena de valor, y apuntamos a convalidar la posibilidad de adquirir el LNG, podemos tener puntos de vista distintos, criterios distintos pero acompañamos. Hemos sido escuchados por la industria para construir algunas soluciones de corto plazo».
En este nuevo entorno regulatorio, Brunetti enfatizó que «el transporte es un gran desafío, la buena noticia es el interés que despertó a nivel industrial y la posibilidad de contractualizar a largo plazo. El abastecimiento de gas empieza a ser un mercado con lógica en lo físico y lo comercial, la contratación a mediano plazo va a ser positivo que se pueda encarar. Pero se necesita que las industrias se involucren no solo como compradores sino con su capacidad de eficientizar y ver el mercado en su integridad».
Roitman explicó la importancia de que el sector industrial asuma la toma de decisiones y la gestión del riesgo que antes delegaba en el regulador. Foto: Dan Damelio.
Finalmente, desde la perspectiva de la consultoría estratégica y la regulación, Roitman analizó la velocidad y el alcance de las reformas que lleva adelante el Poder Ejecutivo, marcando el fuerte contraste que existe con otros servicios públicos. «Estamos construyendo una desregulación, es una transición en la que el gobierno está ayudando al sector privado al plantear que tiene que empezar a asumir riesgo, decisiones que antes tomaba el regulador o la secretaría de energía y la tiene que asumir la industria, el comercializador, el productor de gas».
Para el especialista, la progresiva eliminación de las barreras y la unificación de los contratos comerciales obliga al sector corporativo a reconfigurar sus áreas de compras energéticas. «En el medio hay un mercado que se va liberando, y es importante en ese esquema algo que está pasando en los hechos que es la unificación de un mercado del gas que estaba un poco segmentado en diferentes clientes con diferenciación en los precios y contratos. Lo importante es entender que la decisión está en la industria, hay un trabajo de optimización que cobra relevancia porque la energía pasa a ser un costo relevante«.
Con una agenda centrada en los desafíos y oportunidades que enfrenta el sector, el Midstream & Gas Day 2026 convocó a CEOs, ejecutivos, especialistas y funcionarios para analizar las inversiones necesarias para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta, el avance de los proyectos de LNG, la expansión de la infraestructura energética y las nuevas tendencias que impactan en la demanda de gas natural. A lo largo de la jornada, los principales actores de la industria compartieron su visión sobre el presente y el futuro de una actividad clave para el crecimiento económico del país. A continuación, las mejores imágenes de una nueva edición del evento organizado por EconoJournal.
La secretaria de Energía, María Tettamanti, estuvo a cargo de la apertura del Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.
Más de 800 personas participaron de forma presencial de la jornada.
El panel de «NGL´s el próximo step de Vaca Muerta» estuvo integrado por Oscar Sardi de TGS y Tomás Córdoba de Compañía MEGA. Fue moderado por Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
El evento reunió a referentes, funcionarios y actores de todos los segmentos de la industria energética.
Andrew Mcconn, de ENVERUS, estuvo a cargo del panel «Upstream: Cómo sostener la productividad de Vaca Muerta».
Gerardo Gómez de Naturgy, Horacio Pizarro de TGN, Gerardo Zmijak de Trafigura, encabezaron el bloque dedicado a «La puesta en valor del segmento regulado de gas natural: horizonte de mediano plazo y sinergias con nuevos negocios».
Nicolás Gandini, director de EconoJournal, en la apertura del Midstream & Gas Day.
Al acreditarse, el público pudo acceder a una app, que entre otras cosas, les permitía acceder a la traducción de los paneles.
Gabriela Aguilar, presidenta de ATCC, fue parte del tercer panel de la jornada.
Paulo Castro, de Wärtsilä; y Hugo Bertini, de PS Advisoring; dialogaron sobre Inteligencia Artificial, Data Centers y las nuevas demandas para el gas natural. Fue moderado por Tomás Ocampo, de Unblock.
Santiago Martínez Tanoira, de YPF, integró el panel «Exportaciones de LNG, un anhelo cada vez más cercano».
Rodolfo Freyre de SESA, Santiago Martínez Tanoira de YPF , Gabriela Aguilar de ATCC.
El evento se desarrolló en el Salón Dorrego del Club Hípico Alemán
Leopoldo Macchia, de Tecpetrol; Jorge Hijjar, de TGB Brasil; Luciano Rojas de Total Austral; y Guido Maiulini, de OLACDE; disertaron sobre el mercado regional y cómo potenciar la integración. Fue moderado por Felipe Maciel.
Bruno Brunetti, de Grupo Arcor; Dolores Brizuela, de Dow; y Mauricio Roitman, de Energeia; participaron del panel: «La estrategia de las grandes industrias de gas», que moderó Nadia Sager.
El evento se desarrolló bajo el eje: «La inversión en infraestructura como ventana de oportunidad y la nueva realidad del mercado de gas».
El equipo de Mercado Electrónico de Gas (MEG S.A.) estuvo presente en la nueva edición del Midstream & Gas Day.
Iván Hansen, de TGN; participó del evento que se realizó este miércoles en Buenos Aires.
Diego Adrián Segui, de Elhymec; y Emilio Weber, de Galileo Technologies; se sumaron a la nueva edición del Midstream & Gas Day.
El encuentro que reunió a los principales referentes de la industria para debatir sobre infraestructura, mercado de gas, exportaciones, integración regional y el futuro energético de la Argentina.
El evento se desarrolló en el Salón Dorrego del Club Hípico Alemán.
El encuentro fue clave para potenciar el networking de los referentes del sector.
Emilio Weber, de Galileo Technologies; Camilo Rincón Ramírez, de INSIGHT M; Jorge Argat, de Palmero; y Emir Lorenzo, de Stefanini Group; formaron parte del panel: «Tecnología: desarrollos apalancados por gas natural».
Marcelo García estuvo a cargo de moderar el panel de Midstream & Infraestructura de Petróleo del que participaron Ricardo Hösel, de Oldelval; Pablo Brottier de Sacde; Gustavo Chaab, de VMOS; y Eduardo Carranza de OTAMERICA.
Alejandro Larrive, Methanex Corporation; Luis Le Fort, de Colbún; y Santiago Romero Oneto, de GAS ANDES; dialogaron sobre cómo potenciar la integración e impulsar el mercado regional.
El Midstream & Gas Day tuvo lugar este miércoles 11 de junio en Buenos Aires.
Alejandro Dugo, de Pecom; también fue parte de la jornada.
El evento contó con la presencia de Huan Dong y Zhicai You de Jereh Group.
Luciano Rojas, de TotalEnergies; Favio Jeam Beaut, de Pan American Energy; en la nueva edición del Midstream & Gas Day.
Parte del equipo de EconoJournal que hizo posible el evento.
El parque solar El Quemado de YPF Luz fue el primer RIGI aprobado que se completó al construcción y entró en operación.
El Ministerio de Economía lanzó una plataforma web para publicar de manera detallada el estado de situación de los proyectos presentados bajo el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), los cuales acumulan a este jueves unos US$ 140.000 millones de inversión comprometidos y casi 200.000 empleos. La herramienta incluye un mapa interactivo que permite visualizar la distribución geográfica de las iniciativas en las distintas provincias.
De acuerdo con los datos consolidados que constan en la plataforma, el volumen total de iniciativas registradas asciende a 41 proyectos, sumando tanto aquellos que ya cuentan con aprobación formal como los que se encuentran en etapa de análisis. En caso de que la totalidad de estas propuestas completen el proceso de evaluación y obtengan la autorización correspondiente, la inversión global estimada para la Argentina superará los US$ 140.000 millones.
Al desglosar el estado de las solicitudes, el portal registra 16 proyectos aprobados mediante sus respectivas resoluciones en el Boletín Oficial. Este grupo de inversiones ratificadas representa un compromiso de desembolso por un monto de US$ 29.892 millones. Asimismo, la puesta en marcha de estas iniciativas aprobadas contempla la creación de 54.495 puestos de trabajo durante sus diferentes etapas de ejecución.
En paralelo, el Ministerio de Economía mantiene bajo evaluación 25 proyectos adicionales. Este análisis representa el mayor volumen financiero del programa, acumulando solicitudes de inversión por US$ 111.037 millones. Según las proyecciones contenidas en los expedientes presentados por las empresas, estos emprendimientos bajo revisión prevén un impacto laboral de 142.168 puestos una vez aprobados.
La composición sectorial de los proyectos
Respecto a la integración de los proyectos presentados, la información del portal refleja una concentración en los rubros vinculados a los recursos estratégicos y de infraestructura a largo plazo. Las solicitudes se distribuyen exclusivamente entre las áreas de energía, petróleo y gas, minería, infraestructura general y proyectos de energías renovables, siendo estos los únicos sectores que han iniciado el trámite de adhesión.
La plataforma digital permite acceder al detalle de cada uno de los proyectos aprobados, especificando la empresa solicitante, la ubicación geográfica de la inversión y los plazos estimados para el inicio de las obras. A través de la unificación y actualización periódica de estos registros sectoriales, el Gobierno busca transparentar el avance de las metas de empleo y de ingreso de divisas asociadas al marco normativo del RIGI.
Entre los aprobados sobresalen el buque de licuefacción de gas natural de Southern Energy (en alianza con PAE y Golar LNG) con una inversión estimada de US$ 6.878 millones en Río Negro, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur de la firma YPF por US$ 2.486 millones, y el Gasoducto San Matías por un monto de US$ 1.300 millones.
Por el lado de la minería metalífera y de minerales críticos, se ubican el megaproyecto de cobre Los Azules en San Juan, a cargo de McEwen Copper, por US$ 2.672 millones, el desarrollo de litio en Salta por parte de la multinacional Río Tinto por US$ 2.700 millones, y el proyecto de litio Cauchari-Olaroz en Jujuy, con una inversión comprometida de US$ 1.166 millones. Finalmente, en el sector industrial y siderúrgico, se destaca la planta de la firma Sidersa en la provincia de Buenos Aires, con un presupuesto asignado de 286 millones.
Con el financiamiento del Consejo Federal de Inversiones (CFI), Tierra del Fuego participó del Global Energy Show 2026 en Calgary, Canadá, uno de los encuentros de energía más importantes del mundo. En este marco, la empresa provincial Terra Ignis expuso las oportunidades de inversión y el modelo de articulación público-privada que impulsa la provincia para el desarrollo de sus recursos.
La delegación fueguina estuvo integrada por la ministra de Energía, Gabriela Castillo; la secretaria de Hidrocarburos, Julieta Balderramas; el presidente de Terra Ignis Energía, Maximiliano D’Alessio; la gerente Legal e Institucional de la compañía, Verónica Tito; y Facundo Araoz, presidente de Velitec.
Como parte de la agenda oficial, Terra Ignis fue convocada para disertar en el seminario «From Vaca Muerta to Conventional Basins: Unlocking Argentina’s Full Energy Potential» de la Cámara de Comercio Argentino Canadiense. Ante inversores y referentes internacionales, la empresa provincial presentó el modelo de gestión fueguino como un ejemplo de articulación con su socio operador y el sector privado para el desarrollo de la actividad energética.
Al respecto, D’Alessio repasó el proceso por el cual la empresa asumió las concesiones de las áreas Lago Fuego, Los Chorrillos y Tierra del Fuego junto a Velitec, y ratificó el rol de Terra Ignis como articulador de inversiones.
«Presentamos un modelo en el que el Estado y el sector privado trabajan de manera coordinada para transformar los recursos energéticos en desarrollo, empleo e inversión para Tierra del Fuego», destacó.
Los directivos expusieron además las ventajas competitivas de la provincia, destacando los beneficios de la Ley 19.640, los incentivos para nuevos proyectos hidrocarburíferos y el potencial de futuras campañas exploratorias y de desarrollo en la Cuenca Austral.
En el marco de la misión, la delegación desarrolla una intensa agenda que ya sumó más de 15 reuniones bilaterales con empresas internacionales de ingeniería, operación y servicios. Los encuentros buscan presentar las oportunidades de inversión en la provincia, explorar cooperaciones y promover la transferencia tecnológica.
«Tierra del Fuego cuenta con herramientas diferenciales para el desarrollo de nuevos proyectos energéticos y observamos un marcado interés por parte de empresas internacionales en conocer las oportunidades que ofrece la provincia», señaló Verónica Tito.
Entre las compañías interesadas se destacan Thermo Design Engineering (TDE), ALCO Energy Solutions y Chinook, con las que se analizan potenciales oportunidades para futuros desarrollos energéticos locales.
La participación de Terra Ignis forma parte de una misión impulsada por el CFI para promover nuevas inversiones, fortalecer vínculos internacionales y posicionar el potencial energético de Tierra del Fuego ante los principales actores de la industria global.
El precio del petróleo perfora los US$90 este viernes 12 de junio luego de que el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, anunciará un acuerdo con Irán para poner fin a la guerra en Medio Oriente.El barril de Brent opera este viernes a US$87,78, lo que implica un descenso de 2,5%.
Si bien se entiende que el fin de la guerra permitirá restablecer el paso por el estrecho de Ormuz y de esta manera normalizar el flujo del petróleo, las idas y vueltas constantes sobre eventuales acuerdos frena las expectativas de los inversores.
Para Argentina, un descenso en el precio permitirá mantener el precio de los combustibles sin cambios, pero por otro lado reducirá el ingreso de dólares del lado de la balanza energética.
La Central de Energía Nuclear de Zaporiyia (ZNPP, siglas en inglés) perdió su suministro de energía externo y sufrió un apagón total debido a un ataque contra una subestación, informó hoy el servicio de prensa de la central.
“La línea de transmisión de alto voltaje de 330 kilovoltios Ferrosplavnaya-1, que suministra energía para las necesidades operativas de la central, se activó automáticamente el miércoles por la noche. Con el corte del suministro eléctrico externo, las unidades del reactor de la ZNPP cambiaron a funcionar con generadores diésel de respaldo. Los equipos operaron dentro de las especificaciones de diseño y no se registraron anomalías en el sistema de seguridad”, indicó un comunicado.
El personal en el lugar está supervisando que todo el equipo opere en los parámetros y ejecutaron todas las medidas de seguridad necesarias para mantener las unidades del reactor en condiciones estables y seguras, indicó.
The IAEA has been informed that, for the 19th time since the beginning of the military conflict, the Zaporizhzhya NPP lost all off-site power at around 21:00 local time last night following an attack on an electrical substation on the other side of the Dnipro River.
— IAEA – International Atomic Energy Agency (@iaeaorg) June 11, 2026
“Las lecturas de radiación en la ZNPP y su zona de vigilancia se mantienen dentro de los niveles base naturales y no se han infringido los límites reglamentarios oficiales”, añadió.
El Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) fue notificado que esta es la decimonovena ocasión que la ZNPP pierde todo el suministro de energía de la red externa desde que estalló el conflicto entre Rusia y Ucrania.
Terra Ignis S.A., y Velitec S.A., su socio operador, avanzan con la campaña integral de deschatarrización y saneamiento ambiental en las áreas Fracción A, Fracción B y San Sebastián en la provincia de Tierra del Fuego AIAS.
En este marco, en los últimos días finalizó la carga y despacho del primer lote de residuos ferrosos, trasladado en 35 camiones. Esta acción marca el avance de la primera etapa de la campaña de remediación, que permitió retirar 800 toneladas de residuos y pasivos ferrosos del área de concesión, los cuales fueron previamente sometidos a una descontaminación in situ.
La actividad hidrocarburífera desarrollada durante décadas en la Cuenca Austral generó materiales remanentes que, una vez cumplida su vida útil, requieren procesos específicos de retiro, clasificación y disposición final, contribuyendo al ordenamiento ambiental de las áreas operativas. Se trata de cañerías, válvulas, motores, componentes de bombas y otras estructuras metálicas fuera de servicio y en desuso.
Velitec junto a Terra Ignis S.A implementaron una campaña integral de saneamiento, descontaminación, clasificación y transporte a destino final con el objetivo de mitigar riesgos ambientales y de seguridad, dando pleno cumplimiento a la legislación ambiental provincial.
La iniciativa contribuye a prevenir la contaminación, recuperar el paisaje, reducir el impacto visual y proteger la biodiversidad en zonas de pastoreo de ganadería ovina y hábitat natural de especies autóctonas como el guanaco.
Las tareas se enmarcan en las exigencias de la Ley Provincial N.° 55 de Medio Ambiente, el Decreto Reglamentario N.° 1333/93 de Residuos Peligrosos y las directrices de la Secretaría de Ambiente de la Provincia de Tierra del Fuego.
Desde Velitec S.A. se señaló que esta campaña refleja el compromiso concreto con la responsabilidad ambiental y el desarrollo sostenible de la actividad hidrocarburífera en Tierra del Fuego.
Asimismo estas acciones forman parte de la nueva etapa de gestión energética impulsada por Terra Ignis Energía S.A., orientada a combinar continuidad operativa, cuidado ambiental y desarrollo estratégico de los recursos hidrocarburíferos de la provincia.
Terra Ignis viene promoviendo tareas de saneamiento, remediación y ordenamiento ambiental en las áreas revertidas, con el objetivo de avanzar hacia una actividad hidrocarburífera con mayores estándares ambientales y una gestión sustentable de largo plazo.
El gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, recorrió los avances de la obra de la nueva usina termoeléctrica que se construye en Ushuaia y destacó que se trata de una planta estratégica que fortalecerá la capacidad de generación eléctrica de la ciudad durante las próximas décadas.
La nueva central se desarrolla a partir de un convenio entre Terra Ignis S.A. y la empresa de capitales chinos Austral Petróleo, Gas y Electricidad S.A., que lleva adelante una inversión cercana a los 80 millones de dólares. De la recorrida participaron representantes de la firma y autoridades de la Aduana de Ushuaia, quienes trabajan en la planificación del operativo para el arribo y traslado de los equipos principales.
Durante la visita, Melella valoró el impacto que esta infraestructura tendrá para el desarrollo de la capital fueguina y afirmó que “esta obra va a dejar a Ushuaia proyectada por los próximos 35 años con una tranquilidad en la generación de energía muy importante”.
Asimismo, señaló que los equipos que demandarán una logística especial para su traslado desde China hasta la provincia. “Son equipos de gran porte que requieren un operativo logístico muy importante. Se estima que estarán llegando a Ushuaia hacia fines de julio para luego comenzar con la etapa de montaje”, indicó.
El mandatario destacó además que la nueva infraestructura permitirá ampliar significativamente la capacidad de generación eléctrica de la ciudad. La central inyectará inicialmente 40 megavatios (MW) al sistema, con una proyección de sumar 20 MW adicionales. “Va a producir más energía de la que hoy necesita Ushuaia, por eso decimos que es una planta para la Ushuaia que viene, teniendo la energía que necesita para seguir desarrollándose”, sostuvo.
Finalmente, el Gobernador valoró la inversión destinada al proyecto y aseguró que “son 80 millones de dólares de inversión concreta en nuestra provincia. También es una forma de mostrarle al mundo que en Tierra del Fuego hay oportunidades para invertir y que contamos con la seguridad jurídica necesaria para llevar adelante proyectos de largo plazo”, concluyó.
Este miércoles se llevó adelante un encuentro entre la Provincia del Neuquén y el Ejecutivo nacional, con representantes de la Región del Biobío y el gobierno chileno, donde se concretó la firma de dos declaraciones conjuntas para fortalecer la agenda binacional, con foco en la integración comercial, energética y turística. Durante el encuentro, las autoridades priorizaron el desarrollo del Paso Internacional Pichachén como un nodo fundamental para la conectividad y la logística bioceánica, advirtieron que “Neuquén y Biobío tienen hoy la oportunidad de convertir una frontera común en una plataforma integral de desarrollo económico y social”.
Durante el encuentro también destacaron el potencial productivo de Vaca Muerta y la posibilidad de aportar seguridad energética al vecino país, como también la vinculación con los complejos portuarios de la región chilena.
El encuentro se llevó adelante en el Espacio Duam de Neuquén capital, donde participaron por parte de Argentina el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, la ministra de Infraestructura, Tanya Bertoldi, y el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, entre otros funcionarios; por el lado chileno, estuvieron presentes el gobernador de la Región del Biobío, Sergio Giacaman García, el canciller, Francisco Pérez Mackenna, la ministra de Energía, Ximena Rincón González, el subsecretario de Obras Públicas, Nicolás Balmaceda, y el embajador, Gonzalo Uriarte.
Las autoridades priorizaron el desarrollo del Paso Internacional Pichachén como eje fundamental para la conectividad y la logística. “Creo que el tema más importante que nos ha convocado, y por eso es la presencia de tantos intendentes que durante años han trabajado por esto, es poder tener la vinculación en un corredor bioceánico que nosotros pretendemos”, señaló Figueroa y agregó que “desde este último tramo, hemos reforzado el trabajo para poder generar un corredor binacional entre el Atlántico y el Pacífico por el Alto Neuquén y por la región del Biobío, por el paso internacional Pichachén”.
También sostuvo que “es muy importante este paso que estamos dando también para que la Aduana pueda ser utilizada por ambos países. Creo yo que queremos contemplar un crecimiento articulado con todo Chile”.
Por su parte el gobernador de la Región del Biobío, Sergio Giacamán, señaló que el encuentro fue “una instancia que refleja la convicción compartida de que la cooperación transfronteriza y la integración son obviamente fundamentales para promover el desarrollo, fortalecer la conectividad y avanzar también hacia una mayor seguridad y certidumbre en el suministro energético de nuestros países particulares”.
El acuerdo establece que para garantizar la transitabilidad ininterrumpida y el movimiento de bienes, el gobierno de la provincia del Neuquén gestionará el financiamiento para pavimentar los tramos que conectan el paso internacional con El Cholar, Los Guañacos, Los Miches y Andacollo, además de avanzar con el corredor de la Ruta Provincial N° 21 uniendo Loncopué, El Huecú y El Cholar. También se impulsará la pavimentación de la Ruta Provincial N° 6 hacia Rincón de los Sauces y Octavio Pico, y de la Ruta Provincial N° 7 desde Añelo. En paralelo, se coordinará con la vecina provincia de Río Negro el asfalto de un tramo de la Ruta Provincial N° 57 para conectar con la Ruta Nacional N° 151, abriendo una vía directa hacia los puertos sobre el Océano Atlántico.
Por su parte, el gobierno regional del Biobío impulsará la pavimentación de 58 kilómetros de la Ruta Q-45 hasta el límite internacional y asegurará el financiamiento de maquinaria especializada para el despeje de nieve, garantizando así la operatividad del cruce durante la temporada invernal. A la par, ambos gobiernos ratificaron su apoyo para establecer un Sistema de Controles Integrados focalizado en el nuevo complejo aduanero y migratorio ubicado en el lado chileno.
En el plano energético, se llevó adelante la firma de la segunda declaración donde se puso en valor la capacidad hidrocarburífera de Neuquén y la moderna infraestructura logística del Biobío, cuyos puertos ofrecen una salida directa al Pacífico para las exportaciones argentinas.
Para potenciar esta asociación estratégica, las administraciones conformarán la Mesa Neuquén–Biobío de Cooperación e Integración Energética, un espacio de articulación permanente que buscará promover proyectos para el transporte de hidrocarburos, generar oportunidades de complementación en gas natural y energía eléctrica, y fomentar el intercambio de experiencias en transición energética. En ese contexto, durante la mañana, la delegación argentino-chilena recorrió las instalaciones de YPF en Loma Campana donde fueron recibidos por el presidente de la empresa, Horacio Marín.
En este contexto, Figueroa explicó que “estamos dando pasos fundamentales para poder reconstruir una confianza rota hace muchos años en donde se incumplió un contrato”. Advirtió que “eso lo estamos dando vuelta, estamos generando la confianza a partir de distintas reuniones que hemos tenido, a partir del recorrido por Vaca Muerta, donde ustedes puedan entender que ahora la realidad o el paradigma ha cambiado rotundamente, en donde la Argentina está generando desarrollo y mucho de ese desarrollo se debe a la energía. Creo que es muy importante poder avanzar en esta en este en esta integración”.
Giacamán, en tanto, manifestó que los convoca “un objetivo claro, abrir una nueva etapa de integración energética entre nuestras naciones”.
La provincia de Neuquén dispuso un incremento progresivo del canon que deberán abonar las empresas por el uso de agua en las perforaciones no convencionales de exploración y explotación hidrocarburífera.
Se busca así incentivar la reutilización y recirculación del agua en la actividad de Vaca Muerta, en un contexto de emergencia hídrica presente en todo el territorio provincial.
La decisión quedó formalizada mediante la Disposición 260/26 de la subsecretaría de Recursos Hídricos, publicada este martes en el Boletín Oficial, y fue ratificada por el Decreto Provincial 792.
La normativa establece que, desde el 1 de julio de 2026, el canon por cada metro cúbico de agua utilizada en perforaciones no convencionales será equivalente al valor de 2,5 litros de combustible Oil Grado 3 de YPF, mientras que a partir del 1 de enero de 2027 ascenderá al equivalente de 3 litros por metro cúbico.
Según los fundamentos, el agua es considerada un recurso estratégico para el desarrollo económico, social y ambiental de Neuquén, cuya disponibilidad se encuentra sometida a una creciente presión debido a la sequía y al aumento de la demanda.
Se consideró que los valores vigentes del canon ya no resultaban suficientes para generar incentivos económicos que promuevan un uso más eficiente y sustentable del recurso.
La normativa apunta específicamente a las actividades de perforación de exploración no convencional y perforación de explotación no convencional, que concentran el consumo industrial del agua. La norma recuerda que existen tecnologías capaces de recuperar, tratar y reutilizar fluidos de perforación.
Además, la nueva regulación establece que el canon se aplicará según el destino final del agua, incluso cuando el abastecimiento sea realizado por terceros o prestadores de servicios. Para ello, las empresas deberán acreditar mediante documentación y declaraciones juradas el uso efectivo del recurso.
También instruyó a los organismos provinciales a desarrollar mecanismos de incentivo para aquellos proyectos que incorporen esquemas de aprovechamiento complementario del agua captada, destinándola además a iniciativas productivas, agropecuarias, forestales, industriales o ambientales.
La medida responde a la emergencia hídrica declarada en Neuquén desde octubre de 2025 y responde a la estrategia de preservar las reservas de agua frente al crecimiento de la actividad hidrocarburífera.
La discusión sobre migración a la nube en empresas industriales suele plantearse como una decisión de inversión, casi siempre con foco en cuánto cuesta moverse. Sin embargo, ese encuadre deja afuera la otra mitad de la ecuación, que es cuánto cuesta no moverse. En la práctica, sostener infraestructura on-premise no es una opción sin costo sino una decisión que acumula gastos crecientes y poco visibles, repartidos entre licencias renovables, hardware envejecido, energía, espacio físico, personal dedicado a mantenimiento y horas de operación manual que rara vez se consolidan en un solo número dentro del balance. Para una empresa de servicios petroleros que opera con márgenes ajustados, esa dispersión contable es la diferencia entre tomar una decisión informada y tomarla a ciegas.
El sesgo de percepción tiene base empírica. Según Gartner, entre el 60% y el 80% del presupuesto IT de empresas industriales se destina a mantener la infraestructura existente, dejando apenas entre un 20% y un 40% disponible para innovación o proyectos nuevos. A eso se suma un dato estructural que IDC viene relevando hace años, el hardware on-premise tiene una vida útil promedio de 5 a 7 años, después de la cual los costos de mantenimiento crecen entre un 15% y un 25% anual sin que mejore la capacidad operativa que entrega.
La factura que no aparece en el balance: el costo real de no migrar
El primer problema concreto es el envejecimiento del hardware. Cuando una empresa cruza el umbral de los 5 a 7 años con sus servidores y sistemas locales, entra en una zona donde el costo de mantenimiento crece de forma sostenida mientras el rendimiento se estanca o cae. En paralelo, el riesgo operativo aumenta, porque las ventanas de falla se vuelven más frecuentes y el repuesto disponible se reduce, en un contexto donde reemplazar el equipamiento implica una inversión de capital significativa que muchas empresas postergan año a año, acumulando un pasivo técnico que termina pagándose igual, solo que más tarde y más caro.
El segundo problema es el tiempo de aprovisionamiento. Levantar un nuevo entorno de prueba o producción en on-premise demanda, en promedio, entre 6 y 16 semanas según IDC, mientras que en en la nube de AWS (Amazon Web Services) la misma operación se resuelve en horas. Ese diferencial es especialmente relevante para las más de 500 PyMEs proveedoras de Oil & Gas activas en Vaca Muerta, donde la velocidad de respuesta a una nueva operación define márgenes y la capacidad de capturar oportunidades operativas en el momento en que aparecen. Teracloud, AWS Advanced Tier Services Partner, es uno de los actores que viene acompañando a empresas del sector en este tipo de ejercicios, mapeando partidas de gasto y planificando migraciones progresivas adaptadas al perfil operativo de cada compañía.
Cómo dimensionar el costo real antes de decidir
Para las empresas del sector que quieran cuantificar el costo real de su infraestructura actual antes de tomar una decisión, el mercado ya ofrece marcos de referencia maduros que permiten estimar el TCO (Costo Total de Propiedad) sin depender de proyecciones genéricas. Programas como el Migration Acceleration Program de Amazon Web Services proveen metodologías de evaluación, herramientas de cálculo y planes de migración por etapas, diseñados para sectores con operación crítica como Oil & Gas, donde la transición no puede comprometer la continuidad operativa ni el cumplimiento regulatorio. Quienes busquen ese tipo de análisis aplicado al contexto local pueden consultar, donde Teracloud reúne casos del sector y herramientas de cálculo orientadas a operaciones en Vaca Muerta.
Paula Molinari llegará a Neuquén para presentar «El salto del dueño»
El crecimiento de Vaca Muerta no sólo está transformando la industria energética argentina. También está impulsando una profunda evolución en el entramado de empresas proveedoras, contratistas y PyMEs de servicios que acompañan el desarrollo de la actividad hidrocarburífera. En ese contexto, la profesionalización de la gestión aparece como uno de los principales desafíos para las compañías que buscan escalar sus operaciones y consolidar su crecimiento.
Con ese objetivo, la especialista en liderazgo y transformación organizacional Paula Molinari llegará a Neuquén para presentar «El salto del dueño», un workshop dirigido a empresarios, emprendedores y líderes que enfrentan el desafío de transformar estructuras de gestión construidas para una etapa inicial en organizaciones capaces de sostener procesos de expansión.
Nuevo workshop
La actividad se realizará el próximo 26 de junio, de 9 a 13 horas, en el Casino Magic Neuquén. La propuesta apunta a brindar herramientas concretas para que los dueños de empresas puedan salir de la lógica cotidiana de resolver urgencias y avanzar hacia modelos de gestión más eficientes, escalables y sostenibles.
Según plantea Molinari, la profesionalización de una organización no depende únicamente de incorporar procesos o redefinir estructuras. El cambio también exige una transformación de quienes conducen las empresas. En ese sentido, el workshop propone reflexionar sobre el rol del dueño en las distintas etapas de crecimiento y desarrollar capacidades que permitan liderar organizaciones cada vez más complejas.
La jornada
Durante la jornada se abordarán aspectos vinculados con la construcción de equipos de alto desempeño, la delegación efectiva, el liderazgo en contextos de crecimiento, la alineación entre procesos y estrategia, y la implementación de herramientas de gestión orientadas a fortalecer la competitividad empresarial.
El encuentro tendrá una dinámica participativa y combinará contenidos conceptuales con casos prácticos, espacios de intercambio y networking entre empresarios de distintos sectores. La propuesta busca generar un ámbito para compartir experiencias y desafíos comunes en un momento en el que muchas compañías regionales enfrentan la necesidad de adaptar sus estructuras para responder a nuevas oportunidades de negocio.
Trayectoria
Molinari cuenta con más de 25 años de experiencia acompañando procesos de transformación organizacional en empresas de distintos sectores. Es fundadora y presidenta del Grupo Whalecom, organización especializada en consultoría de liderazgo, cultura y desarrollo organizacional, y anteriormente se desempeñó como gerente de Recursos Humanos del Grupo Techint y vicepresidenta de Recursos Humanos de Claro.
Además, desarrolla una extensa trayectoria académica en la Universidad Torcuato Di Tella, donde dirige programas vinculados con recursos humanos, gestión del talento y profesionalización de empresas de dueño, y es profesora en programas de MBA y Executive MBA desde hace más de dos décadas.
Las entradas para participar del workshop ya se encuentran disponibles a través de la plataforma EntradaUno.
«Ha sido muy impactante que decidieran traer una ciudad completa desde China», afirma Rudoni respecto a la compra que anunció Vicuña.
«Es como si te trajeras un auto importado de China y acá en Argentina solo le inflás las cubiertas», dice Juan Pablo Rudoni, presidente de la Cámara Argentina de la Construcción Modular Industrializada (CACMI), para graficar lo que significa que Vicuña, el proyecto minero más importante de la historia argentina, haya adjudicado la construcción de su campamento a una empresa china.
La obra —45.000 metros cuadrados de construcción modular y más de 4.500 toneladas de acero— llegará lista para armar desde China, dejando apenas 50 puestos de trabajo en Argentina de los 500 que hubiera generado fabricarla localmente. En diálogo con Econojournal, Rudoni cuestiona la letra chica del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) que permite eludir la cláusula de abastecimiento local y denuncia que Vicuña ya tiene en curso nuevas licitaciones sin haber convocado a ninguna empresa de la Cámara. Advierte que estos hechos marcan un precedente peligroso para los miles de millones de dólares en infraestructura que vienen: «Si todo esto no le va a dejar nada a Argentina, ¿para qué vamos a desarrollar la minería?»
–¿Qué significa para los proveedoresque Vicuña haya adjudicado su primera gran obra a una empresa China?
Ha sido muy impactante que decidieran traer una ciudad completa desde China. Genera conmoción, porque todos resaltamos que, así como el desarrollo de la minería tiene un impacto ambiental negativo, lo hace de manera muy positiva en la economía. Si la minería no sirve para desarrollar la economía local, sino no genera desarrollo en las cadenas de valor en el país, la verdad es que no tiene mucho sentido. Si todo esto no le va a dejar nada a Argentina, ¿para qué vamos a desarrollarlo? Lo único que vamos a hacer es perder nuestros recursos naturales y nuestra riqueza. Es importante poner el tema sobre la mesa ahora, porque es la primera inversión grande que hace el proyecto y las mineras tienen que poner en valor no solamente el factor económico que, en este caso, les impactaba en el 0,1% de los 18.000 millones de dólares de inversión del proyecto, sino también en la licencia social.
–La diferencia entre la oferta china y la argentina fue de US$ 18 millones ¿Cuál es el problema de competitividad que tiene la industria nacional frente a la China?
La diferencie es netamente impositiva. La empresa china es de capitales estatales, por lo tanto, está subsidiada por el Estado en China. Aparte toda la carga impositiva argentina, de alrededor del 30%, también la tiene subsidiada por el RIGI. O sea, lo único que pagan es el flete. Si a nosotros, a las empresas argentinas nos dieran el mismo beneficio de no pagar 30% de impuestos, estaríamos en una oferta más económica inclusive que la China.
–¿Cuántos puestos de trabajo se iban a generar si el campamento se fabricaba en Argentina?
Se estimaban entre 400 y 500 puestos de trabajo aproximadamente. Con el esquema como está hoy, va a generar apenas 50, y de poco valor agregado. La construcción modular industrializada transcurre el 80% en la fábrica, y en el sitio se lleva adelante solo el proceso de montaje, que es lo que va a hacer Argentina. Es como si te trajeras un auto importado de China y acá en Argentina solo le inflás las cubiertas. No generaste industria, no desarrollaste proveedores ni cadena de valor, ni capacidad instalada de industrial, no hiciste nada en el país.
– El RIGI tiene cláusulas de desarrollo local, pero en esta licitación no funcionaron. ¿Por qué?
Nuestra Cámara no cuestiona el RIGI como una política de fomento de inversión, pero sí la flexibilidad que tiene esa cláusula de que el 20% tiene que ser de abastecimiento local. Hay una letra chica que condiciona esta obligación a que haya capacidad de abastecimiento por parte de las empresas locales. De ahí se ha agarrado la empresa en esta primera licitación, diciendo que no hay capacidad local, lo cual es absolutamente incierto. Hay muchas empresas con experiencia en fabricación y montaje de campamento en Argentina. En desarrollos mineros anteriores como Pascua Lama, entre el 60 y el 70% del abastecimiento fue de proveedores locales.
–Vicuña anunció que vienen más licitaciones ¿Están en conversaciones con la minera para participar en estas próximas rondas?
En CACMI somos 58 empresas de construcción modular en el país. Tenemos una representación muy amplia del sector. Y, hasta ahora, no hemos logrado que la empresa nos llame a una mesa de trabajo. Dijeron que esto era solamente el 25% del campamento, que el resto lo iban a canalizar con empresas locales. Sin embargo, ya están en curso esas licitaciones y aún no han invitado ni le han llegado los pliegos a ninguna de las empresas de la Cámara. Entendemos que públicamente dicen una cosa, pero después el manejo no es consecuente.
–El Gobierno de San Juan acaba de mandar a la Legislatura el proyecto de Ley de Desarrollo Local Minero. ¿Qué expectativas genera en los proveedores, como caso testigo para otras provincias mineras?
Si se aprueba, va a ser una vía de solución como una expresión de una demanda. Pero el RIGI es una ley nacional que tiene preponderancia sobre la legislación local. Entonces necesitamos, sobre todo, la voluntad de las partes para que los proyectos generen desarrollo en la matriz económica e industrial de Argentina.
–¿Qué piden para las próximas licitaciones?
Solicitamos una mesa de diálogo donde estén no solo los responsables de este proyecto minero, porque esta es la punta del iceberg de todo el desarrollo minero y energético en Argentina, junto con cámaras empresarias, gobiernos provinciales y gremios, para establecer un foco estratégico de cómo va a impactar en beneficio de Argentina. Deberíamos empezar con ser muy estrictos en ese 20% que exige el RIGI y, en el ideal, trataría de llevar a las empresas a un compromiso de por lo menos llegar a un 50% de abastecimiento local en todo lo que sea posible abastecerse acá. No estamos buscando que nadie pierda nada, sino que todos ganemos.
El Senado de la Nación debe convertir en ley la media sanción por el régimen de Zona Fría.
El debate en el Senado de la Nación de la ley que modifica el régimen de Zona Fría en el país entró en terreno complejo para el oficialismo de Javier Milei. A casi un mes desde la media sanción en la Cámara de Diputados, el texto aún no ingresó en la comisión de Energía y persiste la presión desde Neuquén para que se garantice la continuidad del subsidio al 50% en la región.
Esta semana hubo mensajes contradictorios desde La Libertad Avanza. Mientras el gobernador Rolando Figueroa comunicó el lunes que el ministro de Economía, Luis «Toto» Caputo, uno de sus principales interlocutores, preparaba un anuncio oficial con el compromiso de «no tocar» el porcentaje, otro ala del oficialismo salió con planteos que generaron inquietud en la bancada de La Neuquinidad que ocupa Julieta Corroza.
El senador Pablo Cervi (LLA) insistió con la posición que ya había anticipado a EconoJournal: que la ley debe salir «como está» para que no regrese a Diputados y que una eventual modificación podría aplicarse al momento de la reglamentación, de ser necesario.
«Si esto va a ser así, no cuenten con mi voto», planteó Corroza en una reunión que mantuvo esta semana con la presidenta de la bancada de La Libertad Avanza, Patricia Bullrich.
La senadora neuquina advirtió que no votará un compromiso «de palabra» que no comprometa también a futuras administraciones a mantener el subsidio del 50% para la provincia tal cual está ahora.
El artículo que desató la polémica
La media sanción que aprobó la Cámara de Diputados el mes pasado retrotrajo el esquema de subsidios al vigente hasta 2021, antes de que se extendieran los beneficios 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.
Si bien el texto que pasó al Senado mantiene a Neuquén y al resto de la Patagonia, la Puna y Malargüe incluidas en el régimen, dejó en manos del Poder Ejecutivo la aplicación del monto de subsidio a otorgar a estas regiones.
El proyecto que obtuvo aval de la Cámara Baja sustituye el artículo 3° de la ley 27.637, que ahora 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 redacción original establecía que tales beneficios «serán equivalentes al 50% de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el Enargas».
EN/CLAVE consultó a una alta fuente de la secretaría de Energía de la Nación que ratificó que el objetivo del gobierno es que la ley se apruebe sin modificaciones para evitar que deba volver a Diputados y se retrase su tratamiento.
Confirmó que a Rolando Figueroa le dieron el compromiso de que el porcentaje de subsidio al 50% «no se va a tocar», aunque aún no está claro si quedará plasmado en la reglamentación, en una comunicación posterior de la autoridad de aplicación, o si será solo de palabra. «Prima la confianza», indicó la fuente, quien insistió con que, antes de pensar en el decreto reglamentario «tiene que salir la ley».
El gobierno de Milei ya había intentado modificar el régimen de Zona Fría en dos ocasiones, sin éxito, primero con la sanción de la Ley de Bases y luego con el proyecto de Presupuesto 2026, por lo que no dejará pasar esta oportunidad estando tan cerca del objetivo.
Demasiada flexibilidad
El artículo que le da discrecionalidad al Poder Ejecutivo para fijar el beneficio para las regiones incluidas en la Zona Fría tiene su propio debate al interior de la cartera energética, según pudo saber este medio.
La secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, justificó durante su exposición en la comisión de Energía de Diputados el 13 de mayo que el objetivo era disponer de «flexibilidad» en caso de que los precios del gas bajen a partir de la mayor producción que se espera en los próximos años.
«Hay altas chances de que el gas, una vez finalizado el Plan Gas, se vaya a un precio de 2 dólares o 3 dólares, y quizás no tendría sentido seguir subsidiando el 50%. Es para mantener los subsidios en el mismo nivel pero no necesariamente mantener la ayuda en términos de cantidad de pesos que se subsidian estables», defendió.
Sin embargo, otros actores de la secretaría consideran que el artículo debió ser «menos abierto» y establecer algún parámetro a partir del cual el porcentaje de beneficio se podría modificar.
Interna por las autoridades en Energía
En La Neuquinidad dan por descontado que la modificación al régimen no avanzará por ahora. La Libertad Avanza no logra reunir los 37 votos que necesita para sancionar la ley y tiene otros temas en carpeta para la sesión de la semana que viene como un nuevo paquete de pliegos judiciales y la ley de Inviolabilidad de la Propiedad Privada.
Este proyecto, impulsado por el ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger, busca evitar «restricciones» sobre el derecho a la propiedad con una serie de cambios sobre el régimen de expropiaciones, de desalojos, introduce cambios en leyes de Manejo de Fuego y flexibiliza los requisitos para la compra de tierras rurales por parte de extranjeros.
La senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza, aún no adelantó posición sobre este proyecto. Sí pidió modificaciones en algunos puntos que, a priori, habrían sido aceptados por el oficialismo, en particular mantener las restricciones sobre el uso de tierras afectadas por incendios forestales y quitar el capítulo que eliminaba el programa nacional de regularización de tierras en barrios de emergencia del Registro Nacional de Barrios Populares (Renabap).
La posición final de la bancada dependerá de que esos cambios queden plasmados en el dictamen final que se lleve al recinto y de otras negociaciones en marcha entre los gobiernos de Milei y Figueroa.
De hecho, por estos días hay una que pareciera inofensiva, pero vuelve a poner al bloque de La Libertad Avanza frente a una disyuntiva habitual cuando se trata de provincias aliadas como Neuquén: la de priorizar a los propios o contener a los socios estratégicos.
El senador Pablo Cervi tiene todo listo para asumir como secretario de la comisión de Energía y así lo estuvo anunciando en reuniones públicas y privadas.
Sin embargo, Corroza viene trabajando por lo mismo: le pidió a Bullrich que le garantice la vicepresidencia o la secretaría, con la expectativa de quedar a cargo del cuerpo cuando el catamarqueño Flavio Fama finalice su mandato, en diciembre de 2027.
La senadora argumenta que Neuquén, motor energético del país gracias al desarrollo de Vaca Muerta, debe tener un lugar protagónico en la comisión. Y que es mejor si esa representación viene del espacio político que conduce la provincia.
Los tiempos de reparación de una pala difieren según el tamaño del daño; pueden ir de dos días a dos meses.
Viajar en auto por una ruta del sur de la provincia de Buenos Aires o la Patagonia, pasar por un parque eólico y ver técnicos colgados de una pala es algo que provoca parar a mirar. Parece un trabajo exótico y lo es: supone capacitaciones específicas y un entorno dominado por el riesgo de altura y las condiciones, incluyendo el viento.
En Argentina el trabajo de inspección y reparación de palas todavía es mayormente desarrollado por técnicos extranjeros, muchos de países limítrofes, sobre todo brasileños. ¿Por qué? Porque para que un técnico trabaje en forma independiente se requieren de tres a cinco años de capacitaciones y entrenamiento continuo en parques eólicos y dado que en Argentina la eólica es aún una industria en desarrollo, se convocan técnicos de países con una curva de aprendizaje mayor.
Así lo explica a EconoJournal Francisco Vincet, gerente de proyecto en una de las empresas de capacitación y servicios eólicos que operan en el país con sedes en Bahía Blanca y Puerto Madryn: “Son 15 equipos de diferentes compañías que actúan en parques eólicos en distintas provincias, un número alineado con la cantidad y antigüedad de los parques, que todavía no requieren intervención de reparación, solo inspecciones cada año. A medida que los parques envejecen los mantenimientos correctivos y preventivos aumentan”.
La formación y el trabajo de los reparadores de palas
Inspeccionar, mantener y reparar palas de aerogeneradores requiere capacitaciones obligatorias y con funciones diferentes que ya se brindan en centros de formación de Argentina. Agrupadas representan la formación que deben tener los técnicos.
Vincet menciona las capacitaciones de GWO (capacitación básica para ingreso a parques eólicos), ART (entrenamiento avanzado de rescate), IRATA (certificación para trabajos en acceso por cuerdas), Lift User (capacitación en el uso y mantenimiento de elevadores) y Blade Repair (curso de reparación de palas). Los precios de estos cursos, que van de una a tres semanas de duración, son todos diferentes y varían según los paquetes que el técnico o la empresa que los emplea desean adquirir.
De los 15 equipos que trabajan en Argentina, 8 son de la empresa donde Vincet trabaja, GSEólicos, donde además se brindan las capacitaciones.
¿Hay restricciones? “Dependen de la condición física, el esfuerzo del trabajo es demandante. El peso, al ser una actividad física por completo, es importante. Si el técnico tiene 50 años, por ejemplo, puede dedicarse a este trabajo, pero dependiendo de todos los exámenes médicos. Y si mide 1,90, por poner otro ejemplo, tiene las tareas restringidas, porque hay lugares pequeños y espacios reducidos en cuyo acceso no entra”, agrega Vincet.
Los tiempos de reparación de una pala difieren según el tamaño del daño; pueden ir de dos días a dos meses. Las jornadas de los técnicos son de 8 a 10 horas con descansos establecidos a un mínimo de un día por semana. Es algo obligatorio. De hecho, los accesos a los parques eólicos quedan restringidos por esta condición de descanso.
Se requieren varias capacitaciones específicas para ser reparador de palas. Foto: gentileza de GSEólicos (Bahía Blanca).
«Por equipo, tres personas suben a la pala —explica Vincet—: un responsable con certificación IRATA – SPRAT Nivel 3 (el máximo de la escala) y dos reparadores certificados en los niveles 1 y 2. Los tres trabajan en altura con cuerdas; la diferencia está en el grado de autonomía y la responsabilidad que habilita cada certificación. El Nivel 3 no realiza el trabajo, solo vela por la seguridad de los técnicos que están colgados, permanece atento a brindar soporte en las maniobras de cuerdas y a una intervención de rescate si es necesario”
Otra de las empresas en Argentina que capacita y brinda el servicio de inspección y reparación es Alto Sur, con sede en Cipolletti, Río Negro.
La danesa Vestas cuenta con su propio centro de reparaciones en la Provincia de Buenos Aires. Según dijo uno de sus directivos en Argentina, Alejandro Carlos Francisco, meses atrás cuando la compañía anunció la apertura del nuevo centro, “el volumen de operaciones de Vestas en el país, cercano a los 3.000 megavatios, amerita un management a medida de las particularidades del negocio local”.
La experiencia de un técnico: apoyo en drones e IA
Francisco Janderson de Sousa Oliveira es técnico brasileño especializado en reparación de palas. Tiene 30 años y lleva una década en la industria eólica de Brasil y Argentina. Desde 2021 vive en Bahía Blanca y trabaja en parques eólicos de cinco provincias: “Para quien desea trabajar en este sector es muy alentador, porque abren más parques o los que están hacen inspecciones o reparaciones. Todas las palas algún día necesitan una reparación cosmética o estructural”, aseguró a EconoJournal. Luego aclara: “Hay que hacer una inversión en cursos y capacitación”.
Se puede trabajar en el interior de la pala, donde también se generan daños, y en el exterior. El trabajo comienza con la inspección, que puede hacerse con drones. Los que se utilizan en la industria son especiales para inspecciones críticas de plantas de energía y útiles para detectar daños, porque tienen muy alta resolución, sensor térmico y resistencia al viento.
Además, se utilizan herramientas con IA que analizan las imágenes captadas e identificanqué es daño y qué no. La tecnología filtra la información y sugiere categorías según parámetros definidos previamente. Luego el equipo revisa los resultados.
Técnico eólico: “Una persona principiante por ahí sí puede sentir vértigo, pero después ya no e incluso al finalizar la tarea puede disfrutar de la vista”. Foto: gentileza de GSEólicos (Bahía Blanca).
La inspección de la pala también puede ser directa, dice el técnico, mediante acceso por cuerdas y a varias decenas de metros del suelo. Si el día del trabajo el viento supera los límites establecidos, que son 11,4 metros por segundo (unos 40 km/h), la tarea se detiene.
“Miramos el pronóstico y dependiendo de la situación avanzamos o suspendemos. En el sur es muy común que haya ráfagas y tener que suspender e ir al punto de encuentro. No se atropella ningún procedimiento”. ¿Vértigo? “Una persona principiante por ahí sí puede sentir vértigo, pero después ya no e incluso al finalizar la tarea puede disfrutar de la vista”, agrega Janderson de Sousa Oliveira.
Daños: rayos, golpes, fallas
Vincet, a cargo de equipos —y con 10 años de trabajo y capacitación en reparación de palas—, dice que entre los problemas recurrentes que afectan las palas están las descargas eléctricas, porque la altura y los materiales de los aerogeneradores son, de por sí, blancos potenciales. Aunque tienen protecciones, si no están bien instaladas o verificadas, los impactos ocurren y provocan fallas.
También los golpes e impactos externos, como los que pueden hacer aves migratorias desorientadas o tormentas de granizo.
Y luego están las propias condiciones climáticas en los parques eólicos, que suponen viento (por algo los aerogeneradores operan ahí). Si bien las palas están diseñadas para resistir con materiales como fibra de carbono, el desgaste del frío, el calor, los rayos UV, abrasión, salitre en zonas costeras o nieve en la Patagonia pueden influir.
Por último, otra variable importante que menciona Vincet es la de las fallas humanas. Una reparación demorada en una pala, por ejemplo, puede representar la pérdida total del componente o incluso del aerogenerador. Lo mismo con decisiones técnicas incorrectas, una reparación mal hecha o un defecto de fabricación. Quien tenga la suerte de ver desde la ruta aunque sea de lejos un dispositivo de inspección o reparación de palas, con técnicos colgados por cuerdas, que sepa que todo lo que tiene de estrafalario el trabajo lo tiene de detallista y especializado.
La nueva plataforma permite consultar, en un solo lugar y con datos oficiales, el detalle de los proyectos aprobados, las cifras generales de los que se encuentran en evaluación, el monto total de inversión comprometida y los empleos directos e indirectos asociados.
El Ministerio de Economía puso a disposición del público una nueva página web con la información oficial y actualizada sobre el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La herramienta centraliza, de manera clara y accesible, el estado de avance del régimen y permite que cualquier ciudadano, inversor o medio de comunicación consulte los datos.
En el caso de los proyectos aprobados por resolución publicada en el Boletín Oficial, la plataforma ofrece información detallada de cada iniciativa: a través de un mapa interactivo de la Argentina es posible identificar la provincia en la que se localiza cada proyecto, acceder a su descripción y conocer al titular responsable, junto con la cantidad de proyectos, el monto de inversión y los empleos directos e indirectos asociados.
Para los proyectos en evaluación, se publican las cifras generales: la cantidad de proyectos, el monto total de inversión comprometida y los empleos directos e indirectos estimados.
Proyectos aprobados por resolución
16 proyectos
U$S 29.892 millones de inversión
54.495 empleos directos e indirectos
Proyectos en evaluación – 25 proyectos – U$S 111.037 millones de inversión – 142.168 empleos directos e indirectos
De esta manera, entre proyectos aprobados y en evaluación, el RIGI ya moviliza un universo de 41 iniciativas que representan inversiones por más de U$S 140.000 millones y el potencial de generar cerca de 197.000 empleos directos e indirectos en sectores estratégicos como energía, petróleo y gas, minería, infraestructura y energías renovables.
Con la puesta en línea de esta plataforma, toda la información sobre el avance del RIGI queda disponible en un mismo lugar y al alcance de cualquier interesado, en línea con las reglas claras y estables que constituyen una de sus principales fortalezas para atraer grandes inversiones, incrementar las exportaciones y generar empleo.
Con esta herramienta, el Ministerio de Economía reafirma su compromiso de poner a disposición de la ciudadanía información oficial, verificable y actualizada sobre el avance de las inversiones que se concretan en todo el territorio nacional, se indicó.
YPF inauguró en la provincia de Salta la primera estación Refiplus Energía YPF, un nuevo formato dentro de su red que propone una experiencia de carga más rápida, simple y confiable, con todo el respaldo de la compañía.
Refiplus nace como una versión enfocada en lo esencial, diseñada para quienes buscan optimizar su tiempo. El formato combina eficiencia operativa y autodespacho con una red confiable, permitiendo una circulación fluida desde el ingreso hasta la salida de la estación.
El acto contó con la presencia del gobernador de Salta, Gustavo Sáenz, quien junto al presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las nuevas instalaciones y participó del descubrimiento de la marca Refiplus en la estación ubicada sobre Avenida Hipólito Yrigoyen, en la capital provincial.
“Refiplus es una propuesta pensada para lo que hoy valora el cliente: resolver la carga de forma ágil, sin resignar calidad. Es simple, eficiente y con el respaldo de YPF en cada litro”, señaló Marín.
Refiplus es una experiencia simple, con el respaldo de YPF
Carga ágil y flexible, con combinación de islas asistidas y autodespacho.
Combustibles y lubricantes de calidad YPF, garantizados en toda la red.
Gestión simple y eficiente, orientada a reducir tiempos en cada visita.
Integración con App YPF, para pago y vínculo con el cliente. Además, las estaciones Refiplus Energía YPF mantienen una propuesta de servicios esenciales, con opciones de conveniencia adaptadas a cada plaza y gestión operativa simplificada.
Refiplus Energía YPF forma parte de la estrategia de la compañía de evolucionar su red con distintos formatos que respondan a las necesidades de los clientes en todo el país. En este marco, la compañía impulsa la transformación de estaciones existentes hacia este nuevo modelo, consolidando una propuesta más ágil y funcional en mercados clave.
La Confederación de Entidades del Comercio de los Hidrocarburos de la República Argentina (CECHA) mantuvo un encuentro con la ministra de Seguridad de la Nación, Alejandra Monteoliva, con el objetivo de avanzar en una agenda de trabajo conjunta orientada a fortalecer la prevención, la coordinación institucional y la seguridad en todo el territorio nacional.
La reunión se desarrolló en el marco del encuentro mensual de la entidad y contó con la participación de representantes de cámaras y federaciones de todo el país.
El presidente de CECHA, Isabelino Rodríguez, destacó la importancia de fortalecer los espacios de diálogo y cooperación entre el sector privado y el Estado. “Es fundamental construir ámbitos de trabajo que nos permitan intercambiar experiencias, identificar desafíos y avanzar en soluciones concretas para nuestros trabajadores, clientes y comunidades”, señaló.
Por su parte, la ministra Alejandra Monteoliva repasó las principales líneas de acción que lleva adelante el Ministerio de Seguridad en las distintas regiones del país y remarcó la importancia de mantener canales de diálogo permanentes con los diferentes sectores productivos para construir respuestas coordinadas y adaptadas a cada realidad regional.
La iniciativa busca consolidar una agenda de cooperación sostenida en el tiempo, promoviendo el trabajo conjunto entre el sector público y privado para contribuir al desarrollo de entornos más seguros en todo el país.
El Proyecto NGLs incluirá la construcción de un gasoducto de segregación de corrientes de gases de aproximadamente 100 km.
El Directorio de TGS confirmó la ejecución del Proyecto NGLs que estará orientado a la obtención de los líquidos recuperados a partir del procesamiento del gas natural proveniente de la producción de hidrocarburos y cuya puesta en operación está prevista para el 2030. Se trata de la Decisión Final de Inversión del proyecto que el CEO de la compañía, Oscar Sardi, había anticipado durante su participación en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.
El proyecto -que constituye la mayor inversión de este tipo en Vaca Muertaen particular y en el país- significará una inversión de US$ 3.000 millones para TGS. “El proyecto permitirá generar exportaciones por aproximadamente US$ 1.200 millones anuales, reafirmando nuestra responsabilidad en el fortalecimiento de la infraestructura productiva del país», indicó Sardi.
En concreto, el Directorio de TGS aprobó la suscripción de los acuerdos para cubrir con YPF, Pluspetrol y Chevron más del 80% de la capacidad del proyecto de procesamiento de gas natural proveniente de la producción de hidrocarburos. La compañía, además, mantiene negociaciones avanzadas con otros productores para completar el volumen disponible.
En qué consiste el Proyecto NGLs
Durante su participación en el Midstream & Gas Day, Sardi había descripto la necesidad del sistema de avanzar de forma urgente en los proyectos de separación de líquidos de gas natural asociado. De hecho, sostuvo que, de no hacerlo, la industria se hubiera visto obligada a cortar la producción de petróleo en Vaca Muerta.
“La mayor producción va a tener un gas asociado con un nivel de calidad realmente alto. Si esos productos no se extraen del gas natural, va a generar problemas, no van a poder entrar al gasoducto y van a tener que cortar la producción de petróleo”, había descripto.
El Proyecto NGLs, entonces, buscará dar respuesta a ese futuro cuello de botella que podría limitar el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar el crecimiento exportador del país. Su ejecución contempla:
La construcción de un gasoducto de segregación de corrientes de gases de aproximadamente 100 km,
Nuevas instalaciones de Procesamiento de Gas en la Planta Tratayén,
La construcción de un poliducto entre Tratayén y Bahía Blanca y de una planta de fraccionamiento y una planta de almacenamiento de productos en Bahía Blanca,
Obras complementarias en la terminal marítima para su exportación.
En la práctica, el proyecto permitirá viabilizar el aumento de la producción de crudo y adecuar el gas asociado para su transporte a través de los gasoductos troncales y de exportación. Finalmente, se prevee que durante los 4 años de ejecución de la obra se generen cerca de 4.000 puestos de trabajo directos y 15.000 indirectos.
El avance del shale oil neuquino sobre la producción nacional está modificando la estructura de abastecimiento del sistema de refinación y, en consecuencia, la demanda de insumos petroquímicos y servicios industriales asociados.
La mayor participación del crudo Medanito, de menor densidad y diferente composición respecto de los crudos convencionales históricos, obliga a las refinerías a recalibrar procesos, modernizar instalaciones y adecuar unidades de conversión para maximizar rendimientos y sostener márgenes operativos.
El cambio en la composición del crudo disponible impacta directamente en la petroquímica, que depende de corrientes intermedias y subproductos de la refinación para su producción.
La transición hacia un crudo más liviano modifica los balances de naftas, gasoil, gasolinas naturales y corrientes de destilación que alimentan a las plantas petroquímicas, lo que exige inversiones en flexibilidad operativa y en sistemas de separación y tratamiento.
Las refinerías argentinas iniciaron en los últimos años un proceso de modernización que incluye nuevas unidades de proceso, mejoras en almacenamiento, digitalización de operaciones y optimización energética. La refinería de Campana, operada por Axion Energy, es uno de los casos más representativos.
La planta, históricamente abastecida por crudos pesados de la Cuenca del Golfo San Jorge, debió adaptar su estrategia de procesamiento ante el declino natural de esos yacimientos y el crecimiento sostenido del shale oil neuquino.
La integración entre producción y refinación permitió avanzar en una transición gradual hacia una mayor participación del crudo Medanito en la dieta de procesamiento.
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Este cambio requiere ajustes en torres de destilación, balances de hidrógeno, sistemas de craqueo y unidades de hidrotratamiento, además de inversiones en control avanzado de procesos y reutilización de calor residual para mejorar la eficiencia energética.
El sector destaca que la industria logró reducir de manera significativa las paradas no programadas y alcanzar niveles récord de confiabilidad operativa. Sin embargo, la nueva etapa exige optimizar la eficiencia molecular de cada barril procesado, orientando cada corriente hacia el producto de mayor valor económico.
Este enfoque impacta de manera directa en la petroquímica, que depende de corrientes específicas para sostener su producción y ampliar su capacidad.
La adaptación tecnológica y las inversiones en flexibilidad operativa generan una demanda creciente de bienes y servicios industriales. La transición hacia crudos livianos requiere equipamiento especializado, ingeniería de procesos, instrumentación, válvulas, bombas, sistemas de control, servicios de mantenimiento, logística industrial y adecuaciones en infraestructura energética.
La cadena de proveedores vinculada a la petroquímica se convierte así en un componente central para sostener la modernización del sistema.
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El crecimiento de Vaca Muerta no solo transforma la producción de petróleo y gas, sino que reconfigura toda la cadena industrial asociada al downstream.
La petroquímica aparece como un eslabón crítico para capturar valor agregado y acompañar la expansión energética. La disponibilidad de corrientes livianas y la necesidad de maximizar rendimientos impulsan inversiones que fortalecen la integración entre refinación, petroquímica y proveedores industriales.
La consolidación de esta nueva etapa depende de la capacidad del sistema para sostener inversiones de largo plazo, desarrollar recursos humanos especializados y asegurar la disponibilidad de infraestructura adecuada.
La modernización de las refinerías y la adaptación de la petroquímica al crudo de Vaca Muerta configuran un escenario en el que la cadena de proveedores industriales adquiere un rol determinante para el desarrollo energético del país.
La constitución de Unconventional Resources S.A., publicada en el Boletín Oficial del 10 de junio, incorpora un nuevo vehículo societario al mapa de Vaca Muerta. La compañía fue creada con un capital inicial de $30 millones y un objeto social que habilita operaciones en toda la cadena de valor de los hidrocarburos, con foco en recursos no convencionales.
La estructura accionaria reparte el control casi en partes iguales entre Vista Energy y Trafigura Holding SARL, que poseen cada una el 49% del capital, mientras que el 2% restante quedó en manos de los ejecutivos Diego Celaá y Sebastián Maggio.
El estatuto de la nueva sociedad permite intervenir en exploración y explotación de petróleo y gas convencional y no convencional, perforación y fractura hidráulica, procesamiento, refinación, transporte, almacenamiento y exportación de hidrocarburos.
También habilita la participación en proyectos de generación eléctrica, iniciativas petroquímicas, desarrollos vinculados al gas natural licuado y obras de infraestructura energética, incluyendo oleoductos, gasoductos, poliductos y terminales de exportación.
La presidencia de Unconventional Resources quedó a cargo de Pablo Daniel De Michelis, en representación de Vista, mientras que la vicepresidencia será ejercida por Carlos Firpo, designado por Trafigura.
La configuración de autoridades refleja el esquema de control compartido entre ambas compañías y la intención de articular capacidades operativas y comerciales en un mismo vehículo corporativo.
Vista Energy aporta su experiencia en el desarrollo de yacimientos no convencionales de la Cuenca Neuquina. La empresa concentra sus principales activos en áreas como Bajada del Palo Oeste, Bajada del Palo Este y Aguada Federal, donde se ubican algunos de los bloques de shale oil más productivos del país.
Su estrategia se ha orientado a incrementar la producción y consolidar un perfil exportador, con presencia en los mercados internacionales a través de su cotización en las bolsas de Nueva York y México.
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Trafigura, por su parte, opera como uno de los mayores traders globales de materias primas, con actividades que abarcan petróleo, derivados, gas natural, metales y minerales. Su negocio incluye logística, almacenamiento, transporte marítimo, infraestructura portuaria y financiamiento de operaciones.
En Argentina, su principal plataforma es Puma Energy, que gestiona una red de estaciones de servicio, terminales y plantas logísticas, además de participar en la exportación de crudo y en el comercio internacional de energía.
La creación de Unconventional Resources permite combinar la capacidad operativa de Vista en el upstream de Vaca Muerta con la potencia financiera y logística de Trafigura en los mercados globales.
El alcance del objeto social indica que la sociedad no fue diseñada únicamente para operar áreas petroleras, sino para intervenir en proyectos de infraestructura, exportación y desarrollo energético de mayor escala, tanto en Argentina como en el exterior.
El vehículo societario está habilitado para participar en joint ventures, contratos de operación conjunta, acuerdos de farm-in y farm-out, adquisiciones de activos y asociaciones estratégicas.
Esta flexibilidad le permite adaptarse a distintas oportunidades de negocio en un contexto en el que Vaca Muerta atraviesa un ciclo de expansión de producción, exportaciones y obras de transporte como Duplicar, el Oleoducto Trasandino y VMOS, además de proyectos de GNL en evaluación.
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La constitución de la nueva compañía se produce en un momento en que el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) abre una ventana específica para proyectos de gran escala vinculados con energía, infraestructura y exportaciones.
La amplitud del estatuto sugiere que los socios buscaron construir una plataforma capaz de adquirir activos, participar en licitaciones, desarrollar terminales y oleoductos, o integrarse a futuros proyectos de gas natural licuado.
La estructura accionaria, con participaciones equivalentes y control compartido, refuerza la lectura de una alianza de largo plazo orientada a capturar la próxima etapa de crecimiento de Vaca Muerta.
Aunque todavía no se anunciaron activos concretos bajo la órbita de Unconventional Resources, en el mercado energético la creación de la sociedad es interpretada como un movimiento relevante en la competencia por el negocio no convencional y por la infraestructura que acompañará el aumento de la producción y las exportaciones en la cuenca.
El Atlántico Sur presenta dos regímenes jurídicos diferenciados que suelen ser tratados de manera imprecisa en el debate público. La Cuenca Malvinas Norte se encuentra bajo control británico de facto y es reclamada por Argentina, mientras que la Cuenca Malvinas Oeste y la Cuenca Marina Austral operan dentro de la jurisdicción argentina reconocida por las Naciones Unidas.
La distinción entre ambas áreas es determinante para evaluar la legalidad de las actividades hidrocarburíferas y el alcance de las sanciones vigentes.
El marco internacional aplicable está definido por la Resolución 2065 (XX) y la Resolución 31/49 de la Asamblea General de la ONU, que reconocen la existencia de una disputa de soberanía y exhortan a las partes a no introducir modificaciones unilaterales mientras esta persista.
En este contexto, Argentina considera ilegítima toda actividad de exploración y explotación realizada en la Cuenca Malvinas Norte sin autorización de Buenos Aires.
A este esquema se suma la decisión de la Comisión de Límites de la Plataforma Continental (CLPC), que en 2016 aprobó la presentación argentina para extender la plataforma continental hasta las 350 millas. La resolución reconoce la continuidad geológica de la plataforma argentina, incluyendo áreas marítimas que rodean las islas.
Sin embargo, la CLPC no tiene competencia para pronunciarse sobre disputas de soberanía, por lo que toda zona vinculada a Malvinas quedó expresamente sujeta al principio de “sin perjuicio” de la controversia. El reconocimiento técnico de la plataforma no modifica el estatus político de la disputa ni implica validación o invalidación de licencias otorgadas por el Reino Unido.
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En el plano interno, la Ley 26.659 establece un régimen específico para las empresas que operen en áreas en disputa bajo licencias emitidas por el gobierno isleño.
La norma prevé inhabilitaciones administrativas de entre 5 y 20 años, multas equivalentes al valor de la producción obtenida y la imposibilidad de participar en licitaciones o proyectos dentro del territorio continental argentino. La Secretaría de Energía mantiene un registro público de entidades alcanzadas por este régimen.
Las compañías sancionadas incluyen a Rockhopper Exploration, Borders & Southern, Argos Resources, Desire Petroleum, Falkland Oil and Gas, Premier Oil —hoy Harbour Energy—, dos razones sociales de Noble Energy, Edison International y Navitas Petroleum.
La incorporación de Navitas responde a su rol como operador mayoritario del proyecto Sea Lion, ubicado en la Cuenca Malvinas Norte.
Sea Lion constituye el principal desarrollo hidrocarburífero en el área en disputa. Se trata de un descubrimiento de petróleo en aguas profundas, con recursos contingentes significativos y un plan de desarrollo basado en una unidad FPSO. La iniciativa no cuenta con reconocimiento argentino y se encuentra alcanzada por las sanciones previstas en la Ley 26.659.
La actividad se desarrolla bajo licencias otorgadas por el gobierno isleño y carece de validez jurídica para Argentina.
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En contraste, los proyectos ubicados en la Cuenca Marina Austral y en la Cuenca Malvinas Oeste operan dentro de la jurisdicción argentina. El caso más relevante es el proyecto Fénix, desarrollado por TotalEnergies, Wintershall Dea y Pan American Sur, que aporta volúmenes de gas firmes al sistema energético nacional.
Estas operaciones se encuentran plenamente habilitadas, dado que se desarrollan en áreas reconocidas internacionalmente como parte de la plataforma continental argentina.
La diferenciación entre ambas zonas también se extiende a los bloques offshore adjudicados en la Cuenca Argentina Norte. El bloque MLO-123, operado por TotalEnergies, YPF y Equinor, continúa en fase de estudios sísmicos dentro del marco regulatorio argentino.
Los bloques vecinos fueron abandonados por otras compañías tras resultados geológicos insuficientes, sin implicancias legales.
En relación con Harbour Energy, la empresa se retiró del proyecto Sea Lion en 2021 y no participa actualmente en actividades en áreas en disputa.
Su presencia en proyectos de gas en Tierra del Fuego se desarrolla dentro de la legalidad vigente, dado que la sanción prevista por la Ley 26.659 se aplica a actividades en zonas bajo reclamo y no impide operar en áreas bajo jurisdicción argentina cuando la compañía no mantiene participación en proyectos ilegítimos.
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La aplicación del régimen sancionatorio es competencia exclusiva del Estado nacional. Las provincias no tienen facultades para habilitar ni deshabilitar empresas alcanzadas por la Ley 26.659, ni para modificar el estatus jurídico de las actividades en disputa. La coordinación Nación–Provincia es necesaria para asegurar coherencia en la política hidrocarburífera, pero no altera el alcance de la normativa nacional.
El marco legal vigente establece con claridad qué operaciones son legítimas y cuáles no. Las actividades en la Cuenca Malvinas Norte carecen de reconocimiento argentino y están sujetas a sanciones.
Las operaciones en la Cuenca Marina Austral, la Cuenca Malvinas Oeste y la Cuenca Argentina Norte se desarrollan dentro de la jurisdicción argentina y forman parte del régimen regulatorio ordinario. La distinción entre ambas áreas es esencial para evitar interpretaciones erróneas y para sostener una política de Estado consistente en materia de soberanía y recursos naturales.
Autoridades de Argentina y Chile mantuvieron en Añelo una agenda bilateral centrada en el suministro de gas natural desde Vaca Muerta, la consolidación de corredores logísticos transcordilleranos y el posicionamiento de la Región del Biobío como nodo estratégico para la integración energética.
La reunión forma parte de un esquema de cooperación que ambos países buscan profundizar en función del crecimiento de la producción neuquina y de la necesidad chilena de asegurar abastecimiento firme para su sistema eléctrico e industrial.
La delegación chilena estuvo encabezada por el gobernador del Biobío, Sergio Giacaman, acompañado por funcionarios nacionales, entre ellos la ministra de Energía, Ximena Rincón, y el canciller José Francisco Pérez Mackenna. Por parte de Argentina participaron autoridades de la Provincia del Neuquén y representantes del sector energético.
La actividad se desarrolló en Añelo y continuará en la ciudad de Neuquén, luego de que las condiciones climáticas impidieran realizar la cumbre en el Paso Pichachén, previsto inicialmente como sede del encuentro.
La agenda bilateral incluyó el análisis del suministro de gas desde Vaca Muerta hacia Chile, en un contexto en el que el país trasandino busca diversificar fuentes y reducir su dependencia del gas natural licuado importado.
La región del Biobío cuenta con infraestructura existente para recibir gas argentino a través del Gasoducto del Pacífico y mantiene conexión con Argentina mediante el Oleoducto Trasandino, lo que facilita la integración energética entre ambas jurisdicciones.
Las autoridades chilenas destacaron el interés en avanzar hacia esquemas de abastecimiento que permitan complementar la matriz eléctrica del país, caracterizada por una alta participación de energías renovables que requieren respaldo térmico.
La disponibilidad de gas neuquino en períodos de mayor oferta constituye un elemento relevante para la planificación energética chilena y para la estabilidad de su sistema.
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El encuentro también abordó la situación del Paso Internacional Pichachén, considerado por ambos gobiernos como un corredor prioritario para el desarrollo logístico entre Neuquén y el Biobío. La agenda incluyó la evaluación de obras viales, equipamiento para operación invernal, mejoras en infraestructura aduanera y la posibilidad de avanzar hacia un esquema de funcionamiento anual.
La consolidación del paso permitiría fortalecer el intercambio comercial y facilitar el tránsito de cargas vinculadas a la industria energética.
La presencia de funcionarios nacionales chilenos en la reunión refleja el interés del país en elevar la integración energética a un nivel estratégico. La ministra Rincón y el canciller Pérez Mackenna coincidieron en que el desarrollo de Vaca Muerta abre oportunidades para ampliar la cooperación bilateral y para profundizar la articulación entre ambas economías.
La visita a Añelo permitió a la delegación conocer de primera mano la infraestructura y los proyectos asociados al crecimiento de la cuenca.
La Provincia del Neuquén destacó que la integración energética con Chile se enmarca en una estrategia más amplia que incluye la ampliación de la capacidad de transporte de gas, la diversificación de mercados y la consolidación de corredores logísticos que conecten la producción neuquina con puertos del Pacífico.
La articulación con el Biobío se presenta como un componente central de esa estrategia, dada la infraestructura portuaria y la capacidad industrial de la región chilena.
La reunión en Añelo se inscribe en un proceso de cooperación que combina intereses energéticos, logísticos y comerciales. El crecimiento de la producción de gas en Vaca Muerta y la necesidad chilena de contar con abastecimiento firme generan un marco favorable para avanzar en acuerdos de mediano plazo.
La consolidación del Paso Pichachén y la integración del Biobío como nodo logístico aparecen como elementos clave para sostener ese proceso.
Transportadora de Gas del Sur (TGS) avanzó en la etapa final de documentación para el desarrollo del complejo de procesamiento de líquidos del gas natural (NGLs) asociado a Vaca Muerta, una inversión estimada en USD 3.000 millones que busca resolver el principal cuello de botella que enfrenta la producción de hidrocarburos en la cuenca.
El proyecto apunta a captar, transportar y fraccionar propano, butano y gasolinas naturales provenientes del gas asociado que acompaña el crecimiento del petróleo no convencional.
La iniciativa contempla la construcción de una planta de acondicionamiento en Tratayén, un sistema de transporte de líquidos hacia Bahía Blanca y la ampliación del complejo de fraccionamiento en esa ciudad, junto con adecuaciones portuarias para exportación. El esquema permitirá procesar alrededor de 2,7 millones de toneladas anuales de NGLs y generar exportaciones estimadas en USD 1.200 millones por año, según cálculos del sector.
El CEO de TGS, Oscar Sardi, señaló que la expansión de la capacidad de evacuación de crudo mediante obras como Duplicar, la reactivación del Oleoducto Trasandino y la futura entrada en operación del VMOS incrementará de manera significativa la producción de petróleo. Ese crecimiento traerá aparejado un mayor volumen de gas asociado con alto contenido de líquidos, cuya composición excede la capacidad actual de tratamiento y transporte del sistema.
El ejecutivo advirtió que, sin nueva infraestructura de procesamiento, el gas rico no podrá ingresar a los gasoductos existentes y obligará a restringir la producción de petróleo.
La limitación no proviene del recurso ni de la capacidad de perforación, sino de la imposibilidad de manejar el volumen de líquidos presentes en el gas asociado. La extracción de propano, butano y gasolina natural es condición necesaria para que el gas cumpla las especificaciones técnicas del sistema de transporte.
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El proyecto de NGLs busca corregir ese desfasaje entre el ritmo de crecimiento del shale y la infraestructura disponible. La planta de Tratayén permitirá separar y acondicionar el gas rico, mientras que el gasoducto de líquidos transportará la mezcla hacia Bahía Blanca para su fraccionamiento.
La ampliación del complejo de Cerri y las adecuaciones portuarias completan el esquema logístico que habilitará la exportación de los productos obtenidos.
La construcción del complejo demandará aproximadamente 45 meses, por lo que su entrada en operación se proyecta para fines de 2029 o comienzos de 2030. Durante ese período, TGS evalúa soluciones transitorias para evitar restricciones en la producción.
Entre ellas se encuentra la construcción de un gasoducto paralelo de 100 kilómetros para separar corrientes de gas seco y gas rico dentro de Vaca Muerta, lo que permitiría liberar capacidad en la planta de acondicionamiento existente.
El sistema actual de gasoductos internos en la cuenca, de unos 180 kilómetros, mezcla gases con distintos niveles de riqueza, lo que limita la eficiencia del tratamiento. La separación temprana de corrientes permitiría manejar parte del volumen sin necesidad de acondicionamiento completo, reduciendo la presión sobre las instalaciones de TGS hasta la puesta en marcha del proyecto principal.
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El desarrollo del complejo de NGLs cuenta con el respaldo de los principales productores de Vaca Muerta, entre ellos YPF, que aprobó su incorporación como cargador de gas para abastecer la futura infraestructura. La participación de los operadores es un elemento central para asegurar la viabilidad económica del proyecto y para sostener el crecimiento de la producción en la cuenca.
El proyecto representa la mayor inversión industrial vinculada al procesamiento de gas natural en Argentina y se integra a la estrategia de ampliación de la capacidad exportadora del sector energético. Su ejecución permitirá evitar restricciones en la producción de petróleo, aumentar la disponibilidad de gas tratado y generar un flujo adicional de exportaciones de líquidos.
La consolidación del complejo de NGLs como infraestructura habilitante para Vaca Muerta responde a una necesidad estructural del sistema energético. La capacidad de procesar gas rico determinará el ritmo de crecimiento del petróleo y del gas en los próximos años. La puesta en marcha del proyecto permitirá sostener la expansión de la cuenca y evitar que la falta de infraestructura limite el desarrollo de los recursos no convencionales.
Un petrolero fue inmovilizado por Estados Unidos en el Golfo de Omán tras ignorar el bloqueo, según informó el Comando Central estadounidense (CENTCOM).
Según el CENTCOM, la aviación estadounidense abrió fuego contra un petrolero en el Golfo de Omán la madrugada del miércoles, después de que supuestamente ignorara los llamamientos para que cumpliera con el bloqueo estadounidense a los puertos iraníes.
El buque M/T Settebello, con bandera de Palaos, transportaba petróleo procedente de Irán. Estados Unidos ha bloqueado la entrada y salida de todos los buques de los puertos iraníes.
Las fuerzas de #EEUU inhabilitaron un buque petrolero en el golfo de Omán, el segundo día consecutivo en el que las fuerzas estadounidenses atacan un navío que desacató el bloqueo naval en curso de Estados Unidos contra todos los puertos iraníes, informó el Comando Central de… pic.twitter.com/PtN84nDP3l
Anteriormente, el Ministerio de Asuntos Exteriores de la India informó que tres tripulantes del Settebello estaban desaparecidos tras un ataque. Veintiún tripulantes fueron rescatados del barco, según la embajada. No se atribuyó la responsabilidad del ataque.
El CENTCOM compartió en redes sociales un vídeo del ataque, en el que se ve cómo los aviones impactan contra el motor del barco y, a continuación, cómo la embarcación queda a la deriva en el golfo, inutilizada, con una gran columna de humo.
Un petrolero fue inmovilizado por Estados Unidos en el Golfo de Omán tras ignorar el bloqueo, según informó el Comando Central estadounidense (CENTCOM).
Según el CENTCOM, la aviación estadounidense abrió fuego contra un petrolero en el Golfo de Omán la madrugada del miércoles, después de que supuestamente ignorara los llamamientos para que cumpliera con el bloqueo estadounidense a los puertos iraníes.
El buque M/T Settebello, con bandera de Palaos, transportaba petróleo procedente de Irán. Estados Unidos ha bloqueado la entrada y salida de todos los buques de los puertos iraníes.
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Anteriormente, el Ministerio de Asuntos Exteriores de la India informó que tres tripulantes del Settebello estaban desaparecidos tras un ataque. Veintiún tripulantes fueron rescatados del barco, según la embajada. No se atribuyó la responsabilidad del ataque.
El CENTCOM compartió en redes sociales un vídeo del ataque, en el que se ve cómo los aviones impactan contra el motor del barco y, a continuación, cómo la embarcación queda a la deriva en el golfo, inutilizada, con una gran columna de humo.
La discusión por la eliminación del régimen de zona fría y la consecuente suba de las tarifas de gas sumó un nuevo capítulo en el Congreso de la Nación. Intendentes bonaerenses mantuvieron una reunión con senadores y diputados nacionales de Fuerza Patria para expresar su rechazo a un proyecto que, según advierten, podría traducirse en fuertes aumentos para millones de usuarios en distintas regiones del país.
El encuentro se realizó en la previa del tratamiento de la iniciativa en el Senado y tuvo como eje la defensa de los descuentos que actualmente reciben hogares ubicados en zonas de bajas temperaturas. Como parte de la actividad, los jefes comunales entregaron un petitorio respaldado por miles de firmas recolectadas en sus distritos durante las últimas semanas.
Entre los legisladores que participaron de la reunión estuvieron los senadores nacionales Eduardo “Wado” de Pedro y Juliana Di Tullio, además de las diputadas y diputados Cecilia Moreau, Victoria Tolosa Paz, Agustina Propato, Jimena López, Facundo Moyano, Marina Salzmann y Sabrina Selva.
La convocatoria reunió a intendentes de distintos puntos de la provincia de Buenos Aires, entre ellos Gustavo Barrera (Villa Gesell), Sebastián Ianantuoni (General Alvarado), Maximiliano Wesner (Olavarría), Nelson Sombra (Azul), Cecilio Salazar (San Pedro), Iván Villagrán (Carmen de Areco) y Pablo Garate (Tres Arroyos). También participaron el presidente de la Cámara de Diputados bonaerense, Alejandro Dichiara, y el diputado provincial Mariano Cascallares.
Los intendentes sostienen que la modificación del esquema vigente impactaría sobre 94 municipios bonaerenses y provocaría incrementos significativos en las facturas de gas en plena temporada invernal. En ese sentido, advirtieron que la medida podría profundizar las dificultades económicas que atraviesan numerosos hogares, comercios y pequeñas empresas.
La campaña para sostener el beneficio comenzó a tomar forma a fines de mayo durante un encuentro de dirigentes de la quinta sección electoral bonaerense. Desde entonces, la iniciativa sumó adhesiones en distintos distritos de la provincia, donde se desarrollaron actividades de difusión, recolección de firmas y presentaciones en concejos deliberantes con el objetivo de visibilizar el impacto que tendría una eventual modificación del régimen.
La discusión por la eliminación del régimen de zona fría y la consecuente suba de las tarifas de gas sumó un nuevo capítulo en el Congreso de la Nación. Intendentes bonaerenses mantuvieron una reunión con senadores y diputados nacionales de Fuerza Patria para expresar su rechazo a un proyecto que, según advierten, podría traducirse en fuertes aumentos para millones de usuarios en distintas regiones del país.
El encuentro se realizó en la previa del tratamiento de la iniciativa en el Senado y tuvo como eje la defensa de los descuentos que actualmente reciben hogares ubicados en zonas de bajas temperaturas. Como parte de la actividad, los jefes comunales entregaron un petitorio respaldado por miles de firmas recolectadas en sus distritos durante las últimas semanas.
Entre los legisladores que participaron de la reunión estuvieron los senadores nacionales Eduardo “Wado” de Pedro y Juliana Di Tullio, además de las diputadas y diputados Cecilia Moreau, Victoria Tolosa Paz, Agustina Propato, Jimena López, Facundo Moyano, Marina Salzmann y Sabrina Selva.
La convocatoria reunió a intendentes de distintos puntos de la provincia de Buenos Aires, entre ellos Gustavo Barrera (Villa Gesell), Sebastián Ianantuoni (General Alvarado), Maximiliano Wesner (Olavarría), Nelson Sombra (Azul), Cecilio Salazar (San Pedro), Iván Villagrán (Carmen de Areco) y Pablo Garate (Tres Arroyos). También participaron el presidente de la Cámara de Diputados bonaerense, Alejandro Dichiara, y el diputado provincial Mariano Cascallares.
Los intendentes sostienen que la modificación del esquema vigente impactaría sobre 94 municipios bonaerenses y provocaría incrementos significativos en las facturas de gas en plena temporada invernal. En ese sentido, advirtieron que la medida podría profundizar las dificultades económicas que atraviesan numerosos hogares, comercios y pequeñas empresas.
La campaña para sostener el beneficio comenzó a tomar forma a fines de mayo durante un encuentro de dirigentes de la quinta sección electoral bonaerense. Desde entonces, la iniciativa sumó adhesiones en distintos distritos de la provincia, donde se desarrollaron actividades de difusión, recolección de firmas y presentaciones en concejos deliberantes con el objetivo de visibilizar el impacto que tendría una eventual modificación del régimen.
La secretaría de Energía, María Tettamanti, destacó que el Gobierno nacional busca que las facturas de gas tengan cierta previsibilidad para los usuarios residenciales evitando movimientos estacionales bruscos.
“Para dar más previsibilidad y estabilidad al consumidor, tratamos de que la factura sea lo más plana posible, haciendo que las diferencias se reflejen con mayor periodicidad y menos estacionalidad”, señaló la funcionaria que habló este miércoles en el Midstream & Gas Day que se realizó en la Ciudad de Buenos Aires.
Acerca del abastecimiento señaló que “desde el punto de vista físico, no hay grandes diferencias respecto del año pasado” porque “tenemos la misma capacidad de transporte, la misma capacidad de gas y la misma cantidad de barcos de GNL para regasificar”.
“Lo que cambió es cómo se gestiona esa comercialización y creemos que es posible una comercialización privada”, subrayó Tettamanti.
“Necesitamos un sector de energía que sea eficiente y eso se logra cuando los precios reflejan los costos y, en base a eso, el sector privado toma las decisiones de cuánto comprar y cuánto consumir”, indicó.
Asimismo, sostuvo que “en materia de energía no se puede gestionar en corto plazo. Las reglas para el año que viene ya están claras, ya sabemos cuáles son, y las empresas tienen que salir a jugar”.
Con relación al GNL afirmó que “la importación y regasificación del GNL alguien la paga y cuando el Estado subsidia no está claro quién lo hace y no se dan las señales adecuadas”.
A su vez remarcó que “el sector privado tiene que ver esas señales y tomar la mejor decisión de acuerdo a su situación particular” y advirtió: “las licenciatarias de transporte y distribuciones tienen claro sus derechos y obligaciones y tienen la obligación de hacer cumplir el corte a las industrias cuando viene la orden.
En referencia al precio del gas sostuvo que “todos los sectores, distribución, transporte e industria, tienen que planificar la compra y contractualuizar, se tienen que adelantar para conseguir los mejores precios”.
Con relación al GNC recordó que estos contratos “siempre fueron interrumpibles”. “Es el primero que se interrumpe, lo importante con esto es que todos ahora pueden pensar y planificar. Si las GNC o las industrias no quieren interrupciones que empiezan a gestionar con las transportistas y con las distribuidoras para empezar a ver cómo tienen más firme en los inviernos que viene”, recalcó la funcionaria.
La secretaría de Energía, María Tettamanti, destacó que el Gobierno nacional busca que las facturas de gas tengan cierta previsibilidad para los usuarios residenciales evitando movimientos estacionales bruscos.
“Para dar más previsibilidad y estabilidad al consumidor, tratamos de que la factura sea lo más plana posible, haciendo que las diferencias se reflejen con mayor periodicidad y menos estacionalidad”, señaló la funcionaria que habló este miércoles en el Midstream & Gas Day que se realizó en la Ciudad de Buenos Aires.
Acerca del abastecimiento señaló que “desde el punto de vista físico, no hay grandes diferencias respecto del año pasado” porque “tenemos la misma capacidad de transporte, la misma capacidad de gas y la misma cantidad de barcos de GNL para regasificar”.
“Lo que cambió es cómo se gestiona esa comercialización y creemos que es posible una comercialización privada”, subrayó Tettamanti.
“Necesitamos un sector de energía que sea eficiente y eso se logra cuando los precios reflejan los costos y, en base a eso, el sector privado toma las decisiones de cuánto comprar y cuánto consumir”, indicó.
Asimismo, sostuvo que “en materia de energía no se puede gestionar en corto plazo. Las reglas para el año que viene ya están claras, ya sabemos cuáles son, y las empresas tienen que salir a jugar”.
Con relación al GNL afirmó que “la importación y regasificación del GNL alguien la paga y cuando el Estado subsidia no está claro quién lo hace y no se dan las señales adecuadas”.
A su vez remarcó que “el sector privado tiene que ver esas señales y tomar la mejor decisión de acuerdo a su situación particular” y advirtió: “las licenciatarias de transporte y distribuciones tienen claro sus derechos y obligaciones y tienen la obligación de hacer cumplir el corte a las industrias cuando viene la orden.
En referencia al precio del gas sostuvo que “todos los sectores, distribución, transporte e industria, tienen que planificar la compra y contractualuizar, se tienen que adelantar para conseguir los mejores precios”.
Con relación al GNC recordó que estos contratos “siempre fueron interrumpibles”. “Es el primero que se interrumpe, lo importante con esto es que todos ahora pueden pensar y planificar. Si las GNC o las industrias no quieren interrupciones que empiezan a gestionar con las transportistas y con las distribuidoras para empezar a ver cómo tienen más firme en los inviernos que viene”, recalcó la funcionaria.
El presidente y CEO de la empresa petrolera de bandera YPF, Horacio Marín, dijo cuál es la estrategia de la compañía para los años venideros, enmarcada en el proyecto del Gas Natural Licuado (GNL), siendo eje y objetivo claro las exportaciones energéticas por millones de dólares. “YPF ya es la mitad de Ford y para 2030 va a ser una de las 20 petroleras más grandes del mundo”, vaticinó.
En el marco de un panel en el IAE Summit 2026, evento organizado por IAE Business School, Marín dijo que “hoy podemos decir que YPF es más grande que Halliburton y la mitad de Ford”. Y sumó: “A fin de año podemos tener una sorpresa” al referirse a las metas de la empresa con el proyecto del GNL como eje central y con Vaca Muerta como plataforma de ascenso.
Al respecto, Marín sostuvo que la Argentina prevé exportar más de USD 30.000 millones en energía para 2031. Sobre esto dijo que es una meta clara a alcanzar y que, para ello, “lo más importante fue haber puesto un objetivo país. Ahí rompimos esa posible grieta que había en la Argentina porque todos estamos empujando para el mismo lado”.
Y para lograr alcanzarla, explicó que el plan de YPF es cuadruplicar su valor en cuatro años, motivado en el desarrollo de cuatro hubs de producción en Vaca Muerta.
El desafío de Marín con YPF
“Es el proyecto más difícil que me va a tocar trabajar en mi vida. Armarlo y ejecutarlo es muy complejo desde todo punto de vista: desde lo técnico, lo comercial, lo financiero y lo jurídico”, subrayó el CEO de YPF. Sobre el proyecto, la empresa realiza el trabajo en 14 documentos de 300 páginas en total. Para el mismo se prevé iniciar el project finance, el cual será gestionado por el banco americano JP Morgan desde julio de este año con el claro objetivo de tener el esquema financiero definido antes de finales de 2026.
La cifra, en dólares, ronda el orden de los USD 24.000 millones de inversión en infraestructura. La misma abarcará la construcción de una planta de alrededor de 200 hectáreas. “Vamos a hacer una planta que es el 70% de la refinería de La Plata en cuatro años”, dijo Marín comparando la obra con la refinería de La Plata y aseguró que será “el project finance más grande de Latinoamérica en la historia”.
Si bien es complejo, también es ambicioso; Marín se mostró confiado y dijo que la solidez del RIGI, el deseo del mercado financiero internacional y el perfil de los socios de YPF en el proyecto son factores favorables para la realización.
Participé del #IAESummit2026, un espacio para reflexionar sobre el rol de la Argentina en un mundo que redefine su orden económico y energético.
Compartí los avances que estamos logrando en @YPFoficial. Este año alcanzaremos los 250 mil barriles propios por día, frente a los 95… pic.twitter.com/n4WHInbODD
Asimismo, sumó que el conflicto en Medio Oriente favoreció al país: “Estamos en una zona lejos de guerra. Desde 1800 hasta la fecha nunca hubo un conflicto que nos complique, entonces es un país seguro para proveer energía al mundo”.
Bahía Blanca, en la mira
En este punto, Marín contó qué planes tiene para incluir a la ciudad bonaerense en el negocio gasífero, la cual se consolidará en el marco de polo petroquímico y agroindustrial, bajo el proyecto de TGS de NGL y la posible expansión de la planta de Compañía Mega, siendo ambos pilares del abastecimiento del mercado local y sobre lo cual dijo que “con los dos proyectos en funcionamiento, vamos a estar en el orden de los 85 millones de metros cúbicos de capacidad de procesamiento”.
Además, Punta Colorada ingresa como polo exportador. En el lugar, YPF piensa construir una planta de 200 hectáreas invirtiendo USD 7.000 millones con el objetivo de procesar y exportar gas con valor agregado. En este sentido, Marín dijo que “todos los productos que nosotros generemos en Punta Colorada son productos de exportación”.
En este contexto, sumó que lo que se prevé comercializar con YPF, la empresa podría convertirse en el quinto exportador mundial de gas licuado de petróleo (GLP).
Por otro lado, sobre cuál fue el cambio más significativo de la compañía desde su llegada a la presidencia dijo que “lo más difícil era cambiar la cultura de YPF. Ese era el riesgo mayor. Una cosa es diagnosticar y otra es ejecutar”, dijo respecto, y añadió que “decimos que hay una sola palabra, que es superación. Es la única que vale”, advirtiendo que los términos éxito y fracaso se suprimieron del diccionario interno de la empresa.
Por último, Marín afirmó ante los mercados internacionales que “hace solamente 15 meses no teníamos nada de GNL. ¿Qué hicimos? Abrimos mercados” y cerró diciendo: “Antes no estábamos preparados, pasó Ucrania y no lo tomamos; hoy estamos preparados y estoy seguro de que el GNL va a ser una realidad y va a ayudar a cambiar a la Argentina”.
El presidente y CEO de la empresa petrolera de bandera YPF, Horacio Marín, dijo cuál es la estrategia de la compañía para los años venideros, enmarcada en el proyecto del Gas Natural Licuado (GNL), siendo eje y objetivo claro las exportaciones energéticas por millones de dólares. “YPF ya es la mitad de Ford y para 2030 va a ser una de las 20 petroleras más grandes del mundo”, vaticinó.
En el marco de un panel en el IAE Summit 2026, evento organizado por IAE Business School, Marín dijo que “hoy podemos decir que YPF es más grande que Halliburton y la mitad de Ford”. Y sumó: “A fin de año podemos tener una sorpresa” al referirse a las metas de la empresa con el proyecto del GNL como eje central y con Vaca Muerta como plataforma de ascenso.
Al respecto, Marín sostuvo que la Argentina prevé exportar más de USD 30.000 millones en energía para 2031. Sobre esto dijo que es una meta clara a alcanzar y que, para ello, “lo más importante fue haber puesto un objetivo país. Ahí rompimos esa posible grieta que había en la Argentina porque todos estamos empujando para el mismo lado”.
Y para lograr alcanzarla, explicó que el plan de YPF es cuadruplicar su valor en cuatro años, motivado en el desarrollo de cuatro hubs de producción en Vaca Muerta.
El desafío de Marín con YPF
“Es el proyecto más difícil que me va a tocar trabajar en mi vida. Armarlo y ejecutarlo es muy complejo desde todo punto de vista: desde lo técnico, lo comercial, lo financiero y lo jurídico”, subrayó el CEO de YPF. Sobre el proyecto, la empresa realiza el trabajo en 14 documentos de 300 páginas en total. Para el mismo se prevé iniciar el project finance, el cual será gestionado por el banco americano JP Morgan desde julio de este año con el claro objetivo de tener el esquema financiero definido antes de finales de 2026.
La cifra, en dólares, ronda el orden de los USD 24.000 millones de inversión en infraestructura. La misma abarcará la construcción de una planta de alrededor de 200 hectáreas. “Vamos a hacer una planta que es el 70% de la refinería de La Plata en cuatro años”, dijo Marín comparando la obra con la refinería de La Plata y aseguró que será “el project finance más grande de Latinoamérica en la historia”.
Si bien es complejo, también es ambicioso; Marín se mostró confiado y dijo que la solidez del RIGI, el deseo del mercado financiero internacional y el perfil de los socios de YPF en el proyecto son factores favorables para la realización.
Participé del #IAESummit2026, un espacio para reflexionar sobre el rol de la Argentina en un mundo que redefine su orden económico y energético.
Compartí los avances que estamos logrando en @YPFoficial. Este año alcanzaremos los 250 mil barriles propios por día, frente a los 95… pic.twitter.com/n4WHInbODD
Asimismo, sumó que el conflicto en Medio Oriente favoreció al país: “Estamos en una zona lejos de guerra. Desde 1800 hasta la fecha nunca hubo un conflicto que nos complique, entonces es un país seguro para proveer energía al mundo”.
Bahía Blanca, en la mira
En este punto, Marín contó qué planes tiene para incluir a la ciudad bonaerense en el negocio gasífero, la cual se consolidará en el marco de polo petroquímico y agroindustrial, bajo el proyecto de TGS de NGL y la posible expansión de la planta de Compañía Mega, siendo ambos pilares del abastecimiento del mercado local y sobre lo cual dijo que “con los dos proyectos en funcionamiento, vamos a estar en el orden de los 85 millones de metros cúbicos de capacidad de procesamiento”.
Además, Punta Colorada ingresa como polo exportador. En el lugar, YPF piensa construir una planta de 200 hectáreas invirtiendo USD 7.000 millones con el objetivo de procesar y exportar gas con valor agregado. En este sentido, Marín dijo que “todos los productos que nosotros generemos en Punta Colorada son productos de exportación”.
En este contexto, sumó que lo que se prevé comercializar con YPF, la empresa podría convertirse en el quinto exportador mundial de gas licuado de petróleo (GLP).
Por otro lado, sobre cuál fue el cambio más significativo de la compañía desde su llegada a la presidencia dijo que “lo más difícil era cambiar la cultura de YPF. Ese era el riesgo mayor. Una cosa es diagnosticar y otra es ejecutar”, dijo respecto, y añadió que “decimos que hay una sola palabra, que es superación. Es la única que vale”, advirtiendo que los términos éxito y fracaso se suprimieron del diccionario interno de la empresa.
Por último, Marín afirmó ante los mercados internacionales que “hace solamente 15 meses no teníamos nada de GNL. ¿Qué hicimos? Abrimos mercados” y cerró diciendo: “Antes no estábamos preparados, pasó Ucrania y no lo tomamos; hoy estamos preparados y estoy seguro de que el GNL va a ser una realidad y va a ayudar a cambiar a la Argentina”.
El Consorcio de Gestión del Puerto Dock Sud fue el epicentro de una operación logística de gran envergadura vinculada al proyecto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), el cual es impulsado por la petrolera de bandera YPF con el objetivo de ampliar la capacidad de transporte como exportación de los hidrocarburos provenientes de Vaca Muerta.
La tarea tuvo lugar en el muelle público del Puerto Dock Sud, donde se realizó la carga de 721 tubos de acero del buque MV Athanasia; del total, 658 contaban con revestimiento de hormigón. Dichos materiales forman parte de la infraestructura offshore que se instalará en Punta Colorada, provincia de Río Negro.
EL PUERTO DOCK SUD CONECTA LA INDUSTRIA BONAERENSE CON EL FUTURO ENERGÉTICO ARGENTINO Realizamos la carga de 721 tubos de acero —658 revestidos de hormigón— para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur de YPF Logística estratégica para el desarrollo energético del país. #VacaMuertapic.twitter.com/SEd1iBM9Pj
Al respecto, la presidenta del Consorcio, Mónica Litza, contó que “esta operación demuestra el valor estratégico de Dock Sud dentro de la cadena logística que acompaña el desarrollo energético argentino” y sumó que el puerto “aporta infraestructura, conectividad y capacidad operativa para proyectos que son fundamentales para el crecimiento del país”.
La operación que involucró a más de 10.100 toneladas de materiales provistos por SIAT/Tenaris, primeramente, llegó a Dock Sud, donde fueron almacenados en la zona fiscalizada de Loginter.
Posteriormente, parte de los tubos fue trasladada a la planta de Socotherm, ubicada en la localidad de Escobar, al norte del Conurbano bonaerense, donde se les realizó un revestimiento especial a base de hormigón antes de regresarlos a Dock Sud para su embarque final.
El trabajo conjunto fue realizado por distintos actores industriales, logísticos y energéticos como: SIAT/Tenaris en la provisión de los materiales; Tenaris/Loginter a cargo del acopio y estiba; Socotherm en el proceso industrial especializado; y Arendal en la coordinación logística y el transporte marítimo.
Luego, los materiales serán trasladados hasta San Antonio Este, ciudad desde la cual serán instalados mediante una embarcación especializada como parte de la infraestructura submarina del proyecto VMOS.
“El desarrollo necesita infraestructura, inversión y articulación entre el sector público y el sector privado. Esta operación refleja precisamente esa capacidad de trabajo conjunto”, añadió Litza.
A través de este tipo de trabajos, Dock Sud avanza en su consolidación como un nodo logístico estratégico a fin de acompañar proyectos productivos y energéticos de escala nacional y cada una de estas operaciones de esta magnitud confirma el rol del puerto de Avellaneda para vincular producción, industria, logística y desarrollo.
El Consorcio de Gestión del Puerto Dock Sud fue el epicentro de una operación logística de gran envergadura vinculada al proyecto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), el cual es impulsado por la petrolera de bandera YPF con el objetivo de ampliar la capacidad de transporte como exportación de los hidrocarburos provenientes de Vaca Muerta.
La tarea tuvo lugar en el muelle público del Puerto Dock Sud, donde se realizó la carga de 721 tubos de acero del buque MV Athanasia; del total, 658 contaban con revestimiento de hormigón. Dichos materiales forman parte de la infraestructura offshore que se instalará en Punta Colorada, provincia de Río Negro.
EL PUERTO DOCK SUD CONECTA LA INDUSTRIA BONAERENSE CON EL FUTURO ENERGÉTICO ARGENTINO Realizamos la carga de 721 tubos de acero —658 revestidos de hormigón— para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur de YPF Logística estratégica para el desarrollo energético del país. #VacaMuertapic.twitter.com/SEd1iBM9Pj
Al respecto, la presidenta del Consorcio, Mónica Litza, contó que “esta operación demuestra el valor estratégico de Dock Sud dentro de la cadena logística que acompaña el desarrollo energético argentino” y sumó que el puerto “aporta infraestructura, conectividad y capacidad operativa para proyectos que son fundamentales para el crecimiento del país”.
La operación que involucró a más de 10.100 toneladas de materiales provistos por SIAT/Tenaris, primeramente, llegó a Dock Sud, donde fueron almacenados en la zona fiscalizada de Loginter.
Posteriormente, parte de los tubos fue trasladada a la planta de Socotherm, ubicada en la localidad de Escobar, al norte del Conurbano bonaerense, donde se les realizó un revestimiento especial a base de hormigón antes de regresarlos a Dock Sud para su embarque final.
El trabajo conjunto fue realizado por distintos actores industriales, logísticos y energéticos como: SIAT/Tenaris en la provisión de los materiales; Tenaris/Loginter a cargo del acopio y estiba; Socotherm en el proceso industrial especializado; y Arendal en la coordinación logística y el transporte marítimo.
Luego, los materiales serán trasladados hasta San Antonio Este, ciudad desde la cual serán instalados mediante una embarcación especializada como parte de la infraestructura submarina del proyecto VMOS.
“El desarrollo necesita infraestructura, inversión y articulación entre el sector público y el sector privado. Esta operación refleja precisamente esa capacidad de trabajo conjunto”, añadió Litza.
A través de este tipo de trabajos, Dock Sud avanza en su consolidación como un nodo logístico estratégico a fin de acompañar proyectos productivos y energéticos de escala nacional y cada una de estas operaciones de esta magnitud confirma el rol del puerto de Avellaneda para vincular producción, industria, logística y desarrollo.
Jorge Scian, Inés Gerbaudo, Matías Kulfas y Lucas Erio debaten en la última emisión de Aguas Arriba, bajo la conducción de Florencia Barragán. Foto: Dan Damelio.
Matías Kulfas, ex ministro de Desarrollo Productivo; Lucas Erio, director de Hidrocarburos de Mendoza; Inés Gerbaudo, presidenta del Clúster de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba; y Jorge Scian, presidente de la Comisión de Energía de ADIMRA, coincidieron en Aguas Arriba en que el crecimiento de los sectores energético y minero representa una oportunidad estratégica para el país, aunque advirtieron que la explotación de esos recursos no garantiza automáticamente el desarrollo productivo.
Cuando energía por sí sola no alcanza
“Yo estoy muy contento con el despliegue de inversiones que estamos viendo en Vaca Muerta y en otras cuencas, también en el convencional que está reflotando y todo lo que se viene en minería. Pero el planteo principal es que, si una locomotora va sin vagones, se va a construir un país para poca gente”, afirmó Kulfas. El economista criticó la falta de una política industrial por parte del gobierno nacional, una herramienta que considera clave para desarrollar los mercados.
Ante esta ausencia, planteó que la discusión debe enfocarse en cómo lograr que las empresas industriales y de servicios especializados puedan incorporarse a las cadenas de valor de petróleo, gas y minería en condiciones competitivas, lo cual presenta dificultades cuando el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) “está desnivelando la cancha a favor del importador”.
«Nosotros necesitamos realmente que los recursos naturales sean palanca del desarrollo y que todo ese bienestar que se empieza a gestar en la cordillera también lo veamos en las ciudades, que es donde vive la mayor cantidad de gente en Argentina«, señaló.
El desafío de los proveedores
Desde el sector industrial, Jorge Scian e Inés Gerbaudo destacaron la capacidad de las empresas metalúrgicas e industriales de Buenos Aires y Córdoba para responder a las necesidades de los sectores de Oil & Gas y minería.
Según señalaron, las compañías hace años que invierten en tecnología, innovación, normas de calidad y capacidades productivas. Por eso, frente a la expansión prevista para la próxima década, el desafío no pasa por desarrollar entramado industrial desde cero, sino por integrarlo efectivamente a las cadenas de valor.
Ante esta realidad, ambos advirtieron que existe una fuerte contradicción entre los anuncios de inversión y la situación actual de buena parte de la industria manufacturera.
“Lo que se ve son dos países diferentes: uno con los proyectos RIGI que están aprobados, con los niveles de inversión que hay anunciados y la cantidad de proyectos en trámite, y por otro lado ves una caída en los niveles de actividad”, confirmó el empresario y presidente de la Comisión de Energía de ADIMRA. Según datos de la asociación, la utilización de la capacidad instalada de las empresas está hoy en un 40% y se registran niveles de desempleo.
Gerbaudo coincide en que hoy existen importantes desafíos para las empresas que quieren incorporarse a la cadena de valor. La presidenta del Clúster de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba afirma que, frente a este escenario, desde el clúster se enfocan en nichos de mercado y la necesidad de reconvertirse “para ir encontrando los puntos en donde se pueda tener un valor diferencial en cuanto a la presión de la competencia por importaciones”.
Matías Kulfas y Lucas Erio en Aguas Arriba. Foto: Dan Damelio.
En este sentido también destacó el trabajo conjunto entre empresas, universidades y centros tecnológicos para acompañar la transformación productiva de las empresas cordobesas.
El caso Mendoza: previsibilidad y seguridad jurídica al servicio de la industria
Desde Mendoza, Lucas Erio defendió la estrategia provincial para sostener la actividad hidrocarburífera convencional mientras se prepara para el desarrollo de Vaca Muerta en territorio mendocino.
El funcionario recordó que la provincia produce cerca del 9% de los hidrocarburos del país y cuenta con más de un siglo de trayectoria petrolera, una importante red de ductos, capacidad de refinación y una base de profesionales especializados.
Frente al desplazamiento de inversiones hacia Neuquén, Mendoza impulsó el denominado Plan Andes y avanzó con reducciones de regalías para mejorar la competitividad de las áreas convencionales.
Además, sostuvo que el rol del Estado provincial debe concentrarse en generar previsibilidad, seguridad jurídica e incentivos para que las inversiones derramen sobre la cadena de valor. “Estamos fuertemente orientando toda nuestra política energética, en este caso hidrocarburífera, en la competitividad de la industria”.
Bajo esta misma línea, Mendoza abre el juego a la actividad minera con PSJ Cobre Mendocino, el primer proyecto de explotación de cobre con declaración de impacto ambiental aprobado y ratificado por ley en la legislatura provincial, y a las energías renovables con la inauguración del parque solar El Quemado de YPF Luz.
“Que para el inversor no sea un factor de riesgo la política provincial es sumamente importante”, resumió.
Jorge Scian e Inés Gerbaudo en Aguas Arriba. Foto: Dan Damelio.
La articulación como respuesta
Los participantes coincidieron en que un primer paso para encarar los desafíos centrales de los próximos años será la articulación entre actores públicos y privados.
Para Kulfas, la decisión inmediata necesaria es implementar una política industrial que siente a todos los actores de la cadena productiva: “a las operadoras, al Estado nacional, a los sectores del Estado provincial, universidades y centros tecnológicos para diseñar esa política con objetivos claros”.
Scian, por su parte, sostuvo que la magnitud de las oportunidades asociadas a Vaca Muerta y la minería exige construir espacios de diálogo más amplios para coordinar esfuerzos a largo plazo. “Que se generen políticas industriales que sean de Estado, no de gobierno”, concluyó.
El diagnóstico compartido por los participantes fue claro: el crecimiento de Vaca Muerta y la minería abre una oportunidad inédita para la Argentina. Sin embargo, para que ese potencial se traduzca en desarrollo será necesario fortalecer la articulación entre empresas, Estado, universidades y centros tecnológicos, e incorporar a los proveedores locales a las cadenas de valor de los grandes proyectos de inversión.
Transportadora Gas del Norte (TGN) busca tomar en la segunda mitad de este año la decisión final de inversión (FID) en el proyecto de un nuevo gasoducto entre Neuquén y Córdoba con el objetivo de evacuar más gas natural desde Vaca Muerta. La confirmación del proyecto depende de que se alcance una demanda de al menos 13 millones de metros cúbicos diarios, según indicó el CEO de la compañía, Horacio Pizarro durante su participación en el Midstream & Gas Day de EconoJournal en un panel junto a Gerardo Gómez, CEO, Naturgy y Gerardo Zmijak, Director Comercial, de Trafigura.
El proyecto de TGN consiste de un gasoducto de 750 km que conectará Tratayén en Neuquén con La Carlota en Córdoba y la meta es tomar la decisión final antes de fin de año. “Tenemos mucho trabajo por hacer, tenemos que hablar con el mercado, ver los interesados y eventualmente en el segundo semestre hacer un proceso competitivo para ofrecer esta capacidad de transporte”, aseguró.
La empresa transportista ya está encarando la ingeniería básica del proyecto. En ese sentido, aún resta definir la capacidad final de transporte del gasoducto. “Lo haríamos en 36 pulgadas, dependiendo de la demanda que exista podría ser de menos. La idea es juntar un volumen mínimo para lanzar el proyecto de entre 13 y 15 MMm3. Después es ampliable, pero necesitamos juntar esa demanda para hacerlo realidad”, explicó Pizarro.
Entre los factores que están impulsando el proyecto se encuentran el rebalanceo de tarifasy el exitoso open season realizado a principios de año por Transportadora Gas del Sur (TGS) para vender capacidad de transporte en el proyecto de ampliación del Gasoducto Perito Moreno.
El gasoducto proyectado por TGN habilitaría más gas para potencialmente abastecer al norte del país, aunque se deben concluir las obras adicionales en el proyecto de reversión del Gasoducto Norte para elevar su capacidad actual de transporte de 15 a 19 MMm3/d. Pizarro apuntó que este último proyecto no depende necesariamente de la concreción del proyecto entre Tratayén y La Carlota.
“Hay un apetitivo por gas desde la cuenca hasta los centros de consumo. Nosotros tenemos la llave para llevar ese gas desde Neuquén a La Carlota, de ahí esta disponible para llevar al litoral, al norte y a la exportación”, evaluó.
La licitación del agregador comercial de GNL desde la perspectiva de Naturgy y Trafigura
Gómez, Pizarro y Zmijak, los speakers del panel «La puesta en valor del segmento regulado de gas natural: horizonte de mediano plazo y sinergias con nuevos negocios».
El gobierno nacional descartó este año el proceso licitatorio para contratar un agregador comercial privado que se encargase de la importación y gestión comercial del GNLpara este invierno en reemplazo de Enarsa. Naturgy y Trafigura fueron dos de las empresas que compitieron en esa licitación. Sus representantes, claro está, consideraron positiva la intención del gobierno de transferir la importación a un privado.
Al respecto, el Director Comercial de Trafigura, Gerardo Zmijak, explicó los riesgos que una empresa asume al importar GNL. “Por un lado, cuántos barcos traigo versus la tarifa a cobrar. El otro era el financiero y económico, relacionado con el tipo de cambio, el volumen comprado y la necesidad de abastecer a nuestros clientes”, dijo.
A su turno, el CEO de Naturgy, Gerardo Gómez, destacó que el proceso fue posible gracias a la normalización tarifaria y el establecimiento de reglas claras por parte del gobierno. “Más allá del resultado es una muy buena noticia para Argentina que un player internacional como Naturgy se haya presentado y ofertado un precio competitivo”, evaluó.
Naturgy en la región tiene presencia en los mercados de distribución de gas en México, Brasil y otros países. Gómez aseguró que sus operaciones en la Argentina desde el punto de vista de la eficiencia técnica y la capcidad del personal están en línea con la región. “El grupo esta llevando un plan de optimizacion y aplicación de buenas prácticas en el mercado internacional, en todas sus distribuidoras”, concluyó.
Dolores Brizuela, presidenta de Dow Argentina, destacó la competitividad que brinda Vaca Muerta para ampliar el desarrollo petroquímico en el país.
La presidenta de Dow Argentina, Dolores Brizuela, afirmó que si no existiese una sobreoferta mundial en el mercado petroquímico la compañía ya estaría considerando inversiones inminentes en el país. La declaración de la ejecutiva se dio tras participar de la inauguración de las obras de ampliación de la Compañía Mega, en el polo petroquímico de Bahía Blanca, una empresa estratégica de la que Dow es accionista junto a YPF y la brasileña Petrobras.
La riqueza del shale gas de Vaca Muerta permitió concretar la obra de ampliación que entró en su segunda etapa por un total de U$S650 millones, y que Brizuela consideró un elemento crítico que desbloqueó la agenda sectorial. «Esta obra se aprobó hace 3 años, cuando ya todos veíamos lo que Vaca Muerta tenía este potencial, pero que cada vez parece que se va acelerando más. Lo crítico es que el petróleo viene con gas asociado y si ese gas no se procesa, es un problema para crecer«.
«Sin esta obra en marcha seguramente sería un obstáculo para poder crecer en los próximos 2 años, por lo menos, hasta que vengan las obras nuevas. Y en ese sentido ya se trabaja para el nuevo proyecto de TGS, más la fase dos de Mega, así que es importante actuar a tiempo con estas inversiones», definió la ejecutiva de la compañía estadounidense.
Al evaluar el impacto de la ampliación en los activos de Dow, Brizuela detalló las limitaciones físicas de procesamiento que enfrenta la firma. «Consumimos el etano de Mega y ya hoy tenemos nuestra planta full. Es decir, nos estamos beneficiando como accionistas de la compañía, por la mayor capacidad que va a tener, pero no implica una mayor producción en Dow, donde nuestra capacidad ya está topiada«, puntualizó la ejecutiva, reflejando que el beneficio inmediato se concentra en la eficiencia de la cadena de valor.
Vaca Muerta permite pensar en nuevas inversiones
La abundancia de materias primas ricas provenientes del gas natural alimenta las proyecciones de desarrollo industrial a largo plazo para la filial local. «Todo el potencial que tiene Vaca Muerta, con la mayor cantidad de líquidos que ofrece, nos hace ilusionar en un medio y largo plazo donde podamos pensar también en la expansión«, sostuvo. Esta perspectiva técnica sitúa a la infraestructura de fraccionamiento como el cimiento indispensable sobre el cual la corporación proyecta la factibilidad de futuros módulos de producción petroquímica.
El verdadero freno para la concreción de nuevos proyectos de gran envergadura, explicó, radica en el desbalance del mercado global. «Hoy la industria petroquímica en general viene de varios años complicados; hay una sobreoferta enorme en el mundo. Entonces la realidad es que, si esa sobreoferta no existiese, estaríamos ya pensando en inversiones inminentes. Pero la realidad es que hoy hay una sobreoferta importante en muchas de las cadenas de valor», describió Brizuela.
Dolores Brizuela sobre una nueva inversión de Dow en la Argentina: «Constantemente la estamos evaluando, es ver cuándo es el timing adecuado»
Este exceso de capacidad instalada a nivel mundial encuentra su origen en la agresiva expansión industrial del continente asiático frente a una demanda que avanza con lentitud. Brizuela precisó que China construyó muchísima capacidad y la demanda global crece más lento, configurando una sobreoferta que requiere más tiempo de lo imaginado para alcanzar un equilibrio estructural. Bajo estas condiciones de mercado reprimido, las empresas globales maximizan la cautela sobre sus inversiones, dado que incorporar nuevos volúmenes a un ecosistema saturado erosionaría aún más los márgenes de rentabilidad.
Frente a este escenario adverso, la estrategia de la filial local de Dow consiste en posicionar las ventajas relativas del país dentro del mapa corporativo. «Estamos constantemente mostrando lo bueno que es el recurso acá, lo bueno que es nuestra operación, nuestro talento, las señales positivas que el país va dando. El RIGI, lo mostramos también como algo que esperamos para la petroquímica pueda extenderse un poco», explicó sobre el peso de los marcos de incentivo de largo plazo.
En ese sentido agregó: «Lo que estamos haciendo es mostrar nuestra competitividad, porque en esta sobreoferta que tiene el mundo, las plantas más ineficientes no son las de acá. Lo que tiene que pasar es que empiece a haber una racionalización de plantas en los lugares que tienen materia prima cara, energía cara, plantas más ineficientes; Europa y Asia tienen varios candidatos para empezar a cerrar«.
Finalmente, Brizuela delineó las condiciones que la casa matriz requiere para convalidar un programa de inversión de capital intensivo en la región. «El país tiene que terminar de dar esas señales de largo plazo que cualquier inversión de mucho valor necesita. Obviamente, queremos que la Argentina esté más estable, parecería que está en un camino de estabilización que nos ilusiona, pero lo principal es que el mundo necesite el producto. Constantemente la estamos evaluando; es ver cuándo es el timing adecuado«, concluyó la directiva de Dow.
La distribuidora Naturgy San Juan continuará al frente del servicio público de distribución de energía eléctrica en la provincia por un nuevo período de diez años, que se extenderá desde el próximo 22 de julio hasta 2036. Esta resolución se produjo tras la finalización del procedimiento administrativo que rige el contrato de concesión vigente y que estipula las pautas de control para el recambio o la extensión de los paquetes accionarios mayoritarios de la compañía.
La resolución de esta etapa institucional se concretó luego de que el Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE) declaró desierto el Concurso Público Internacional orientado a la venta del 51% del paquete de la sociedad. Al constatarse la ausencia de ofertas formales por parte de competidores, el marco regulatorio determinó la devolución de la garantía económica presentada por el actual operador y la ratificación automática de su gestión al frente de la distribuidora cuyana.
Para la compañía, este hito aporta un escenario de previsibilidad técnica y seguridad jurídica para el mercado energético regional. La finalización del proceso administrativo bajo condiciones de estricta transparencia regulatoria asegura que la transición hacia el tercer período contractual se desarrolle de manera ordenada, evitando las fricciones operativas que suelen acompañar a los procesos de transferencia de activos de infraestructura crítica en servicios públicos esenciales.
Con una estructura que atiende a más de 269.000 clientes a través de un tendido de 11.262 kilómetros de redes, la operación sanjuanina es uno de los verticales del negocio del Grupo Naturgy en la Argentina. A nivel nacional, el conglomerado multinacional gestiona una infraestructura que supera los 51.000 kilómetros entre redes de gas natural y electricidad, consolidando una cartera comercial que supera 2,5 millones de usuarios.
La compañía comunicó que la extensión contractual permitirá acelerar el Plan de Inversiones focalizadas en la resiliencia del sistema interconectado provincial ante la creciente demanda residencial, industrial y de proyectos de la minería metalífera de alta montaña.
Entre las obras principales se destacan la construcción y ampliación de estaciones transformadoras y la reingeniería de sistemas críticos mediante la renovación del software SCADA, la digitalización de las comunicaciones radiales y el despliegue del sistema GDA de monitoreo en tiempo real de los activos de red.
Asimismo, los compromisos de modernización comercial prevén la incorporación de soluciones de telemedición para grandes usuarios, terminales de autogestión con videollamada y la digitalización integral de la oficina virtual, apuntando a elevar los estándares de atención en todos los departamentos de la provincia.
La secretaria de Energía, María Tettamanti, se refirió al abastecimiento de gas natural en éste invierno señalando que “desde el punto de vista físico, no hay grandes diferencias respecto del año pasado. Tenemos la misma o mayor capacidad de producción, la misma capacidad de transporte, y al menos la misma cantidad de barcos (cargamentos) de GNL para regasificar. Lo que cambió es cómo se gestiona esa comercialización, y creemos que es posible una comercialización privada”.
Tettamanti sostuvo que “Necesitamos un sector energético eficiente, eso se logra cuando los precios reflejan los costos y, en base a eso, el sector privado (industrias) toma las decisiones de cuánto comprar y cuánto consumir”. “El Estado tiene que garantizar el cumplimiento de las normas y el sector privado, conociendo esas normas, tiene que salir a jugar”, agregó .
Acerca de eventuales cortes en el suministro en situaciones de alta demanda residencial (prioritaria a satisfacer) la Secretaria refirió que “las licenciatarias de transporte y distribución tienen claro sus derechos y obligaciones, y tienen la obligación de hacer cumplir el corte a las industrias cuando viene la orden”.
En lo que respecta al GNL, la funcionaria sostuvo que “la importación y regasificación del GNL alguien la paga y cuando el Estado subsidia no está claro quién lo hace y no se dan las señales adecuadas al mercado. El sector privado tiene que ver esas señales y tomar la mejor decisión de acuerdo a su situación particular”.
Con respecto a los precios del gas, Tettamanti sostuvo que “todos los sectores, distribución, transporte e industria, tienen que planificar la compra de gas y contractualizar, se tienen que adelantar para conseguir los mejores precios”.
“Lo que nosotros (la S.E.) tenemos que hacer, para garantizar que el gas abastezca el mercado local, es que los consumidores locales lo contraten. El sector privado, que es el que demanda gas, se tiene que mover, planificar y contractualizar la compra y el precio debe surgir de la competencia, no ser fijado por el Estado”.
Asimismo consideró que “las distribuidoras ya tienen las reglas claras, entonces pueden planificar a futuro y empezar a pensar no solo cómo abastecer su demanda prioritaria, sino en cómo hacer negocios con la Industria.
En declaraciones que formuló en el marco del “Midstream & Gas Day” (EconoJournal) Tettamanti consideró que “si algún sector industrial esta complicado (en sus costos) en esta transición económica no es culpa de la energía. La energía en este país es muy competitiva, y el incremento de costos de la energía por la guerra se dió en todos los países”.
En lo que respecta al GNC, Tettamanti describió que “el contrato de aprovisionamiento de GNC fue siempre interrumpible, es el primero que se interrumpe, lo importante con esto es que todos ahora pueden pensar y planificar”.
“Si las estaciones de GNC o las industrias no quieren interrupciones, que empiecen a gestionar con las transportistas y con las distribuidoras para empezar a ver cómo tienen más gas en firme en los inviernos que viene”, remarcó.
En otro orden, Tettamanti destacó la decisión del gobierno respecto del esquema de facturación del consumo de gas a lo largo del año, señalando que “para dar más previsibilidad y estabilidad al consumidor, tratamos de que la factura sea lo más plana posible, haciendo que las diferencias (de mayor consumo en invierno) se reflejen con mayor periodicidad y menos estacionalidad”.
Emilio Weber (Galileo Technologies), Camilo Rincón Ramírez (Insigth M a Zeitview Company), Jorge Argat (Palmero) y Emir Lorenzo (Stefanini Group). Foto: Dan Damelio.
El desarrollo de los hidrocarburos en la Argentina implica una oportunidad para el impulso de la cadena de valor vinculada a empresas de tecnología e innovación que ofrecen servicios a la industria y que están apalancadas por el gas natural. Este tema fue el eje principal del panel “Tecnología: desarrollos apalancados por gas natural”, del evento Midstream & Gas Day, organizado por EconoJournal.
La mesa contó con la participación de Emir Lorenzo, Operation Manager de la empresa Stefanini Group, Jorge Argat, gerente de Cotizaciones Técnicas de Palmero, Emilio Weber, director Comercial de Galileo Technologies, y Camilo Rincón Ramírez, Regional Business Manager Latam, Insigth M a Zeitview Company.
Los directivos de las tecnológicas apuntan a ofrecer servicios e insumos a las operadoras que desarrollan gas de Vaca Muerta para que ganen competitividad y logren una mejor eficiencia en sus operaciones.
En este sentido, Emir Lorenzo contó que la empresa Stefanini Group se encarga de servicios sobre integridad en comunicaciones, análisis de datos y transformación digital. “Trabajamos en la eficiencia en etapas como la perforación y workover, entre otras, y observamos que el nivel de ejecución de los proyectos de las operadoras va más lento de lo que se puede atacar, desarrollar. Es decir, nuestro análisis nos permite ver que tenemos un freno en la operación respecto a lo que se podría hacer. Esto se da principalmente porque hay un nivel de inspección para garantizar el trabajo de un proveedor que genera una limitación en el desarrollo de una operadora”, señaló Lorenzo.
Además, destacó que “lo que hacemos es acompañar a las operadoras en la falta que tienen en expertise del personal. Sumamos staff, ayuda con equipos técnicos y elevamos el conocimiento en la operación para una mejor eficiencia en el desarrollo. Tenemos 300 personas que trabajan en la cuenca Neuquina. Nuestros equipos trabajan en temas como infraestructura, ciberseguridad y transformación digital. Nuestra propuesta implica que la operadora se lleve valor agregado”.
Panel «Tecnología: desarrollos apalancados por gas natural», con directivos de Galileo Technologies, Insigth M a Zeitview Company, Palmero y Stefanini Group. Foto: Dan Damelio.
Apalancados por el gas
Por su parte, Jorge Argat contó que en la década del 80 la empresa Palmero produjo una innovación relevante para la industria petrolera de la Argentina al lograr la transformación de motores diésel a gas y fue una tecnológica clave para yacimientos de Mendoza, Río Negro, Chubut y Neuquén, sobre todos cercanos a la Cordillera de Los Andes donde no había red eléctrica. El avance tecnológico implicó un aprovechamiento del gas rico asociado para desarrollar equipos que tengan motores autónomos.
“Hoy estamos viendo un proceso similar en el desarrollo del gas en Vaca Muerta. Nosotros generamos electricidad con el gas, pero también lo comprimimos, lo utilizamos para el bombeo de agua, compresión de aire, entre otros servicios. Este desarrollo lo estamos realizando en alianza con empresas internacionales. Acabamos de poner en marcha una planta de generación con gas rico en el hub norte de Vaca Muerta”, indicó.
Asimismo, en el panel también participó Emilio Weber, que resaltó que “Galileo aporta tecnología en compresión, licuefacción, biogás y GNC”. La empresa está enfocada en el uso del Gas Natural Licuado (GNL) y ofrece una tecnología modular y de instalación rápida. “Galileo produce GNL hace más de 10 años”, recordó.
“Vemos una gran oportunidad en las inversiones que se están haciendo y que también se van a hacer para la exportación de GNL para llegar al mercado final. Queremos viabilizar mercados para que se beneficien del GNL. En la actualidad el uso del GNL implica un ahorro del 50% en el costo en comparación con el diésel. Esto en el sector de transporte es clave”, subrayó.
Además, Weber explicó que “una empresa puede tener un equipo de GNL en su propio predio con gas natural de la red que puede producir a un equivalente de 18.000 litros de diésel por día. Desde nuestra visión, la Argentina va a comenzar a vivir con el GNL lo que vivimos en la década del 90 con el GNC, que fue uno de los desarrollos más grandes de esta tecnología en el mundo. Esto impacta en los sectores de energía, en el transporte pesado, en la minería. El GNL es más económico, hoy el diésel tiene un precio de más de 40 dólares por millón de BTU”.
Logros en eficiencia operativa
Camilo Rincón Ramírez detalló que Insigth M a Zeitview Company cuenta con operaciones en transición energética, generación eólica y solar y transmisión eléctrica. “A diferencia de Estados Unidos que aplica multas por las emisiones de metano, vemos que en la Argentina y la región hay un mercado voluntario. Nosotros tuvimos que evolucionar nuestra tecnología que aplicábamos en Estados Unidos para desplegarla en la Argentina y Latinoamérica”.
Para esto, agregó, “desarrollamos un sistema para generar valor en nuestro negocio que consiste en realizar informes sobre las instalaciones de las empresas, donde identificamos necesidades en las operaciones. Por ejemplo, un transformador necesita tener una inspección según determina la regulación, pero, al mismo tiempo, se necesita hacer mediciones de metano. Nosotros fusionamos los dos aspectos y logramos una eficiencia operativa que permite una reducción de los cotos de un 70%. Es decir, hacemos mediciones de metano y medimos áreas de impacto ambiental. Esto implica ser más eficientes y generamos valor”.
Por último, Emir Lorenzo destacó que “tenemos que empezar a ver qué se hace en innovación y tecnología en otras industrias para poder llevarla a la de oil & gas. Por ejemplo, en ciberseguridad tenemos que observar qué están haciendo los bancos, que fueron los pioneros. Tenemos que comenzar a tener una integración con proveedores que tengan un conocimiento expandido”.
Weber de Galileo señaló que “en el transporte público también hay una oportunidad para el uso de la tecnología de GNL. El Enargas incorporó una regulación que antes no había. Próximamente va a haber camiones a GNL, que otros países de la región ya hay. Hoy una industria puede tener GNL y un equipo de regasificación y utilizarlo en su predio cuando lo necesite para evitar cortes”.
“Galileo ya está operativo en el desarrollo del GNL y GNC, pero lo que queda pendiente para desarrollar en la Argentina es el bioGNC y el bioGNL, que puede aportar soluciones específicas a determinadas necesidades en muchas industrias”, concluyó.
Mediante el Decreto 437/2026 el gobierno aceptó la renuncia, a partir del 1° de junio de 2026, presentada por Néstor Marcelo Lamboglia al cargo de Presidente del Directorio del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD (ENRGE).
Se trata del poco menos que flamante organismo regulador que reemplazó a los dos entes reguladores (del Gas, y de la Electricidad) preexistentes desde la década del 90.
Su conformación requirió de un Concurso y evaluación técnica de postulantes, algunos de los cuales formaban parte de los entes desaparecidos.
A poco de iniciada la gestión del nuevo Ente trascendieron situaciones de conflictos internos por cuestiones que el gobierno (Ministerio de Economía – Secretaría de Energía) no confirmó, ni desmintió, y que habrían derivado en la renuncia de Lamboglia.
Ahora, Energía deberá encarar un nuevo procedimiento de selección para reemplazarlo en el Organismo, que está operando con cuatro sobre un total de cinco miembros, y a cargo provisoriamente de su vicepresidente Vicente Serra.
Completan el Directorio Griselda Lambertini (Vocal Primera), Héctor Sergio Falzone (Vocal Segundo), y Marcelo Nachón (Vocal Tercero).
Como organismo descentralizado actuante en el ámbito de la Secretaría de Energía, el ENRGE es el encargado de fiscalizar y controlar los servicios de generación, transporte y distribución de gas natural y energía eléctrica en el país.
Rodolfo Freyre (SESA), Santiago Martínez Tanoira (YPF), Gabriela Aguilar (ATCC) y el moderador Marcelo (Horizon).
Referentes del sector gasífero coincidieron en que la necesidad de diversificación de las fuentes de abastecimiento de Gas Natural Licuado (GNL) que tienen los países ante el nuevo escenario que abrió la guerra en Medio Oriente generó una oportunidad para los proyectos de exportación de gas por barco de la Argentina.
Así lo indicaron Gabriela Aguilar, Presidenta, ATCC; Rodolfo Freyre, CEO de Southern EnergyS.A. (SESA); y Santiago Martínez Tanoira, Executive Vice President Gas & Power de YPF, durante su participación en el panel “Exportaciones de LNG, un anhelo cada vez más cercano” del Midstream & Gas Day, evento organizado por EconoJournal. Además, resaltaron la importancia de que el gas de Vaca Muerta sea cada vez más competitivo.
Bajo la moderación de Marcelo García, director para América de Horizon Engage, los ejecutivos coincidieron en que la diversificación del abastecimiento de GNL es cada vez más relevante en el mundo y que Argentina está cada vez mejor posicionada no solamente por la creciente producción de gas natural de Vaca Muerta, sino, también, por estar lejos de las zonas de guerras y tener acceso a los mercados europeos y asiáticos.
Diversificación del abastecimiento de GNL
“Faltan 355 días para que el primer barco (Hilli Episeyo) de GNL llegue a la Argentina. En la comercialización de GNL, nuestra principal batalla siempre fue la diversificación”, sotuvo Rodolfo Freyre. “En marzo culminamos el proceso del primer acuerdo de venta de GNL con un contrato de ocho años a Europa«, agregó.
Freyre hizo hincapié además en la importancia de diversificar. «Con lo que pasó este año quedó en evidencia el valor que tenía firmar este contrato. Hoy SEFE (la compañía alemana que firmó el acuerdo) está feliz de haber firmado un contrato con la Argentina para diversificar su fuente de suministro de GNL”.
Por su parte, Gabriela Aguilar destacó que “hay anhelo por GNL en el mundo. Es un momento único que la Argentina tiene que aprovechar. La disrupción con la energía que está sucediendo en el mundo no sucedió con el embargo de 1974 ni con la invasión de Rusia a Ucrania (2022). Lo que estamos viendo ahora en el Estrecho de Ormuz generó que todos los países se pregunten cómo abastecerse a largo plazo y de una manera confiable y no recurrir al gas que recurrían siempre para alcanzar una diversificación”.
“Esto generó un anhelo de GNL y de un compromiso para el abastecimiento alternativo a largo plazo. La Argentina tiene la oportunidad única no sólo por las reservas, sino también por encontrarse lejos de las zonas de conflictos, por tener la posibilidad de exportar GNL a Europa y, por el Pacífico, hacia el mercado asiático”.
En tanto, Santiago Martínez Tanoira subrayó la importancia de concretar los proyectos de exportación de GNL y aportó detalles de los avances de la iniciativa Argentina LNG, liderada por YPF. Afirmó que en la actualidad el aspecto más desafiante no es la cuestión técnica, sino que es alcanzar el financiamiento.
“A diferencia de SESA, que implica alquilar los barcos, nuestro proyecto requiere la construcción y esto demanda mucho capital. El financiamiento es un Project Finance, que nos exige tener una estructuración del negocio muy clara y definida. La primera etapa, que tiene que ver con la constitución de todos los vehículos y la estructura societaria, es compleja”, señaló.
Además, contó que “en este momento estamos trabajando en más de 14 documentos diferentes para ir al mercado por más de 15.000 millones de dólares de financiamiento. No hubo en la historia de Latinoamérica un Project Finance tan grande como el que estamos buscando”.
“El proyecto está dividido en distintas fases y ya lanzamos todas las compulsas y licitaciones. Ahora estamos recibiendo las ofertas. No vemos problemas en el cumplimiento de este cronograma. Tampoco en la parte comercial, recibimos más de 17 ofertas para ser offtaker de nuestro proyecto. Creo que lo que pasó con el Estrecho de Ormuz fue un catalizador para que la Argentina se presentara como una fuente de diversificación geográfica y estratégica del suministro de energía”, detalló Martínez Tanoira.
Exportación de GNL y los contratos a largo plazo
Rodolfo Freyre (SESA), Santiago Martínez Tanoira (YPF) y Gabriela Aguilar (ATCC).
Los participantes del panel coincidieron también en la importancia de concretar contratos de exportación de GNL a largo plazo. En este sentido, Freyre indicó que “firmamos un contrato de dos millones de toneladas por año de seis que contempla el proyecto. Todavía nos quedan cuatro millones de toneladas por vender. Estamos trabajando con un objetivo para este año de tener un segundo SPA (Sales and Purchase Agreement o contrato de compraventa).
Freyre, que contó que SESA le cambió el nombre al barco MKII y lo rebautizó como Esperanza, destacó: “como hitos importante para este año tenemos sumar un SPA, el gasoducto dedicado, que se llama San Matías Pipeline, que es sumamente relevante para este proyecto con los dos barcos en funcionamiento”.
SESA ya tiene aprobada la adhesión al RIGI. Por eso, el foco ahora está puesto en el financiamiento de alrededor de US$ 1.200 millones. “La obra arrancará en agosto con la llegada del primer embarque de caños. El otro hito importante es prepararnos para la operación. Cuando estén operativos los dos barcos, Southern Energy va a facturar entre 2.500 y 3.000 millones de dólares, dependiendo del precio”, sostuvo Freyre.
Por su parte, el directivo de YPF destacó los avances del proyecto de la compañía para exportar GNL. “Nuestro proyecto contempla la ventana de producción de wet gas (gas húmedo o gas rico de campos gasíferos de Vaca Muerta donde también se extraen derivados líquidos como etano, propano, butano, propano y gasolinas)».
«Esto genera que desde el punto de vista de la facturación, el 50% venga del GNLy el otro 50% surja de líquidos y crudo. Estamos hablando también de un proyecto de envergadura petrolera importante, vamos a exportar 100.000 barriles de petróleo o condensados. Vamos a tener una capacidad de exportación de 1.400.000 toneladas de etano y 2.800.000 toneladas de GLP”
“Estamos buscando este mes tener terminados los contratos y para fin de año el desafío es cerrar la estructura financiara. Mostraron interés entre 30 y 50 bancos y estamos trabajando con agencias de crédito de más de seis países”, afirmó.
Por último, Tanoira expresó que el decreto que presentó el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, “fue para el proyecto de GNL, que básicamente lo que hace es complementar el marco jurídico que brindaba el RIGIa nivel federal, este decreto lo hace a nivel provincial. Sin este eslabón el proyecto no se hubiese realizado”
Competitividad de Vaca Muerta
En el panel destacaron que es clave lograr mayor competitividad para Vaca Muerta. Sobre este punto, Aguilar dijo que “en competitividad estamos hablando de la macro, del tipo de cambio, y todas las empresas están haciendo un esfuerzo en ser más eficientes y reducir sus costos operativos. Muchas veces en el mercado no se busca la molécula de gas más barata, sino la más confiable. Los proyectos que también están apalancados con líquidos, como Argentina LNG, aportan una gran certidumbre y un alto nivel de competitividad”
En este sentido, Tanoira manifestó que “nosotros tenemos que ser competitivos a nivel global. Para que el gas de la Argentina llegue a un mercado asiático tiene que ser competitivo al momento de producirse en un pozo. Esto significa que para la industria argentina el gas va a ser competitivo”.
“La Argentina tiene uno de los precios del gas para industrias más bajos del mundo. Esto aporta una ventaja enorme para industrializar al país. Los industriales de Brasil, de los principales países de Europa, de Japón, Corea del Sur y Australia pagan el doble, triple y, a veces, el cuádruple de lo que se paga el gas en la Argentina. Por eso los proyectos de GNL es un reaseguro que el gas va a ser muy competitivo por mucho tiempo en el país”, concluyó el directivo de YPF.
H&P y GeoPark suscribieron un acuerdo por tres años para desplegar un equipo FlexRig® con tecnología integrada, junto con servicios asociados de perforación, en la formación Vaca Muerta, Argentina. Bajo este acuerdo, H&P apoyará la campaña de perforación en factoría de pozos horizontales de GeoPark en los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, cuyas operaciones están previstas para iniciar a finales de 2026. El equipo operará sobre la avanzada plataforma tecnológica de perforación de H&P, diseñada para impulsar la eficiencia, la consistencia y el desempeño a lo largo del programa.
Felipe Bayon, Chief Executive Officer de GeoPark, afirmó: “Vaca Muerta es un eje central en la estrategia de GeoPark para retomar la senda del crecimiento, y estamos avanzando decisivamente para cumplir nuestro plan. Tras iniciar con éxito las operaciones no convencionales en octubre de 2025 y empezar la perforación en marzo, ahora aseguramos un equipo dedicado y de alta tecnología que respaldará nuestra campaña de ‘factory drilling’ durante los próximos tres años. Este hito es clave para el plan de inversión que presentamos en nuestra solicitud de adhesión al RIGI y refleja el avance disciplinado que estamos logrando en estos activos de clase mundial”.
Mike Lennox, vicepresidente ejecutivo de Operaciones Terrestres del Hemisferio Occidental de H&P, señaló: “Argentina continúa siendo una región de crecimiento significativo dentro de nuestro portafolio global, y esta alianza con GeoPark refleja ese impulso. A medida que GeoPark avanza en el desarrollo de sus activos en Vaca Muerta con una visión estratégica de largo plazo, nos enorgullece aportar la experiencia, la tecnología y los equipos de perforación necesarios para contribuir al logro de esos objetivos”.
Este acuerdo representa un hito significativo para ambas compañías. Para GeoPark, marca el despliegue de su primer equipo de perforación dedicado en Argentina, en línea con el desarrollo de sus activos no convencionales. Para H&P, el acuerdo amplía su número de equipos activos en Argentina, reforzando su creciente presencia operativa en una de las cuencas shale más dinámicas del mundo y profundizando su compromiso con los operadores que la están desarrollando.
Tomás Córdoba (CEO de Compañía Mega), Oscar Sardi (CEO de TGS), y Nicolás Gandini (director de EconoJournal), durante el Midstream & Gas Day.
El CEO de TGS, Oscar Sardi, aseguró que la industria iba a tener que cortar la producción de petróleo en Vaca Muerta si no se avanzaba de forma urgente con los proyectos de separación de líquidos del gas naturalasociado. Para mitigar este límite operativo en el upstream, la transportista avanza en el despliegue de su plan de infraestructura de US$3.000 millones orientado a ampliar el sistema de tratamiento de los fluidos ricos en la cuenca, en sintonía con los planes de Compañía Mega que amplía sus instalaciones en Bahía Blanca.
Sardi participó junto al CEO de Compañía Mega, Tomás Córdoba, del panel «NGL’s, el próximo step de Vaca Muerta» en el primer panel del Midstream & Gas Day, el tradicional encuentro de EconoJournal bajo la moderación de su director, Nicolás Gandini. Allí, ambos ejecutivos compartieron sus proyecciones y el analisis de las estrategias de industrialización de los líquidos del gas natural.
Los directivos coincidieron en que la transición hacia la habilitación definitiva de las grandes obras de infraestructura demandarán soluciones de ingeniería compartidas para procesar los mayores volúmenes de propano, butano y gasolinas que genera el no convencional. En ese sentido, ambas empresas llevan adelante sus proyectos bajo los beneficios del Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI).
El esquema técnico de transición de TGS
Sardi y Córdoba compartieron sus proyecciones sobre la industrialización de los líquidos del gas y los desafíos de infraestructura en Vaca Muerta.
Sardi remarcó que, si bien la capacidad de evacuación de crudo estará resuelta el año próximo con la puesta en marcha de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) -lo que elevará el transporte a casi 1,5 millones de barriles diarios-, el cuello de botella se trasladó al subproducto. «La mayor producción va a tener un gas asociado con un nivel de calidad realmente alto. Si esos productos no se extraen del gas natural, va a generar problemas, no van a poder entrar al gasoducto y van a tener que cortar la producción de petróleo«, advirtió.
Para sortear los 45 meses de ejecución de la obra principal que TGS presentó con una inversión de US$3.000 millones, la empresa diseñó un esquema técnico de transición. «La idea es hacer un sistema de gasoductos de 100 kilómetros que va a separar el gas seco del gas rico«, detalló el CEO.
Para el período intermedio hasta 2029, explicó también se buscará «licuar ese producto que está saliendo y generar un acumulador de propano butano mezcla que estará saliendo por camiones«, además de trabajar para que parte de la gasolina remanente pueda ingresar al sistema de Oldelval bajo las especificaciones técnicas requeridas.
En términos de ejecución, Sardi aseguró que el diálogo con la cadena de valor está cerrado y los productores ya están comprometiendo los volúmenes futuros para la nueva obra. «Si esta semana se firma el acuerdo con los productores, al día siguiente apretamos el botón para que cada una de las compras y contrataciones salgan«, graficó respecto a la urgencia de los plazos. En ese sentido, destacó el impacto socioeconómico de la inversión, que generará más de 4.000 empleos directos y 15.000 indirectos.
Por último, respecto a los avances regulatorios en el sistema de transporte, el ejecutivo confirmó que concluyó el proceso administrativo del Open Season de la Iniciativa Privada de ampliación del Gasoducto Perito Moreno, quedando la recomendación final en manos de la Secretaría de Energía. El foco operativo está puesto en que «el invierno 2027 lo que se comprometió esté operativo, tratando de reducir importaciones y llevar con gas al Litoral y norte argentino con gas local», concluyó Sardi.
La ampliación de Mega y el salto en la industrialización
Por su parte, Córdoba coincidió en la urgencia de ampliar la capacidad de tratamiento y destacó que «el próximo salto de Vaca Muerta depende de consolidar la industrialización en origen. El desafío de la escala no es solo extraer más gas, sino procesar eficientemente los líquidos asociados en la cuenca antes de que saturen el transporte», puntualizó el directivo.
Al respecto, remarcó la complementariedad de las obras en marcha, que permitirán dar un paso cualitativo en la cadena de valor al transformar los componentes ricos en insumos estratégicos para la petroquímica y el mercado de exportación.
En relación con los planes de la compañía, Córdoba detalló las obras de ampliación que llevan adelante en sus instalaciones de Bahía Blanca para absorber la inyección incremental de Vaca Muerta. «Estamos preparando nuestra infraestructura para procesar volúmenes crecientes de propano, butano y gasolinas, asegurando que el desarrollo del upstream no encuentre techos técnicos en su senda de crecimiento», afirmó sobre la reciente inauguración de nuevo tren de fraccionamiento.
Hacia el cierre del bloque, el titular de Compañía Mega enfatizó la relevancia del marco normativo para viabilizar inversiones de esta envergadura. «El RIGI actúa como un dinamizador clave para proyectar a largo plazo soluciones que demandan un alto nivel de inversión de capital«, señaló Córdoba. Y en similr sentido, concluyó que la articulación estratégica entre los proyectos de TGS y Mega consolida la base de infraestructura indispensable para garantizar la proyección exportadora global del gas no convencional.
«El sector privado tiene que ver esas señales y decidir qué hacer ¿Baja producción o compra GNL regasificado?», dijo Tettamanti.
La secretaría de Energía, María Tettamanti aseguró que no prevé para este invierno demasiados cambios en lo que refiere a la disponibilidad de gas natural, pero remarcó que la diferencia central va a estar dada por cómo se va a gestionar su comercialización, con un mayor protagonismo del sector privado. A su vez, dejó en claro que las industrias que no se aseguren el insumo deberán enfrentar cortes en el servicio. “Si algún sector industrial está complicado en esta transición económica, no es culpa de la energía. La energía en este país es muy competitiva”, agregó.
¿Cómo visualiza el invierno que viene? –le preguntó Nicolás Gandini en el inicio del inicio del Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal
–Yo lo dividiría en dos aspectos. Por un lado, cómo lo veo desde el punto de vista físico, en cuanto a la disponibilidad de gas y de infraestructura de transporte para abastecer el mercado. Y, por otro lado, el aspecto de la organización comercial. En lo físico no veo demasiadas diferencias respecto al año pasado. Aparentemente, y por lo que he escuchado, los pronósticos no hablan de un invierno no muy extremo en cuanto al frío, pero nunca sabemos. En lo que es físico, tenemos la misma capacidad de transporte que el año pasado, tenemos igual o más cantidad de producción de gas en Neuquén, y vamos a tener, por lo que hemos visto que ya se ha licitado, la misma cantidad de barcos de GNL para regasificar que el año pasado, aproximadamente. El gas va a estar. Acá lo que cambió es cómo se gestiona esa comercialización, cómo hacen los privados para hacerse de ese gas. Los que somos viejos y vivimos este sector en la primera etapa, entendemos que es posible una gestión privada, y que además es lo mejor. El Estado tiene que garantizar el cumplimiento de las normas y el sector privado, conociendo esas normas tiene que jugar. -remarcó Tettamanti.
El cambio de paradigma que impulsa el gobierno
Tettamanti remarcó luego que “la eficiencia se logra cuando los precios reflejan los costos y, en base a esas señales de precios, es el sector privado el que toma decisiones sobre cuánto producir, cuánto invertir y cuánto consumir”.
“El año pasado si las distribuidoras necesitaban más gas, había una instrucción de la Secretaría de Energía que decía que se le entregué lo que necesitaban, trayéndolo de donde sea, ya sea del Plan Gas o de GNL regasificado. Como la distribuidora era la primera que tomaba el gas regasificado y también la generación, la industria tenía ese espacio en los gasoductos para seguir cargando su gas de contrato. Eso no se condice con las prioridades del marco regulatorio, que dice que el transporte va primero a la demanda prioritaria. Nosotros lo único que hicimos ahora fue volver a poner en blanco y negro cuál es realmente el marco regulatorio del sector”, insistió.
La funcionaria sostuvo que algunos actores del sector privado todavía tienen la esperanza de que, si presionan un poco más, vuelva a ser el Estado el que les garantice el gas. “Tienen que entender que eso no va a suceder. Por lo tanto, esos músculos que se atrofiaron, no por culpa del sector privado, sino por las reglas del juego que planteó el sector público, se tienen que volver a desarrollar. Hay que volver a entrenar los músculos del sector privado que es el que mejor hace las cosas. Nosotros estamos siendo muy claros respecto de cuáles son las reglas del juego y el sector privado tiene que actuar ahí”, sostuvo.
¿Qué significa que el sector privado tiene que actuar? Que deberá ser quien se asegure en el mercado el abastecimiento de la energía que necesite, a los precios vigentes en ese mercado. “No estoy minimizando el problema, pero el sector privado tiene que ver esas señales y decidir qué hacer ¿Baja producción o compra GNL regasificado? Hay algunas industrias que salieron y compraron. Si nosotros hubiéramos dicho que seguíamos subsidiando el GNL, lo que hubiese terminado pasando es que hubiéramos terminado subsidiando a quien está bien y a quien está mal. El precio del GNL subió por la guerra, pero también subió el precio del petróleo. Las petroleras están bien con esto. ¿Vamos a subsidiar a toda la industria? ¿Vamos a subsidiar a las destilerías de petróleo?”, subrayó.
La secretaria de Energía buscó en todo momento dejar en claro que las industrias deben asumir un rol más protagónico porque ya no estará el Estado como garantía de última instancia para que puedan acceder al gas subsidiado. “Cada uno tomará la decisión que tenga que tomar de acuerdo a su situación económica y también entendiendo que, si algún sector industrial está complicado en esta transición económica, no es culpa de la energía.La energía en este país es muy competitiva. El incremento de los costos de energía por la guerra se dio en todos los países. De hecho, en algunos países peor porque no tienen energía. No es la energía la culpable de algún problema que tiene el sector privado. Son otras las razones. Entonces, hay que atacar las causas, no las consecuencias”, aseguró.
Habrá cortes para las industrias que no se aseguren el gas
Tettamanti aseguró que las industrias que no se aseguren el abastecimiento de gas, comprando GNL a precio de mercado, deberán enfrentar cortes en el servicio. La funcionaria sostuvo que las distribuidoras le van a tener que cortar a esas industrias durante los picos de consumo para asegurar la demanda prioritaria de los hogares.
“Las licencias de transporte y distribución tienen derechos y obligaciones. En el pasado muchas veces, y yo estaba de ese lado –del lado de las distribuidoras–, protestábamos porque teníamos que cumplir con nuestras obligaciones, pero no teníamos los derechos. Ahora el derecho lo tienen, los recursos los tienen, las tarifas son las que tienen que ser. Se están cumpliendo los ajustes tarifarios que hemos dicho que se iban a hacer y se vienen haciendo. Bueno, tienen la obligación de hacer cumplir el corte de las industrias cuando mandan la orden de corte, ya sea una industria interrumpible o una con la aplicación de alguna ventana de corte. Y lo tienen que hacer. Tienen cuadrillas y formas de controlarlo. Es difícil, pero es responsabilidad de las distribuidoras controlar el acatamiento de los cortes”, remarcó.
Cómo evolucionarán los precios
Tettamanti también fue consultada sobre cómo cree que evolucionarán los precios en un contexto de mayor producción de gas. “La verdad es que no lo tengo claro y no sé si alguien lo tiene claro”, respondió e insistió con que los privados tienen que empezar a planificar la compra de gas. De hecho, recordó que en 2028 se termina el Plan Gas y el gobierno no lo va a renovar.
“Lo que nosotros tenemos que hacer para garantizar que el gas abastezca al mercado local es que los locales lo contraten. El que se duerma quizás consiga los peores precios. Se tienen que adelantar, tienen que empezar a hablar con los productores, las distribuidoras tendrán que aplicar mecanismos competitivos y transparentes para después que se realice el pass through, la industria tomará la decisión que sea, no sé cómo, yo no me voy a meter en eso porque, de nuevo, no es mi responsabilidad, no es mi obligación y no es mi rol. El rol nuestro es fijar las reglas, nosotros ya las fijamos y los privados tienen que salir y contractualizar. ¿A qué precio? No tengo ni idea, la verdad es que no tengo ni idea.
«La capacidad de evacuación de la Cuenca Neuquina trepará a 1,5 millones de barriles diarios», aseguró Hösel. Foto: Dan Damelio.
En 2021, hace apenas cinco años, la Cuenca Neuquina no llegaba a producir 250.000 barriles diarios de crudo. Hoy, según Ricardo Hösel, esa capacidad asciende a casi 700.000 barriles por día. “Ese salto tan abrupto fue posible gracias a la realización de grandes proyectos como Duplicar, que pudimos llevar adelante junto con nuestros clientes, quienes financiaron un 80% de la obra”, precisó el CEO de Oleoductos del Valle (Oldelval) en la apertura del panel ‘Midstream & Infraestructura de Petróleo: ¿Qué está en marcha y qué falta?’, en una nueva edición del Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.
Hösel reconoció que el segmento todavía tiene significativos pasos por delante. “Quedan importantes obras por hacer, tales como Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) o Duplicar Norte, en virtud de que la mayor expansión se dará en el hub norte, cerca de Rincón de los Sauces. No obstante, cuando esos proyectos estén operativos la capacidad de evacuación de la Cuenca Neuquina trepará a 1,5 millones de barriles diarios, por lo que el problema del transporte de petróleo se verá solucionado al menos hasta 2030 ó 2031”, pronosticó.
Tiempo después habrá otros desafíos, anticipó, que seguramente estarán asociados a la calidad del crudo. “Habrá distintas corrientes que tendremos que administrar. Ya estamos trabajando para coordinarlas, con el objetivo de darle una calidad constante al crudo de salida”, aseguró.
Todos los actores de la cadena de exportación, indicó el ejecutivo, deberán elevar sus niveles de eficiencia para competir en el mercado contra crudos de otros puntos del planeta. “Creo que estamos muy bien posicionados al respecto. Venimos realizando toda la infraestructura que se necesita. Una vez que las obras estén listas sentiremos un gran alivio porque podremos aguantar precios del crudo que resulten hostiles”, aseveró.
Ricardo Hösel, titular de Oldelval, expuso junto a Gustavo Chaab, CEO de VMOS; Pablo Brottier, director ejecutivo de SACDE; y Eduardo Carranza, director comercial de Otamérica. Foto: Dan Damelio.
En modo ‘fast-track’
Los resultados obtenidos en materia de infraestructura no son casuales, según la experiencia de Gustavo Chaab, CEO de VMOS. “Desde que empezamos a recorrer este camino estamos avanzando en modo ‘fast-track’. Tenemos el ducto terminado, las estaciones de bombeo se lanzarán en octubre y la terminal -gracias a nuestra contratista SACDE- estará lista en su primera etapa (de 180.000 barriles) para fines de año”, puntualizó.
La ejecución de la obra marina, añadió, se encuentra en plazo. “En estos momentos estamos haciendo la perforación dirigida para meter el caño 1 kilómetro (km) en el mar, paso previo a que el ducto vaya sobre el lecho marino. Adicionalmente, esta semana ya hincamos las anclas que van a sostener a la monoboya”, detalló.
También se viene cumpliendo a la perfección, resaltó el número uno de VMOS, con las labores fijadas en el cronograma de la construcción de la monoboya y el PLEM (siglas de Pipeline End Manifold). “Tenemos que sacar la monoboya del estrecho de Ormuz. Estamos desarrollando una alternativa para desarmar el PLEM, que es el cuadro de maniobras submarino, sacando lo que se pueda sacar y construyendo afuera lo que no”, explicó.
La intención, adelantó, es cargar el primer barco durante el primer trimestre de 2027, ya sea con el estrecho abierto o no. “Tengamos en cuenta queTrump ya trató de terminar la guerra 37 veces”, bromeó el directivo, en relación con los intentos fallidos del mandatario estadounidense por darle fin al conflicto bélico que mantiene en vilo a la industria hidrocarburífera global.
“Tenemos que sacar la monoboya del estrecho de Ormuz», afirmó Gustavo Chaab.Foto: Dan Damelio.
Tres milagros
La actualidad de Vaca Muerta es el fruto de tres milagros, a criterio de Pablo Brottier, director ejecutivo de SACDE: la roca, la productividad y la cooperación de los diferentes actores. “Tenemos la suerte de haber trabajado en el proyecto Duplicar para Oldelval y también de habernos desempeñado en VMOS, cuyo oleoducto de 440 km y 30 pulgadas ya dispone de terminación mecánica, por lo que está disponible para recibir petróleo”, celebró.
Por estos días, indicó, los esfuerzos de la firma se concentran en la terminal marítima de Punta Colorada, en Río Negro. “Hacía 20 años que estábamos esperando la oportunidad de participar en este tipo de proyectos tan importantes para la Argentina. Cuando conocimos Eagle Ford, los norteamericanos nos decían ‘la infraestructura primero’. Costó entender que eso significaba ‘el Midstream primero’. Recuerdo que por entonces se nos preguntó acerca de cuánto tiempo creíamos que demandaría el desarrollo de Vaca Muerta. Yo, como argentino, contesté que eso se daría en apenas cinco años, mientras que el promedio de los encuestados dijo 15. Ese plazo se cumple el año que viene. Algo sabían”, evocó.
La bendición que significa Vaca Muerta para el país, manifestó, se complementa con las riquezas naturales que ofrecen la minería, el agro y el talento para desarrollar centros de Inteligencia Artificial (IA). “A la materia prima hay que incorporarle tecnología para ser competitivos. Como empresa constructora decidimos traer máquinas de primera generación a nivel mundial para aumentar la productividad y bajar los costos”, enfatizó.
Otro factor relevante, desde su óptica, pasa por la cooperación. “Oldelval y VMOS son ejemplos de eso. Las compañías petroleras dejaron de lado los egos, lo cual no fue fácil, para construir firmas de Midstream capaces de avanzar”, reivindicó el experto, quien destacó la unión de fuerzas para el flamante lanzamiento de un proyecto de separación de líquidos con sentido económico.
“Hacía 20 años que estábamos esperando la oportunidad de participar en este tipo de proyectos tan importantes para la Argentina», afirmó Pablo Brottier, director ejecutivo de SACDE.Foto: Dan Damelio.
Escenario desafiante
Dedicada a la gestión logística y al almacenamiento de hidrocarburos, Otamérica está a cargo de dos posiciones marítimas y de seis tanques de 300.000 metros cúbicos (m3) de capacidad para abastecer a las refinerías locales y posibilitar la evacuación de crudo de Vaca Muerta hacia el Océano Atlántico. Así lo precisó Eduardo Carranza, director comercial de la empresa, quien resaltó que “aquellos volúmenes proyectados en 2022 por los productores y los midstreamers para dar un primer paso en la ampliación de la infraestructura se están cumpliendo actualmente”.
La expansión de la terminal continúa su marcha, apuntó, ya que a fin de año se completará una tercera posición marítima para habilitar buques tipo ‘Suezmax’ (es decir, de entre 120.000 y 200.000 toneladas -Tn- de capacidad). “Así podremos complementar la instalación y seguir absorbiendo volúmenes hasta que VMOS entre oficialmente en operación”, señaló.
El escenario para los próximos meses, admitió el ejecutivo, será sumamente desafiante. “No debe descartarse que se superen los valores de diseño a partir de optimizaciones para recibir mayores caudales de crudo”, expuso.
Resultará fundamental, acotó, que las lecciones aprendidas en los últimos tiempos puedan ser aplicadas en el futuro. “Hay que dejar atrás la especulación y la incertidumbre a nivel país para tomar decisiones que se traduzcan en avances concretos. La premisa, en definitiva, es que la infraestructura espere a los proyectos y no al revés”, completó.
Eduardo Carranza, director comercial de Otamérica, junto al moderador del panel, Marcelo García.Foto: Dan Damelio.
Según declaró el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, la minería concentra nueve proyectos aprobados bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), lo que representa casi la mitad de las iniciativas admitidas y el 25% de la inversión comprometida.
La afirmación expone el peso que el Gobierno asigna al sector en la competencia global por capitales destinados a cobre, litio y minerales estratégicos, en un momento en que las compañías internacionales ajustan sus decisiones de inversión a horizontes de largo plazo.
El régimen incorpora un elemento que no existía en la arquitectura regulatoria argentina: estabilidad normativa por 30 años. Los proyectos adheridos quedan protegidos frente a la creación de nuevos tributos o incrementos en la carga impositiva vigente, un componente central para emprendimientos que requieren desembolsos de miles de millones de dólares y cuyos retornos se extienden por décadas. La previsibilidad fiscal se convierte así en un punto de negociación directa con las casas matrices de las compañías que evalúan inversiones en el país.
El esquema establece una reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias del 35% al 25%, junto con una tasa del 7% para los dividendos distribuidos, que puede descender al 3,5% después de siete años de permanencia en el régimen. Para las empresas que operan en múltiples jurisdicciones, la comparación entre marcos fiscales es determinante en la asignación de capital. El RIGI busca ubicar a la Argentina en un rango competitivo frente a países que disputan los mismos proyectos, en particular Chile y Perú.
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Durante la etapa de construcción, el régimen habilita el uso de certificados de crédito fiscal de IVA para cancelar obligaciones con proveedores o en operaciones de importación. La medida apunta a reducir la presión financiera en la fase de mayor inversión, cuando los proyectos aún no generan ingresos y dependen de flujos de capital intensivos. En paralelo, el RIGI establece un esquema de libre disponibilidad progresiva de divisas: 20% desde el segundo año, 40% desde el tercero y 100% desde el cuarto. Para proyectos estratégicos con exportaciones superiores a USD 2.000 millones, los plazos se reducen en un año.
El régimen incorpora además la posibilidad de llevar la contabilidad y presentar estados financieros directamente en dólares bajo normas IFRS, lo que facilita el reporte corporativo y reduce riesgos contables. A esto se suma la modificación de la Comisión Nacional de Valores, que simplificó el doble listado de acciones para compañías extranjeras y eliminó la obligación de registrar una sucursal local para operar en el mercado de capitales argentino. El objetivo es reducir costos administrativos y acelerar los tiempos de entrada para grupos internacionales.
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En este marco, San Juan aparece como una de las provincias con mayor capacidad para capitalizar el régimen. La provincia concentra proyectos de cobre de escala mundial en distintas etapas de avance —Los Azules, Altar, El Pachón, Hualilán y Josémaría— y cuenta con institucionalidad minera estable y cercanía logística con Chile. Para estos proyectos, el RIGI opera como un componente que puede modificar la ecuación de financiamiento y acelerar los procesos hacia decisiones finales de inversión.
La estrategia oficial busca posicionar a la minería como uno de los principales generadores de divisas de la próxima década, en un escenario internacional marcado por la demanda creciente de minerales estratégicos para la transición energética. El avance del RIGI en minería instala un nuevo marco de referencia para las decisiones de inversión y redefine la relación entre el Estado y las compañías que evalúan proyectos de gran escala. La capacidad de convertir este régimen en proyectos concretos dependerá de la articulación entre Nación, provincias y empresas, en un sector que opera con horizontes largos y exige coordinación institucional sostenida.
La Unión Europea redujo de manera acelerada su dependencia del gas y el petróleo ruso y abrió un espacio para proveedores capaces de ofrecer volúmenes estables y contratos de largo plazo.
Ese movimiento dejó una demanda estructural que hoy se reparte entre Estados Unidos, Noruega y un grupo creciente de países latinoamericanos. En ese escenario, Argentina aparece como un oferente marginal con capacidad de expansión en petróleo, GNL y minerales críticos, tres segmentos que forman parte de la agenda estratégica del bloque.
La caída del suministro ruso modificó la estructura de importaciones del continente. En gas, la participación de Rusia pasó del 45% al 12%; en petróleo, del 26% al 2,2%. Estados Unidos absorbió la mayor parte de esos volúmenes, pero la Comisión Europea busca ampliar la lista de abastecedores para reducir la exposición a shocks geopolíticos. Brasil, Guyana y México ya ingresaron como proveedores de crudo. Argentina, que exporta cerca de 320.000 barriles diarios y avanza con el sistema Vaca Muerta Oil Sur para operar buques de gran porte en Punta Colorada, queda posicionada para contratos de abastecimiento a partir de 2027.
El interés europeo también se concentra en el gas natural licuado. El primer contrato de largo plazo firmado por el país fue con la empresa estatal alemana Securing Energy for Europe (SESE), que adquirió el 80% de la capacidad del primer buque de licuefacción del consorcio Southern Energy. El acuerdo prevé la provisión de 2 millones de toneladas anuales desde 2027. En paralelo, YPF y la italiana ENI desarrollan un proyecto que contempla hasta tres unidades flotantes de licuefacción, con ENI como comprador principal. La UE busca contratos firmes para asegurar volúmenes más allá de 2030, en un contexto de demanda eléctrica creciente y transición energética en marcha.
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La agenda europea incorpora además minerales críticos. En 2023, la Comisión Europea firmó una alianza con Argentina para desarrollar cadenas de valor sostenibles de litio y cobre. La producción local de litio creció con la entrada en operación de proyectos como el de Eramet en Salta, que ya exporta al continente. La demanda europea de estos minerales está asociada a la fabricación de baterías, paneles solares y equipamiento industrial para la descarbonización.
La posibilidad de capturar esta ventana depende de factores internos. En petróleo, el ritmo de ejecución de VMOS y la disponibilidad de capacidad de transporte condicionan la oferta exportable. En GNL, los proyectos de licuefacción requieren gas firme, contratos de largo plazo y ampliaciones en el sistema de transporte. En minerales críticos, la expansión de la producción y la integración con cadenas de valor europeas son determinantes para sostener volúmenes crecientes.
Europa busca proveedores estables y contratos previsibles. Argentina tiene recursos y proyectos en marcha. La oportunidad existe, pero su materialización depende de convertir infraestructura, regulación y producción en una oferta confiable para un mercado que ya modificó su patrón de abastecimiento.
El índice de producción industrial minera registró en abril un crecimiento interanual de 9,5% y acumuló una variación de 7,4% en el primer cuatrimestre, según datos del INDEC.
El desempeño estuvo explicado por el aumento de la producción de litio, el avance de los minerales no metalíferos y la mayor actividad en boratos y minerales destinados a la industria química, que concentraron las variaciones más relevantes del período.
La producción de carbonato de litio aumentó 79% interanual, en línea con la ampliación de capacidad en proyectos del NOA y la entrada en régimen de operaciones iniciadas en años previos. Los minerales para la industria química crecieron 73%, mientras que los no metalíferos y rocas de aplicación avanzaron 45,5%, con variaciones positivas en clínker y piedra caliza vinculadas a la demanda de insumos industriales y de construcción. Estos segmentos explican la mayor parte del crecimiento del componente estrictamente minero del índice.
El IPI Minero incluye, por definición metodológica del INDEC, la extracción de petróleo y gas. En abril, este componente registró un incremento interanual de 19,1% en petróleo crudo y una variación de 2,8% en gas natural, impulsadas por la producción no convencional. Estos movimientos corresponden al sistema energético y no forman parte del núcleo minero, aunque impactan en el índice agregado.
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Algunos rubros presentaron caídas. Los servicios de apoyo para la extracción de petróleo y gas disminuyeron 19,8% interanual y acumularon una baja de 17,2% en el primer cuatrimestre. La extracción de carbón y turba retrocedió 21,6%, mientras que arcilla y caolín cayeron 17,1%. Las arenas industriales disminuyeron 22,3% y la arena de fractura 5,8%, en un contexto de ajustes operativos y variaciones en la demanda de insumos específicos.
El comportamiento del índice muestra una estructura heterogénea, con litio, boratos y no metalíferos como principales impulsores del crecimiento minero, y actividades tradicionales con variaciones negativas. La evolución del sector depende de la disponibilidad de infraestructura eléctrica y logística en zonas mineras, del abastecimiento energético firme y del ritmo de inversión en proyectos de escala que requieren equipamiento, transporte y servicios especializados.
YPF instaló un objetivo público que ordena su estrategia para la próxima década. Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía, aseguró que el desarrollo integral del proyecto en Vaca Muerta permitiría superar los USD 100.000 millones en exportaciones en el mediano y largo plazo.
La afirmación forma parte del esquema de crecimiento que la empresa presentó ante inversores y autoridades, y que combina expansión productiva, infraestructura y un cambio en la política financiera.
El plan contempla inversiones por USD 25.000 millones en 15 años, orientadas a ampliar la producción de petróleo y gas no convencional. La compañía proyecta alcanzar entre 600.000 y 700.000 barriles diarios en los próximos años, apoyada en la perforación de más de 1.100 pozos y en la disponibilidad de capacidad de transporte asociada a proyectos como Vaca Muerta Oil Sur. Según la empresa, este desarrollo permitiría generar exportaciones anuales cercanas a USD 6.000 millones hacia 2032, en la etapa de maduración del proyecto.
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En paralelo, YPF avanza en iniciativas de gas natural licuado junto a ENI y XRG, con inversiones adicionales estimadas en USD 30.000 millones. El objetivo es asegurar volúmenes firmes para contratos de largo plazo y posicionar a la Argentina como proveedor de GNL en un mercado internacional que demanda estabilidad y previsibilidad. La compañía considera que el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) es un componente central para viabilizar proyectos de esta escala.
El componente financiero introduce un cambio relevante. Marín afirmó que YPF prevé iniciar el pago de dividendos en 2028, lo que implicaría una nueva etapa en la política de retorno a los accionistas. El esquema combina reinversión para sostener la expansión productiva con un mecanismo de distribución que incluye tanto al Estado —titular del 51% del capital— como a los inversores privados. La empresa sostiene que el aumento de escala permitiría financiar la inversión sin comprometer la rentabilidad futura.
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YPF también destacó el interés de inversores internacionales en el sector energético argentino, impulsado por el potencial de Vaca Muerta y por la posibilidad de desarrollar proyectos de exportación a gran escala. En el mercado interno, la compañía mantiene mecanismos de estabilización de precios para amortiguar la volatilidad internacional del petróleo y preservar el equilibrio operativo.
La estrategia presentada por la conducción de YPF combina crecimiento productivo, infraestructura y una política financiera orientada a capturar ingresos externos. La definición pública de objetivos por parte de su CEO marca el rumbo de una empresa que busca sostener su presencia operativa en los mercados internacionales y asegurar un flujo exportador de largo plazo.
El capital emprendedor internacional volvió a operar en Argentina durante 2026 con un volumen superior al registrado en 2025, impulsado por rondas de financiamiento en compañías tecnológicas y por el regreso de fondos globales que habían reducido su exposición en la región.
La recuperación del flujo de inversiones coincide con un aumento de la demanda energética asociada a inteligencia artificial, biotech, fintech y servicios digitales, sectores que requieren infraestructura eléctrica estable para escalar operaciones.
Los datos de ARCAP muestran que las startups argentinas levantaron más de US$ 400 millones en los primeros meses del año, superando el total de 2025. La actividad se concentró en compañías con uso intensivo de datos y procesos computacionales, lo que incrementa la necesidad de capacidad eléctrica firme para centros de datos, laboratorios y plataformas de servicios. La expansión de estos sectores incorpora a la energía como componente estructural de la competitividad tecnológica.
El retorno de fondos internacionales se explica por la combinación de talento técnico, costos relativos y mercados con fricciones operativas que pueden ser resueltas mediante inteligencia artificial. Para los inversores, la capacidad de escalar modelos basados en IA depende de la disponibilidad de infraestructura energética capaz de sostener cargas computacionales crecientes. La instalación de centros de datos y la operación de modelos avanzados requieren potencia continua, refrigeración y estabilidad de red, variables que condicionan la localización de nuevas inversiones.
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La diversificación sectorial observada en 2025 y 2026 también tiene implicancias energéticas. Biotech, healthtech y agtech demandan laboratorios, procesos de simulación y equipamiento especializado con requerimientos eléctricos específicos. Fintech y SaaS dependen de centros de procesamiento y almacenamiento de datos que operan de manera ininterrumpida. La infraestructura energética se convierte en un insumo transversal para todas las verticales que hoy concentran capital.
La presencia de inversores globales en el país, incluida la visita de referentes de Silicon Valley, refuerza la necesidad de ordenar la relación entre energía e inversión tecnológica. La disponibilidad de electricidad firme, la capacidad de transporte y la estabilidad regulatoria son factores que inciden en la decisión de instalar centros de datos, ampliar operaciones digitales o financiar compañías intensivas en cómputo. La competitividad del ecosistema argentino depende de la capacidad de integrar talento, capital y energía en un marco operativo previsible.
La dinámica de 2026 muestra que el flujo de inversiones tecnológicas no puede analizarse de manera aislada del sistema energético. La expansión de inteligencia artificial, biotech y servicios digitales requiere infraestructura eléctrica capaz de sostener cargas crecientes y garantizar continuidad operativa. La articulación entre capital global y energía se convierte en un componente central para definir la posición de Argentina en la economía digital.
Gustavo Medele, ministro de Energía de Neuquén, presentó el acuerdo con YPF por el GNL en la Legislatura.
El gobierno de Neuquén aceleró en la Legislatura el tratamiento de la ley que envió Rolando Figueroa para ratificar el acuerdo con YPF que establece condiciones especiales y estabilidad fiscal a la producción de gas que tenga como destino la exportación de GNL.
El ministro de Energía, Gustavo Medele, explicó este martes los alcances del proyecto, a horas de su ingreso formal, en una reunión especial de la que participaron diputados de todos los bloques, algunos de ellos con cuestionamientos sobre la reducción de regalías, el precio de referencia que se tomará para liquidarlas, las exenciones fiscales y la prórroga de jurisdicción a tribunales extranjeros.
El objetivo es que tome estado parlamentario en la sesión del miércoles y se apruebe en el recinto en no más de dos semanas.
«Estamos escribiendo cosas que no están escritas, haciendo ingeniería sobre proyecciones y me imagino que de acá a 10 o 15 años nos vamos a sentar a ver qué fue bien o mal. Hoy hemos hecho lo mejor que podemos hacer con la información de mercado y de consultores», afirmó el funcionario.
El acta acuerdo firmada entre Neuquén e YPF le otorga al proyecto estabilidad fiscal por 30 años, contempla el pago de un bono de infraestructura a la Provincia por 175 millones de dólares y establece un esquema de alícuotas de regalías diferenciales que podrán variar en tres escalas: 7,5%, 10% o 12%.
Se tomará como base de cálculo para su liquidación el precio de venta del gas natural con destino a la industria en condición firme de la Cuenca Neuquina.
«Es un buen precio en el sentido de que es estable, no es el precio spot que en el verano se puede llegar a vender hasta en 10 o 20 centavos el gas. Este no es este caso, tiene esa estabilidad para los ingresos», explicó Medele.
El modelo de escala en el cobro de regalías establece una alícuota del 7,5% si el precio internacional del GNL (tomando como referencia el JKM) se encuentra por debajo de los 16 dólares por millón de BTU; del 10% si la cotización esté entre los 16 y los 20 dólares; y se dejará en 12% si el valor supera los 20 dólares por millón de BTU.
Una estimación del gobierno a la que accedió hoy EN/CLAVE indica que Neuquén podría obtener regalías incrementales, en los 30 años que se prolongue el acuerdo, por unos 7.300 millones de dólares solo si se tienen en cuenta las aplicadas al metano. En total, sumando las que se liquidarán por los líquidos, la cifra ascendería a unos 15.000 millones.
Medele indicó que el proyecto de YPF podría sumar unos 60 millones de metros cúbicos diarios de gas, equivalentes al 50% de la capacidad actual que tiene Neuquén.
Precio de referencia y exención de impuestos
El ministro de Energía asistió a la Legislatura acompañado de su par de Economía, Guillermo Koenig, del vicepresidente de GyP, Alejandro Monteiro, y del titular de Rentas, Marco Lavaggi, entre otros colaboradores.
Hubo unos 23 diputados presentes y, si bien a priori el oficialismo tendría los votos asegurados para darle un rápido despacho al proyecto la semana que viene, hubo opositores que cuestionaron varios puntos del acta.
«Estamos subsidiando al comprador de gas del exterior. Un neuquino va a recibir menos recursos y un francés va a pagar menos por el gas que un neuquino cuando prenda la hornalla», criticó Darío Martínez (Unión por la Patria), exsecretario de Energía de la Nación de Alberto Fernández.
El legislador recordó que había presentado un proyecto para establecer un precio de referencia en diciembre de 2024 y, según defendió, era «más ventajoso» para Neuquén que el esquema definido entre el gobierno e YPF.
El texto, como había publicado EconoJournal, proponía tomar el «precio promedio del último trienio de venta del gas al mercado interno y al externo como exportación, cuando este sea mayor que el precio del mercado interno».
Martínez cuestionó, además, la exención del impuesto sobre los Ingresos Brutos para la venta de gas que tendrá como destino final la exportación de GNL.
«Han hecho el cálculo de lo que vamos a resignar? Yo sí: 2.200 en regalías y 1.400 en Ingresos Brutos», planteó.
Tanto el titular de Economía como varios miembros del oficialismo recordaron el principio de no exportar impuestos en el sistema tributario argentino e incluso el fallo de la Corte Suprema de la Nación que frenó su cobro en Chubut.
Además, defendieron que el proyecto ir hacia un incremental de producción: sin estas condiciones y sin el RIGI para YPF no habrá proyecto, por lo cual la cuenta será, en ese caso, de cero.
«Cada molécula que entre en este proyecto es incremental, por lo que la regalía que va a entrar es adicional a la que hubiese estado sin este proyecto. Esa molécula no puede salir por los canales actuales y tampoco está ocupando lugar. No hay un perjuicio», sostuvo Medele.
Jurisdicción extranjera, contratación neuquina
El acuerdo entre Neuquén e YPF establece París como sede para los arbitrajes que pudieran surgir por la interpretación de las cláusulas, excepto las vinculadas al cobro ejecutivo de tributos, regalías y cánones, cuyas controversias se deberán resolver en los tribunales provinciales.
Medele explicó a los diputados que se eligió Francia por ser una sede «respetada» y porque está habituada a arbitrar en estos temas.
En el debate, también se observó que el acta no imponga a YPF obligaciones respecto de la contratación de mano de obra local o de empresas neuquinas.
Lo planteó Mónica Guanque (Democracia Neuquén), una diputada que recientemente se escindió del bloque oficialista con críticas a Figueroa. gobiernos», añadió.
El ministro Guillermo Koenig aseguró que las empresas «se tienen que ajustar a las leyes que tenemos», como la de Compre Neuquino o el programa Emplea Neuquén, que obliga a contratar un mínimo del 70% de los puestos de trabajo con mano de obra local.
Cruces por los 1.000 millones que «no llegaron»
Otra diputada de la bancada kirchnerista, Lorena Parrilli, planteó directamente que es una «ley innecesaria» y que conlleva «un impacto financiero que se desconoce».
Si bien dijo coincidir con los regímenes especiales por ser «necesarios para desarrollar actividades donde uno sabe que hay un alto riesgo para el proyecto», diferenció lo que se hizo con el acuerdo YPF-Chevron con este proyecto para el GNL.
«En aquel momento estábamos con desabastecimiento de combustible y una desinversión fenomenal de YPF. Hoy el contexto es otro, cada día es un nuevo récord incluso a cualquier costo, porque sabemos que se lleva puestas muchas vidas en la provincia y hay una gran explotación incluso a nivel laboral», afirmó.
El discurso le valió la sorna del diputado Claudio Domínguez (MPN), uno de los principales armadores de la Legislatura y aliado a Figueroa: «Tengo una idea, prohibamos la actividad así no se rompen las rutas, no tenemos más regalías y empezamos con los despidos».
El mismo legislador, quien fue diputado cuando se aprobó el acuerdo con YPF para desarrollar el primer yacimiento no convencional en 2013, le dijo a sus pares del kirchnerismo que los 1.000 millones de pesos que se habían comprometido en infraestructura para Neuquén «nunca llegaron». «Se pasaron los gobiernos y la Provincia terminó haciendo la Ruta 7, la Ruta 51 y los hospitales».
«Y no lo hizo YPF, fue Nación», cuestionó para diferenciar que el acta que se someterá a votación compromete a la petrolera nacionalizada a pagar un bono de infraestructura de 175 millones de dólares.
Los números de Figueroa
El gobernador Rolando Figueroa cuenta con cinco diputados de la bancada de Comunidad más los cuatro aliados del PRO, los dos miembros de Fuerza Libertaria, los monobloques de Avanzar y Arriba Neuquén, además del MPN que también trabaja en sintonía con el oficialismo.
Si bien el partido provincial que gobernó Neuquén hasta diciembre de 2023 no tiene un posicionamiento incondicional hacia el mandatario, se descuenta que aportará sus diez votos (o, al menos, la mayoría) para ayudar a la aprobación de la ley.
Con esos números podría hacerse de una mayoría de 23 votos para ratificar el acuerdo con YPF en la Legislatura. Se descuenta que voten en contra los tres diputados de Unión por la Patria y los dos del Frente de Izquierda.
En cambio, hay dudas sobre cómo votarán los integrantes del interbloque Neuquén República, entre los que se cuentan exintegrantes del oficialismo que vienen posicionándose en contra del gobierno provincial.
Según adelantaron desde el oficialismo, el proyecto tomará estado parlamentario hoy y será girado a tres comisiones: Energía, Asuntos Constitucionales y Presupuesto.
Es probable que todas se unifiquen en un único plenario que sesionará la semana que viene con el objetivo de darle despacho rápido y llevarlo a sesión alrededor del 24 de junio.
Durante dos jornadas, YPF expuso la hoja de ruta de la empresa para los próximos 5 años.
El plan de desarrollo de YPFpara el próximo lustro, con el megaproyecto Argentina LNG como uno de sus ejes centrales, ya tiene su hoja de ruta para los proveedores locales. Durante dos jornadas realizadas como parte de su Academia de Proveedores, la compañía expuso ante más de 160 representantes empresarios de Neuquén y Río Negro el mapa de demanda que generará la expansión de la actividad energética.
La agenda de trabajo de YPFbusca fortalecer el entramado productivo local y acompañar el crecimiento de su cadena de valor, promoviendo la formación de proveedores en la región. De hecho, las actividades con los los representantes de empresas de ambas provincias fueron organizadas en conjunto con la Secretaría de Industria de Río Negro y la Secretaría de Energía y Ambiente como parte del módulo «Mundo YPF».
Durante la primera de las dos jornadas, se presentaron los principales proyectos de YPF y la proyección de la demanda para los próximos cinco años, con foco en iniciativas estratégicas como Argentina LNG.
YPF y el ciclo de vida de sus proveedores
YPF brindó a las empresas de su cadena de valor una visión integral del funcionamiento de la compañía y de las oportunidades que proyecta a futuro.
El objetivo fue brindar una visión integral del funcionamiento de la compañía y de las oportunidades que se proyectan a futuro. De allí entonces que la segunda jornada estuvo dedicada al abordaje en detalle del ciclo de vida de un proveedor hacia el interior de la compañía: desde los procesos de alta, calificación, licitación y desarrollo de proveedores hasta el programa de compliance para terceros.
Además, se dedicó un espacio a instancias de networking, con el objetivo de fortalecer los vínculos entre empresas y fomentar la colaboración dentro de la industria. Estas dinámicas buscan ampliar las oportunidades de negocio, promoviendo una mayor articulación entre proveedores más allá de su vínculo directo con la compañía.
En territorios como Río Negro y Neuquén, donde el desarrollo de proyectos energéticos tendrá un fuerte crecimiento en los próximos años, este tipo de iniciativas resulta clave para la cadena de valor. De hecho, uno de los puntos en los que se hizo eje fue en una certeza: la expansión de la actividad demandará proveedores cada vez más capacitados, con estándares alineados a una industria en transformación.
En este contexto, la Academia de Proveedores permite anticipar esa demanda, fortalecer capacidades locales y generar condiciones para que las empresas de la región puedan integrarse de manera competitiva a la cadena de valor, potenciando el empleo y el desarrollo económico.
El ministro de Energía, Gustavo Medele, expuso en la Legislatura sobre el acuerdo con YPF.
El proyecto de ley que el gobierno de Neuquén presentó este martes en la Legislatura provincial -y que contiene el Acta Acuerdo firmada con YPF para establecer un marco jurídico y fiscal para el Gas Natural Licuado (GNL) junto a condiciones específicas de regalías- servirá como modelo para generar nuevos convenios con otras operadoras que pretendan exportar GNL. Así lo confirmó a EconoJournal el ministro de Energía, Gustavo Medele, luego de participar de una reunión técnica junto a diputados provinciales donde explicó los alcances del proyecto de ley oficializado hoy, del cual el gobierno provincial espera una rápida aprobación.
La nueva norma le permitiría a Neuquén dar aval político al acuerdo firmado con el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, que establece estabilidad fiscal por 30 años al proyecto Argentina LNG dentro del territorio provincial, la eximición del pago de Ingresos Brutos y del Impuesto al Sello, junto con un régimen diferencial de regalías que variarán entre el 7,5% y el 12% de acuerdo al valor del gas metano en el mercado.
“Deberán presentar sus proyectos de GNL”
“Cada proyecto tendrá su acta acuerdo. En cada Concesión de Explotación No Convencional (CENCH) entran muchas variables, como un estándar de regalías del 12% o la cantidad de pozos dentro del plan piloto. En este caso es lo mismo: tienen que venir las empresas y presentar su propio proyecto de GNL”, afirmó Medele al ser consultado por este medio.
El ministro de Energía de Neuquén sostuvo que era importante poder avanzar con el primer acuerdo con YPF para sentar un precedente y dejar de manifiesto un modelo que luego se pueda aplicar a todas las operadoras por igual.
“Ahora será más fácil sentarnos a discutir los próximos acuerdos teniendo en cuenta esta separación que establecimos entre el metano y el resto de los productos (que deberán liquidar regalías normalmente). Este modelo tiene elementos que hacen que sea fácil aplicarlo a otros proyectos, tiene más flexibilidad, el aval de todos los ministros -porque cada uno pudo analizarlo- y ahora tiene la posibilidad de convertirse en ley. Llevó tiempo negociar esto y mucho esfuerzo”, destacó.
En los hechos, el Acta Acuerdo firmada con YPF fue debatida durante al menos seis meses. Su creación tuvo origen luego de que la petrolera adquiriera tres áreas a Pluspetrol (Las Tacanas, Meseta Buena Esperanza y Aguada Villanueva), ubicadas principalmente en la ventana de gas condensado y seco de Vaca Muerta. Posteriormente, el CEO de YPF comenzó a delinear un plan que permitiera el desembarco de los socios del proyecto Argentina LNG (la italiana ENI y la árabe Adnoc) en esas mismas áreas de Vaca Muerta. Para esto, logró la conversión de esos bloques al no convencional, una solicitud que dio como resultado la creación de cinco nuevos bloques.
Tanto para YPF como para el gobierno provincial, poder establecer un régimen especial permitiría brindar competitividad y viabilidad económica al proyecto, además de acelerar la llegada de sus socios estratégicos. En contrapartida, la provincia exigió un Bono de Inversión por US$175 millones (que se suma a los 150 millones que recibió por las cinco CENCHs) y que la petrolera adopte la Decisión Final de Inversión (FID) y logre el financiamiento para el proyecto Argentina LNG dentro de los 24 meses desde la obtención de las áreas.
Asimismo, para adherir a los beneficios de este nuevo esquema la provincia pide que las empresas construyan un gasoducto dedicado para el transporte del fluido. Según confirmaron fuentes provinciales a este medio, el proyecto SESA (el consorcio que integran PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG) está al tanto de los términos de este acuerdo, lo que refuerza la intención de la provincia de replicar este esquema con otros jugadores del sector.
El valor del gas y las regalías, lo más consultado
Dentro del debate legislativo, uno de los puntos más consultados al ministro de Energía tuvo que ver con el valor del gas que se tomará de referencia para la posterior liquidación de las regalías. En este sentido, Medele detalló que una de las principales cuestiones a analizar tiene que ver con la extensión en el tiempo de los proyectos que, al encontrarse dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), duran unos 30 años. Por este motivo, no podía considerarse una suma fija para el valor del gas.
El proyecto plantea que se definirá en base a un coeficiente que pondere el Precio Internacional de GNL y el precio de venta del gas natural con destino a la industria. El primero tomará como valor de referencia el precio internacional considerado en el mercado asiático bajo la denominación JKM, que establece una base 1 de US$16/MBTU y un valor base 2 de US$20/MBTU. En tanto, para el gas metano se considerará el valor del gas en firme establecido por la Secretaría de Energía.
“Se analizaron muchas variables de precio del gas, pero cada vez que se piensa en un número, se debe considerar que tiene que vivir 30 años. Por eso, debíamos variabilizarlo con algún elemento, y el precio industria es al que los productores pueden perforar y hacer pozos”, añadió.
“Por otro lado, este negocio ya tiene incertidumbre, por eso no queremos poner términos fijos sino que los precios sean los del mercado, porque los pozos de gas cuestan más que los de petróleo. Todo está pensado para que dentro de 30 años se sostenga”, concluyó.
La Secretaría de Energía de la Nación estableció, a través de la Resolución 130/2026 ya oficializada, que la actual concesionaria Hidroeléctrica Futaleufú S.A. (a cargo del Sistema Hidroeléctrico Futaleufú) continuará operando dicho Complejo en tanto remita a la Secretaría, dentro de los próximos 7 días corridos, la Carta de Adhesión correspondiente (Anexo I) de la R-130.
Una vez remitida la carta de adhesión antes referida, la Concesionaria continuará operando la Central “como fecha máxima hasta el 15 de diciembre de 2026 inclusive, o bien hasta el perfeccionamiento de la Licitación Pública Nacional e Internacional”, para su privatización, en cuyo caso el plazo se podrá reducir a 90 días corridos, lo que ocurra primero.
La R-130/2026 de la S.E. estableció además que la concesionaria “ALUAR Aluminio Argentino S.A.I.C. continuará operando bajo las condiciones establecidas (en el Acta Acuerdo de junio de 1994 y sus modificatorias, para lo cual deberá prestar la conformidad”.
Dicha conformidad deberá ser presentada ante la Secretaría dentro del plazo de 5 días corridos de la entrada en vigencia de la R-130.
La central hidroeléctrica del complejo se encuentra sobre la margen derecha del Río Futaleufú (Río Grande en Mapuche), está equipada con 4 turbinas tipo Francis de eje vertical de 140 MW cada una, para una potencia instalada total de 560 MW.
La energía se transporta desde Futaleufú a Puerto Madryn por medio de dos líneas de alta tensión de 330 kV con una longitud de 550 km, cruzando las mesetas patagónicas de oeste a este, desde la cordillera, hasta la costa atlántica.
Fue construida por el Estado nacional entre 1971 y 1976 con el objetivo principal de proveer electricidad a la planta de producción de aluminio ALUAR, de Puerto Madryn.
Cabe referir que la Resolución 74/1995 del ex Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos convocó al concurso público nacional e internacional para la venta del 98 % del paquete accionario de la hidroeléctrica, cuya adjudicación por treinta años fue formalizada por el Decreto 799/1995, en favor de ALUAR (Aluminio Argentino S.A.I.C.)
Ahora se establece que en caso de no efectuarse la adhesión referida en la R-130 la Concesionaria estará obligada a continuar con la generación de energía eléctrica por un plazo no inferior a 90 días corridos, con el fin de que el Estado Nacional “adopte los recaudos necesarios para la continuidad del servicio”, debiendo cumplir con la totalidad de las obligaciones del Contrato de Concesión iniciado el 15 de junio de 1995 (y que incluye una prórroga de hasta 12 meses desde su conclusión).
La resolución firmada por María Tettamanti puntualiza que “Si la Concesionaria presta su conformidad a continuar operando el complejo hidroeléctrico, quedará sujeta a las siguientes condiciones”:
. Se deberá actualizar la Garantía de Cumplimiento de Contrato, la que no podrá ser inferior a U$S 1.500.000. La garantía podrá satisfacerse a través de una fianza o seguro de caución.
. Dado que la actividad de generación es por cuenta y riesgo de la concesionaria, los cambios que se produzcan en el esquema remuneratorio como consecuencia de las medidas que se adopten para normalizar el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) no podrán ser invocados como incumplimientos del Estado Nacional. Las normas que se dicten a tal efecto no podrán perjudicar la remuneración actual de la Concesionaria.
. Se deberá continuar abonando el esquema de regalías para la Provincia del CHUBUT, o del que a futuro se acuerde entre esta Secretaría y la Provincia, siempre respetando la proporcionalidad de los ingresos reconocidos, según corresponda.
. Con una frecuencia trimestral la concesionaria deberá presentar un inventario detallado y actualizado de los Bienes Propios, Cedidos y Equipos de la Concesionaria. Se considerará incumplimiento grave la falta de presentación u omisión de algún elemento indispensable que se utilice para el cumplimiento del contrato.
. La Concesionaria deberá permitir las visitas a los perímetros de la Concesión a los interesados en el procedimiento licitatorio a celebrarse y conforme lo prevea el respectivo pliego de dicho procedimiento.
. Se establece la continuidad de la Subsecretaría de Energía Eléctrica (de la S.E.) en su calidad de veedor para el Sistema Hidroeléctrico Futaleufú.
En los considerandos de la R-130 se ratifica que “es intención del Estado Nacional volver a licitar la concesión del Sistema Hidroeléctrico Futaleufú bajo un proceso competitivo nacional e internacional.
La Central Hidroeléctrica Futaleufú constituye un activo estratégico para el sistema energético nacional, contribuyendo a la diversificación de la matriz eléctrica y al fortalecimiento de la confiabilidad operativa del SADI, por lo que resulta necesario adoptar medidas que aseguren la continuidad de su operación sin interrupciones al concluir la concesión vigente, puntualizó la Secretaría.
Al respecto, refirió que “los procesos de licitación emprendidos por el Estado Nacional suelen revestir una notable extensión y complejidad que requiere, entre otras cuestiones, la elaboración de los pliegos de bases y condiciones correspondientes, la definición de las normas de manejo de aguas aplicables, la identificación de las inversiones obligatorias que deberán realizar los nuevos concesionarios con el objetivo de extender la vida útil de los activos de los complejos hidroeléctricos, el replanteo del perímetro de concesión, y la elaboración de los manuales de protección del ambiente y seguridad de presas”.
En el marco de su compromiso con la salud pública de la Provincia del Neuquén, Pluspetrol acordó un aporte de fondos al Ministerio de Salud para implementar el Plan de Telemedicina que cubrirá todo el territorio provincial, mediante la provisión de equipamiento especializado a diferentes centros de salud. Se priorizará especialmente aquellos lugares más alejados donde la presencia de profesionales médicos es más complicada, de manera de facilitar el acceso de la población a consultas médicas de manera rápida y segura.
El nuevo plan permitirá fortalecer el sistema público de salud, ampliando el acceso a consultas médicas especializadas facilitando la realización de diagnósticos a un segmento de la población que se encuentra en lugares remotos de la provincia.
El Plan de Telemedicina contará con equipamiento simple y de fácil manejo, administrado por personal de salud no médico, que permitirá realizar consultas a distancia con profesionales médicos sin necesidad de trasladarse, en una primera instancia, a centros de mayor complejidad. Además, el equipamiento será portátil, lo que facilitará la atención en locaciones fuera de los propios Puestos Sanitarios. Todos los establecimientos cuentan con conexión a internet, elemento clave para el funcionamiento del sistema y la comunicación con los médicos de referencia.
Esta articulación fue formalizada por el Ministro de Salud de la Provincia del Neuquén, Martín Regueiro y el Country Manager de Pluspetrol Argentina, Julián Escuder, en Casa de Gobierno. “Estamos muy contentos de continuar apoyando proyectos que generan un impacto positivo y concreto en la salud de los neuquinos y de las comunidades cercanas a nuestras operaciones”, afirmó Escuder.
Este proyecto forma parte de la estrategia de Responsabilidad Social de Pluspetrol, que prevé una inversión de USD 4.5 millones en la Provincia del Neuquén durante 2026. Los fondos estará destinados a diversos proyectos estructurados en tres ejes estratégicos: educación, producción y fortalecimiento institucional, complementando así la actividad de Pluspetrol como operador clave en el desarrollo energético de la provincia y del país.
El acuerdo incluye garantía fiscal por un plazo de 30 años para las actividades vinculadas al proyecto en las concesiones no convencionales Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte, Las Tacanas I y II, condicionada a la permanencia dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Forma parte de la estrategia provincial para acelerar el desarrollo gasífero asociado a la exportación de Gas Natural Licuado (GNL), una iniciativa que YPF impulsa junto a socios internacionales y que contempla mayores niveles de inversión, incremento de la producción, infraestructura dedicada y nuevas capacidades de transporte para abastecer mercados externos.
Entre los aspectos centrales del convenio se encuentra la definición de un régimen especial de regalías para el gas destinado a licuefacción. El esquema prevé alícuotas variables de entre el 7,5% y el 12%, según la evolución de los precios internacionales del GNL medidos a través del índice JKM (Japan Korea Marker), utilizado como referencia para el mercado asiático.
Además, se establece la exención del impuesto sobre los Ingresos Brutos para determinadas operaciones realizadas entre Vehículos de Proyecto Único (VPU) adheridos al RIGI cuando el destino final de la producción sea la exportación.
Otro de los puntos destacados es el compromiso asumido por YPF de ejecutar obras de infraestructura o realizar aportes equivalentes por hasta 175 millones de dólares.
El gobernador Rolando Figueroa destacó que el desarrollo del gas natural licuado representa una oportunidad histórica para ampliar las exportaciones, atraer inversiones de largo plazo y posicionar a la provincia como un actor relevante en el mercado energético global. Permitirá monetizar a gran escala los recursos gasíferos que hoy salen de Vaca Muerta.
La iniciativa permitirá incrementar la actividad económica, generar empleo, ampliar la infraestructura energética y fortalecer la competitividad de Neuquén en un contexto internacional cada vez más exigente para los grandes proyectos de exportación de hidrocarburos.
El acuerdo
El proyecto GNL incluye un esquema de aceleración del desarrollo a mayor escala, intensidad de inversión y horizonte productivo de las concesiones no convencionales, con capacidad de generar un incremento sustancial del nivel de actividad y explotación de los recursos hidrocarburíferos provinciales, mayores volúmenes de producción, expansión de infraestructura, gasoducto de transporte y un impacto económico positivo en el mediano y largo plazo.
También reconoce que el contexto de alta competencia internacional y de desventajas logísticas de la Argentina, se hace necesario establecer condiciones especiales que otorguen previsibilidad y competitividad al proyecto.
El convenio alcanzó a las concesiones Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y el lote Las Tacanas, sobre las cuales YPF solicitó la conformación de cinco nuevas concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH): Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, y Aguada Villanueva Norte.
La Provincia evaluó técnicamente los proyectos y consideró que resultan adecuados para maximizar la renta hidrocarburífera y promover el desarrollo económico provincial.
YPF deberá notificar en un plazo máximo de 24 meses la decisión final de inversión y la obtención del financiamiento internacional necesario para el proyecto.
En el acuerdo, YPF asumió un compromiso de inversión en infraestructura por 175 millones de dólares, monto que podrá ejecutarse mediante obras o aportes económicos destinados a proyectos definidos con el gobierno provincial.
El acuerdo señala que esas inversiones deberán traducirse en mejoras concretas para las comunidades vinculadas al desarrollo hidrocarburífero, fortaleciendo infraestructura, servicios y condiciones de vida.
El proyecto de GNL tendrá capacidad para generar un incremento sustancial de la actividad económica, mayores volúmenes de producción de gas, expansión de infraestructura dedicada y la construcción de un gasoducto específico para abastecer el complejo exportador.
Compañía Mega inauguró un nuevo tren de fraccionamiento en Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires, tras una inversión de 260 millones de dólares. Este proyecto forma parte de un plan mayor que totaliza 650 millones y apunta a incrementar hasta un 50% la producción de líquidos del gas natural (NGL), un insumo clave para la industria energética argentina.
Los accionistas de Mega son YPF, con un 38%; Petrobras, con un 34%; y Dow, con un 28%. La obra busca fortalecer la capacidad de la empresa para acompañar la expansión de la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta y contribuir al desarrollo del sistema energético nacional.
El acto oficial contó con la presencia de Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; Federico Susbielles, intendente de Bahía Blanca; y Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, además de autoridades locales, representantes de las empresas accionistas, clientes y referentes del sector energético.
Horacio Marín destacó que “Mega es una empresa que cumple 25 años, genera cultura en sus trabajadores, especialmente en los que están desde el inicio. Con la segunda etapa de ampliación de Mega, un proyecto presentado en el RIGI (Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones), vamos a poder procesar entre 40 y 42 millones de metros cúbicos de gas de Vaca Muerta. Ampliar Mega es darle valor agregado al gas natural”.
Por su parte, Tomás Córdoba afirmó que “esta ampliación representa uno de los hitos más importantes de nuestra historia como una empresa clave para habilitar el procesamiento y acondicionamiento del gas y petróleo proveniente de Vaca Muerta”. Añadió que el proyecto refleja la confianza de los accionistas en las oportunidades energéticas de Argentina y permitirá estructurar el próximo ciclo de crecimiento, con más capacidad y eficiencia para sostener la producción y exportación.
El intendente Federico Susbielles resaltó que “esta inversión consolida a Bahía Blanca como uno de los principales polos energéticos e industriales del país. El desarrollo de infraestructura como el Nuevo Tren de Fraccionamiento no solo potencia el crecimiento de Vaca Muerta, sino que también genera empleo, dinamiza la economía regional y posiciona a la ciudad como un nodo clave para la exportación de energía argentina”.
La instalación fue construida bajo la modalidad llave en mano (EPC) por AESA y permitirá absorber el crecimiento sostenido de la producción de gas natural, así como la mayor disponibilidad de líquidos asociados provenientes de Vaca Muerta. Esto incrementará la capacidad de procesamiento y fortalecerá la generación de valor para la compañía.
Desde sus comienzos en 2001, Mega es un actor fundamental en el segmento midstream nacional, procesando cerca del 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina. Opera una infraestructura integrada que conecta Vaca Muerta con el puerto de Bahía Blanca mediante un poliducto de 600 kilómetros, posicionándose como el principal exportador argentino de GLP y gasolina natural, además de ser el mayor proveedor de etano para la petroquímica local.
En paralelo, la empresa avanza con la siguiente fase de inversiones, que contempla 650 millones de dólares entre 2023 y 2028. En abril presentó un proyecto de 360 millones bajo el RIGI para ampliar la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural, con obras en Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires. Estas mejoras permitirán aumentar la producción total en un 27% e incorporar más de 500.000 toneladas anuales adicionales de NGL.
Se estima que aproximadamente el 80% del volumen incremental será destinado a mercados de exportación, principalmente en forma de propano, butano y gasolina natural, mientras que el 20% restante abastecerá el mercado interno, especialmente con etano para la industria petroquímica.
Uruguay atraviesa un nuevo capítulo de tensión interna tras decidir relocalizar en Paysandú la megaplanta de hidrógeno verde proyectada por la multinacional Hif Global, luego de zanjar una polémica con Argentina. El intendente de Paysandú, Nicolás Olivera, del Partido Nacional, criticó la demora del Ministerio de Industria, encabezado por el presidente Yamandú Orsi, en avanzar con la inversión.
Olivera expresó su preocupación: “Cada minuto cuenta. No me explico qué cosa tienen más importante que hacer en el Ministerio de Industria”. El intendente espera que antes de fin de junio se firme el contrato que otorgue certezas a la empresa, advirtiendo que la millonaria inversión de USD 5.300 millones, la mayor en la historia de Uruguay, podría perderse si otro país ofrece condiciones más favorables.
El principal escollo para concretar el proyecto radica en el precio al que Uruguay venderá la energía generada. Hif Global propone un valor de USD 40 por megavatio hora, cifra que no convence al Ministerio de Industria y Energía, que aún evalúa las condiciones definitivas del contrato.
La ministra de Industria, Fernanda Cardona, señaló que aún falta definir la ubicación exacta del proyecto y el precio de la energía, aunque aseguró que están “muy cerca” de un acuerdo. Además, indicó que los plazos establecidos se mantienen y que Hif Global tiene hasta fin de año para decidir si realiza la inversión.
Cardona remarcó la importancia de avanzar con cautela: “Es un proyecto que se anunció en 2022. Por supuesto que cada día cuenta, pero trabajemos para que sea una realidad”. También destacó que la multinacional está analizando las vías para financiar el emprendimiento.
La ministra recordó los avances logrados en poco tiempo, incluyendo el memorándum de entendimiento y la participación de entidades nacionales como Ancap, Alur y UTE. Además, mencionó que se solicitó a la empresa que mantenga un laboratorio para que las universidades Udelar y UTEC puedan generar conocimiento sobre hidrógeno en Uruguay, un aporte que no estaba previsto inicialmente.
El plan de Hif Global contempla construir una megaplanta dedicada a la producción de combustibles sintéticos con una capacidad de 880 mil toneladas de eCombustibles. Se proyecta que las primeras exportaciones comiencen en 2029, con Asia y Europa como principales mercados.
El gobierno uruguayo evalúa proponer que la planta se instale en un terreno de 48 hectáreas ubicado en Nuevo Paysandú, propiedad de la petrolera estatal Ancap, como parte de las negociaciones para facilitar el proyecto.
Fomento Minero de Santa Cruz Sociedad del Estado (Fomicruz S.E.), en su carácter de propietaria de la estación de servicio EPA ubicada en el paraje La Esperanza, asumió el pasado viernes de manera directa la operación del expendio de combustibles, ante la finalización del contrato de concesión vigente.
Al respecto, se precisa que el vínculo contractual con la firma privada que operaba dicha boca de expendio concluyó en el mes de noviembre de 2025, habiéndose extendido hasta la fecha mediante sucesivas prórrogas. En consonancia con la decisión política de que la administración de este activo estratégico permanezca bajo la órbita del Estado Santacruceño, Fomicruz S.E. tomó el control operativo con el objetivo primordial de garantizar la continuidad y el normal abastecimiento de combustible en un nodo vial clave como lo es la Ruta Provincial N°5.
Paralelamente, durante la misma jornada, se constituyó una mesa de diálogo y negociación con el exconcesionario a fin de dar inicio a una transición ordenada. En este sentido, la premisa fundamental del Gobierno Provincial es salvaguardar los puestos de trabajo y garantizar la estabilidad laboral de todo el personal que se desempeña en el establecimiento.
La Secretaría de Energía de la Nación prorrogó el plazo de operación de la Central Hidroeléctrica Futaleufú por parte de su actual concesionaria hasta diciembre de 2026 para preservar el suministro.
El complejo hidroeléctrico, cuya concesión original de 30 años venció el 15 de junio de 2025, se encuentra actualmente en un periodo de transición. Esta planta tiene como uno de los principales clientes el complejo industrial de la firma Aluar ubicado en la provincia de Chubut
De acuerdo con la Resolución 130/2026 del Ministerio de Economía, publicada en el Boletín Oficial de la República Argentina, la empresa debe presentar una carta de adhesión en un plazo de siete días para formalizar la extensión.
La normativa indica que la firma “continuará operando como fecha máxima hasta el 15 de diciembre de 2026 inclusive, o bien hasta el perfeccionamiento de la Licitación Pública Nacional e Internacional”.
Para cumplir con la prórroga, la concesionaria deberá actualizar la garantía de cumplimiento de contrato por un monto no inferior a US$1.500.000.
Además, la resolución especifica que la empresa tendrá que “cumplir con la totalidad de las obligaciones de su respectivo Contrato de Concesión” iniciado en 1995, lo que incluye el pago de regalías a la provincia y la presentación de inventarios trimestrales.
El Estado Nacional ratificó su intención de convocar a un proceso competitivo para otorgar una nueva concesión.
Mientras tanto, se mantendrá un veedor oficial para supervisar la operación y se invitó a la provincia de Chubut a designar un representante para colaborar en la transición.
Matias Szapiro, Guadalupe Montero, Julian Escuder, Martin Regueiro y Macerlo Pizarro.
Pluspetrol acordó un aporte de fondos al Ministerio de Salud para implementar el Plan de Telemedicina que cubrirá todo el territorio neuquino, mediante la provisión de equipamiento especializado a diferentes centros de salud. Se priorizará especialmente aquellos lugares más alejados donde la presencia de profesionales médicos es más complicada, de manera de facilitar el acceso de la población a consultas médicas de manera rápida y segura.
El nuevo plan permitirá fortalecer el sistema público de salud, ampliando el acceso a consultas médicas especializadas facilitando la realización de diagnósticos a un segmento de la población que se encuentra en lugares remotos de la provincia.
Plan de Telemedicina
El Plan de Telemedicina contará con equipamiento simple y de fácil manejo, administrado por personal de salud no médico, que permitirá realizar consultas a distancia con profesionales médicos sin necesidad de trasladarse, en una primera instancia, a centros de mayor complejidad. Además, el equipamiento será portátil, lo que facilitará la atención en locaciones fuera de los propios Puestos Sanitarios. Todos los establecimientos cuentan con conexión a internet, elemento clave para el funcionamiento del sistema y la comunicación con los médicos de referencia.
Esta articulación fue formalizada por el ministro de Salud de la Provincia del Neuquén, Martín Regueiro y el Country Manager de Pluspetrol Argentina, Julián Escuder, en Casa de Gobierno. “Estamos muy contentos de continuar apoyando proyectos que generan un impacto positivo y concreto en la salud de los neuquinos y de las comunidades cercanas a nuestras operaciones”, afirmó Escuder.
El proyecto
Este proyecto forma parte de la estrategia de Responsabilidad Social de Pluspetrol, que prevé una inversión de US$ 4.5 millones en la Provincia del Neuquén durante 2026. Los fondos estarán destinados a diversos proyectos estructurados en tres ejes estratégicos: educación, producción y fortalecimiento institucional, complementando así la actividad de Pluspetrol como operador clave en el desarrollo energético de la provincia y del país.
El gobernador Rolando Figueroa postuló a dos contadores para el Tribunal de Cuentas de Neuquén. Foto: Florencia Salto.
El gobernador Rolando Figueroa expande su influencia en el Tribunal de Cuentas de Neuquén. Este lunes envió a la Legislatura provincial los pliegos de dos candidatos para cubrir dos de las cuatro vocalías del organismo que audita las cuentas del Estado y que habían quedado vacantes en los últimos meses.
Los nombres incluyen a un hombre de confianza del mandatario y a un dirigente del Movimiento Popular Neuquino que fue opositor de su armado en las elecciones del 2023. Es un guiño más para el partido que gobernó la provincia hasta ese año y que ostenta la bancada más numerosa, determinante para el éxito de ambos candidatos en el recinto.
El Tribunal de Cuentas es un órgano «con poder bastante para aprobar o desaprobar la percepción e inversión de caudales públicos hecha por todos los funcionarios, empleados y administradores de la Provincia», según dicta la Constitución de Neuquén.
Es el que audita las cuentas de la administración central, el Poder Judicial, la Legislatura, los organismos descentralizados, los municipios y empresas públicas y ha cobrado protagonismo como pata administrativa en causas de corrupción que sacudieron a la provincia como la de Gloria Ruiz, vicegobernadora destituida en 2024.
Cuenta con un presidente y cuatro vocalías, cuyos miembros cobran un sueldo semejante al de un juez de Primera Instancia.
El candidato uno: Juan Carlos Pintado
Figueroa eligió para una de esas vacantes a Juan Carlos «Juanqui» Pintado, un hombre de su confianza que trabajó como su asesor cuando fue diputado provincial durante la última gestión de Jorge Sobisch y luego lo acompañó como prosecretario administrativo de la Legislatura cuando ejerció la vicegobernación.
Pintado, de 59 años, ya ocupó entre 1999 y 2005 una vocalía en el Tribunal de Cuentas la cual dejó para pasar a desempeñarse en otros cargos dentro del Poder Ejecutivo. Es contador recibido de la Universidad Nacional del Comahue, la misma de la que egresó Figueroa, y actualmente es director provincial de Gobiernos Locales de su gestión.
La semana pasada había enviado su currículum y datos personales por pedido del equipo del gobernador, pero recién este lunes se enteró de que su nombre era uno de los dos elegidos para integrar el Tribunal.
El candidato dos: Diego De Vega
El segundo nombre enviado por Figueroa a la Legislatura para cubrir las vacantes es el de Diego De Vega. Este contador público de 43 años es oriundo de Chos Malal, la cuna política del gobernador, y compitió como adversario en las elecciones municipales del 2023.
Figueroa llevó en esos comicios a Nicolás Albarracín como candidato a intendente del frente Neuquinizate y De Vega lo enfrentó, sin éxito, bajo el sello del MPN.
El dirigente viene de ocupar diez años la secretaría de Economía de ese municipio e incluso fue funcionario del propio Figueroa cuando lideró esa ciudad del Norte Neuquino, entre 2011 y 2015. Es otro conocido del gobernador, pese a que hoy lo definió como «un opositor».
El MPN, garantía de aval
En el MPN ya tenían expectativas de que uno de los nombres a cubrir en el Tribunal de Cuentas proviniera del partido. Cuentan con la bancada más numerosa dentro de la Legislatura y Figueroa necesita de su apoyo para que sus iniciativas prosperen en el recinto.
Por eso también no se apuró en cubrir la vacante que dejó Marcela Serrano en abril, quien ganó un concurso para asumir como jueza civil de la Cámara de Apelaciones, y esperó a que se produjera una segunda salida, la de Antonio Di Maggio, quien dejó su cargo para acogerse a la jubilación el mes pasado.
Ambos candidatos deberán ser entrevistados por la comisión de Asuntos Constitucionales de la Legislatura antes de pasar al recinto, donde se espera que no encuentren dificultades para avanzar.
Si los candidatos tienen aval de la Legislatura, el órgano quedará integrado por Juan Pablo Dirr en la presidencia y en las vocalías por Ana Esteves, Marcelo Raimondo, Juan Carlos Pintado y Diego De Vega.
De los cuatro, solo Esteves no ingresó a propuesta o con la venia de Figueroa.
El rol del Tribunal de Cuentas
El Tribunal de Cuentas de Neuquén ha funcionado como una suerte de pata administrativa para acompañar, o a veces impulsar, algunas causas de corrupción.
Fue uno de los resortes de presión contra la exvicegobernadora Gloria Ruiz, quien fue destituida por «inhabilidad moral» a fines del 2024 y también inició una investigación por supuestas irregularidades en la contratación de las canchas de césped sintético que fueron emblema en la gestión de Omar Gutiérrez. De esas auditorías aún no se conocieron resultados.
Más recientemente, se conoció que el Tribunal de Cuentas abrió una investigación contra la municipalidad de San Patricio del Chañar por la contratación con dos empresas, Neuraltech SA y Fluxa SA, para la instalación de radares y un sistema de fotomultas en la Ruta 7.
Ese municipio es conducido por Gonzalo Núñez del PJ, quien llegó a la intendencia de la mano del diputado y exsecretario de Energía de la Nación, Darío Martínez.
YPF llevó adelante dos nuevas jornadas de la Academia de Proveedores en Neuquén y Río Negro, consolidando una agenda de trabajo orientada a fortalecer el entramado productivo local y acompañar el crecimiento de su cadena de valor.
Las actividades contaron con la participación de más de 160 representantes de empresas de ambas provincias y fueron organizadas en conjunto con la Secretaría de Industria de Río Negro y la Secretaría de Energía y Ambiente.
Ambos encuentros formaron parte del módulo “Mundo YPF” y convocaron a empresas previamente registradas en la Academia de Proveedores, con el objetivo de brindar una visión integral del funcionamiento de la compañía y de las oportunidades que se proyectan a futuro.
Durante la primera parte de la jornada se presentaron los principales proyectos de YPF y la proyección de la demanda para los próximos cinco años, con foco en iniciativas estratégicas como Argentina LNG. En la segunda parte, se abordó en detalle el ciclo de vida de un proveedor dentro de la compañía, incluyendo los procesos de alta, calificación, licitación, desarrollo de proveedores y el programa de compliance para terceros.
Además, se dedicó un espacio a instancias de networking, con el objetivo de fortalecer los vínculos entre empresas y fomentar la colaboración dentro de la industria. Estas dinámicas buscan ampliar las oportunidades de negocio, promoviendo una mayor articulación entre proveedores más allá de su vínculo directo con la compañía.
En territorios como Río Negro y Neuquén, donde el desarrollo de proyectos energéticos tendrá un fuerte crecimiento en los próximos años, este tipo de iniciativas resulta clave. La expansión de la actividad demandará proveedores cada vez más capacitados, con estándares alineados a una industria en transformación. La Academia de Proveedores permite anticipar esa demanda, fortalecer capacidades locales y generar condiciones para que las empresas de la región puedan integrarse de manera competitiva a la cadena de valor, potenciando el empleo y el desarrollo económico.
El proyecto para producir Gas Natural Licuado (GNL) espera sumar un hito regulatorio y político con la aprobación de una ley especial que el gobierno de Neuquén enviará este martes a la Legislatura. La iniciativa apunta a otorgar condiciones especiales y beneficios fiscales a 30 años a la producción de gas en Vaca Muerta que tenga como destino final la exportación de GNL. La nueva normativa contiene un régimen diferencial que reduce las regalías hasta el 7,5% y que asociará su valor en base al precio de venta del gas metano.
El decreto -que se espera se publique este lunes en el Boletín Oficial- fue elaborado luego de que YPF y Neuquén rubricaran un Acta Acuerdoque establece un régimen especial de incentivos para viabilizar el desarrollo del proyecto Argentina LNG asociado a áreas no convencionales de Vaca Muerta. El convenio fue dado a conocer este sábado por parte del gobernador Rolando Figueroa y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
EconoJournal pudo acceder en exclusiva al texto que será enviado a la Legislatura este martes para su posterior tratamiento y que establece como premisa principal que “el Proyecto Argentina GNL presenta características diferenciales (…) posibilitando la aceleración del desarrollo de recursos gasíferos provinciales y la generación de producción incremental respecto de los escenarios actualmente previstos”.
Fuentes provinciales confirmaron que el ministro de Energía, Gustavo Medele, será el encargado de hacer la primera presentación a los legisladores provinciales con el objetivo de que puedan comprender sus alcances y de qué forma se implementarán valores diferenciales en las regalías. De esta forma, el gobierno de Figueroa busca, además, darle consenso y peso político al acuerdo que pretende ponerle un marco jurídico de largo plazo a lo que el mismo gobernador denominó “la nueva era del 2030”.
Regalías móviles del 7,5% al 12%
Tal como había adelantado este medio en marzo, el núcleo del acuerdo radica en la creación de un régimen de incentivos que se acopla a las normativas nacionales vigentes y a los cambios incorporados a través de la Ley Bases y al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Parte de la base de que el GNL requiere de estándares de financiamiento internacionales y contratos de largo plazo. Para esto, Neuquén ofrece una Garantía de Estabilidad Fiscal provincial por un período de 30 años, contados a partir de la fecha estimada de puesta en marcha de cada etapa productiva. La única condición es que el proyecto conserve su adhesión al RIGI.
Sin embargo, el corazón del proyecto tiene que ver con el régimen de regalías variables que contempla a partir de la liquidación del gas no convencional que sea efectivamente licuado y convertido a GNL. Esta se regirá por una base de cálculo atada al valor del metano en el mercado y una escala de alícuotas variables de tres escalones: del 7,5%, 10% y 12%.
Este esquema contará con un mecanismo de revisión trienal de los “Valores Base”. Es decir, para blindar la recaudación ante eventuales distorsiones, la provincia fijó un “precio de referencia del mercado local”que operará como valor mínimo de liquidación “para evitar que las regalías se liquiden a precios extremadamente bajos”, explicó Figueroa.
“Sobre los gases ricos y el petróleo la alícuota será del 12% y sobre el GNL será del 7,5%. Cuando supere determinado valor, las regalías van a crecer también”, agregó el mandatario esta mañana durante una rueda de prensa. Aunque reconoció que la negociación con YPF partía de un piso de regalías del 5%, reafirmó que la provincia exigió un mínimo de 7,5% para cuando caiga el valor del metano, permitiendo de esta forma mantener la rentabilidad de los proyectos.
De todas formas, el esquema mantendrá una cláusula de activación: todas estas condiciones especiales quedarán supeditadas a que YPF y sus socios internacionales firmen de manera definitiva la Decisión Final de Inversión (FID) y obtengan el financiamiento, para lo cual la petrolera dispone de un plazo máximo de 24 meses.
Figueroa y Marín hicieron público el acuerdo el pasado sábado tras meses de negociaciones.
Un acuerdo de US$ 175 millones y estabilidad a 30 años
El convenio refrendado abarca de manera directa los activos que YPF adquirió recientemente a Pluspetrol y de los cuales obtuvo cinco concesiones no convencionales (CENCH): Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, y Aguada Villanueva Norte.
Con el fin de asegurar la competitividad de estos desarrollos, el decreto que será plasmado en el proyecto de ley asegura a YPF y a sus socios la exención del Impuesto de Sellos sobre el Acta Acuerdo. Asimismo, explicita que quedarán exentas del Impuesto sobre los Ingresos Brutos las actividades de extracción de petróleo crudo y gas natural realizadas en el mercado interno exclusivamente entre los Vehículos de Proyecto Único (VPU) adheridos al RIGI en el marco del Proyecto GNL, siempre que su destino final sea la exportación. En paralelo, la Provincia se comprometió a instar a los municipios de la cuenca a adoptar medidas impositivas análogas en sus jurisdicciones.
En contrapartida, la firma del FID disparará la ejecución de un Bono de Inversión por US$175 millones. “Fue una muy buena negociación para la provincia. No hay dudas”, dijo Figueroa, quien en conversación con EconoJournal confirmó que ese monto -que podrá efectivizarse mediante el financiamiento o la ejecución directa de obras- se destinará a infraestructura provincial y mediante acuerdos con municipios, apuntando fuertemente a las localidades de la zona de influencia de la cuenca.
La alianza OPEP+ aprobó el domingo 7 de junio un nuevo aumento de sus cuotas de producción: 188.000 bbl/d adicionales con vigencia desde julio, el cuarto ajuste mensual consecutivo desde abril de 2026. La decisión fue adoptada por siete países en reunión: Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Argelia, Kazajistán y Omán. En su comunicado oficial, los siete productores encuadraron la medida como “un ajuste voluntario” orientado a “apoyar la estabilidad del mercado petrolero.” Con este último movimiento, los siete estados habrán elevado sus objetivos de bombeo en unos 800.000 bbl/d desde abril, reduciendo así parte del recorte voluntario de 1,65 millones de bbl/d que aplicaron en 2023 para sostener los precios cuando el mercado mostraba señales de debilidad.
Una cuota que no llega a los mercados
El punto que concentra la atención de los analistas no está en lo que la OPEP+ anuncia, sino en lo que efectivamente puede exportar. El cierre del estrecho de Ormuz, por donde transitaba cerca del 20% del petróleo y gas comercializado en el mundo, ha reducido drásticamente las exportaciones de varios de los principales productores de la alianza, como consecuencia directa del conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán. El impacto productivo resultó severo. La producción total de la OPEP+ cayó cerca de diez millones de bbl/d entre febrero y abril, una contracción que equivale aproximadamente a la cuarta parte del suministro previo al conflicto. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) estima que cerca de 14 millones de bbl/d permanecen fuera del mercado por los problemas logísticos derivados del conflicto.
En ese contexto, la decisión del domingo no debería tener impacto sobre el precio del barril en la apertura de los mercados, que seguirán más influenciados por la evolución de la guerra en Oriente Medio. La medida resulta “más una señal política que un verdadero impulso a la oferta.” A esa lectura se suma otro dato estructural: la capacidad de la alianza para influir en el mercado resulta cada vez más limitada debido a las restricciones logísticas, la caída de la producción efectiva y la salida de Emiratos Árabes Unidos, uno de los países con mayor capacidad para aumentar rápidamente su bombeo. Los Emiratos abandonaron la organización el 1° de mayo pasado.
Brent cerca de US$ 97, con alta volatilidad
El barril de crudo Brent cotiza hoy, 8 de junio, a US$ 97,33, con una suba de US$ 4,24 en el día. El rango de las últimas 52 semanas oscila entre US$ 58,72 y US$ 126,41, lo que refleja la extrema volatilidad que generó el conflicto en Oriente Medio sobre los mercados de crudo. Los precios del crudo continúan elevados pese al aumento de las cuotas, precisamente porque la oferta real sigue siendo restringida. La ecuación argentina: precios altos, producción récord Para Argentina, la paradoja de la OPEP+ resulta favorable. El país no forma parte de la alianza ni está sujeto a sus cuotas, y al mismo tiempo se beneficia de los precios altos que el bloqueo de Ormuz sostiene.
La guerra en Medio Oriente y la volatilidad global del petróleo revalorizaron el potencial de regiones consideradas políticamente estables para el suministro energético internacional, entre ellas la Argentina. En ese marco, en el primer trimestre de 2026 las exportaciones energéticas totalizaron US$ 2.837 millones, mientras que las importaciones cayeron 35,7%, hasta US$ 432 millones, lo que generó un superávit histórico. En marzo, el saldo positivo del sector alcanzó US$ 1.090 millones, la mayor marca para un mes individual desde que se tiene registro.
La producción de Vaca Muerta también acompaña esa tendencia. Un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario proyecta que la producción de petróleo crecerá 16% en 2026, y el gas no convencional continúa creciendo mientras el convencional retrocede. Los breakeven promedio en Vaca Muerta se ubican en torno a los US$ 40-45 por barril, margen que con el Brent cerca de los US$ 97 garantiza rentabilidad holgada para los operadores activos en la cuenca.
El megaproyecto Vicuña, la mayor inversión minera de la historia argentina con un CAPEX estimado en USD 18.000 millones, adjudicó la construcción de su campamento habitacional a un consorcio liderado por PowerChina.
La obra —2.500 camas en esta etapa, 10.000 en total— se importará completa desde Asia bajo los beneficios aduaneros del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La diferencia entre la oferta china y la argentina fue de USD 18 millones, equivalente al 0,1% del proyecto.
El dato es técnico, no emocional: el RIGI está generando un efecto no deseado. Al eliminar aranceles, IVA, tasas y restricciones para bienes importados, el régimen vuelve más barato traer desde China infraestructura que la industria argentina produce hace décadas.
El resultado es la sustitución de proveedores locales en segmentos donde existe capacidad instalada, certificación técnica y experiencia en minería, energía y petróleo.
La construcción modular industrializada es un sector que Argentina domina. Produce campamentos para yacimientos, obras de infraestructura, parques eólicos, proyectos petroleros y desarrollos energéticos. Tiene estándares para alta montaña, normas climáticas, procesos certificados y proveedores distribuidos en varias provincias.
La decisión de importar una ciudad completa implica la pérdida de una cadena de valor que genera empleo industrial, servicios, logística, mantenimiento y encadenamientos productivos en San Juan y en el país.
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El caso Vicuña no es un problema de competitividad. La diferencia de precio fue marginal frente a la escala del proyecto. Es un problema de incentivos fiscales desbalanceados: el régimen elimina costos para la importación total y no establece distinciones entre bienes críticos —que Argentina no produce— y bienes que sí se fabrican localmente.
El resultado es que el Estado argentino subsidia, vía exenciones, la importación de infraestructura básica que podría producirse en el país.
La contradicción es evidente. El Gobierno sostiene un alineamiento estratégico con Estados Unidos y ha limitado la participación china en sectores sensibles.
Sin embargo, bajo el RIGI, se habilita la importación masiva de infraestructura construida en China para un proyecto de cobre estratégico, con beneficios fiscales otorgados por el propio Estado argentino. La política exterior declarada y el diseño operativo del régimen no están alineados.
Para la empresa, la decisión también tiene implicancias. Una mina de cobre de 25 años necesita proveedores locales para ampliaciones, reemplazos, mantenimiento y nuevas etapas.
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Si la cadena se destruye hoy, no estará disponible mañana. La licencia social, un activo crítico en minería, se sostiene con empleo, proveedores y desarrollo territorial. Importar una ciudad completa erosiona ese equilibrio.
El RIGI puede corregirse sin alterar su objetivo central. Los países mineros más competitivos del mundo —Chile, Perú, Canadá, Australia— establecen listas positivas y negativas, exigen justificación técnica para importar bienes que se producen localmente y fijan mínimos de contenido local en segmentos donde existe capacidad instalada.
Argentina puede adoptar criterios similares para evitar que un régimen pensado para atraer inversiones termine desindustrializando sectores que sí tienen competitividad.
El caso Vicuña es una señal. No cuestiona la inversión ni el proyecto, sino el diseño operativo del régimen. El RIGI debe distinguir entre bienes críticos y bienes que se producen en el país. Si no lo hace, no estará promoviendo inversiones: estará promoviendo importaciones.
Y en un proyecto de USD 18.000 millones, la diferencia entre desarrollar una cadena de valor local o sustituirla por importación total define el impacto económico de las próximas dos décadas.
El programa de inversiones de MEGA —la sociedad integrada por YPF, Petrobras y Dow— constituye uno de los desarrollos de infraestructura más relevantes del midstream argentino.
El plan total asciende a USD 650 millones entre 2023 y 2028, orientado a ampliar la capacidad de fraccionamiento de líquidos del gas natural y a adecuar instalaciones en Bahía Blanca para absorber el crecimiento del shale gas neuquino.
La primera etapa del programa incluyó obras de adecuación y ampliaciones iniciales. La segunda fase, actualmente en ejecución, incorpora un nuevo tren de fraccionamiento en el complejo de Bahía Blanca con una inversión de USD 260 millones, destinada a incrementar la capacidad de separación de etano, propano, butano y gasolina natural.
El objetivo es elevar la capacidad total de procesamiento de NGL en hasta un 50%, evitando restricciones en la evacuación del gas húmedo producido en Vaca Muerta.
MEGA procesa alrededor del 40% del gas natural de la Cuenca Neuquina y opera el poliducto Neuquén–Bahía Blanca, infraestructura que conecta la producción con el principal polo petroquímico del país y con las terminales de exportación de GLP.
La ampliación permite sostener el crecimiento de la producción de shale gas, reducir el riesgo de saturación del sistema y mejorar la continuidad de los flujos exportadores.
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El plan completo de USD 650 millones incluye obras asociadas a la expansión de capacidad, mejoras en seguridad operativa, adecuaciones en transporte y ampliación de instalaciones vinculadas al abastecimiento de etano para la industria petroquímica.
La segunda fase fue presentada bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, dado que se trata de proyectos con horizontes de amortización largos y alta intensidad de capital.
El crecimiento de los NGL se consolidó como uno de los segmentos de mayor expansión del sector energético. La producción nacional crece a tasas superiores al 20% anual y las exportaciones de GLP superaron el millón de toneladas en 2025.
La capacidad de fraccionamiento y logística se volvió un componente crítico para evitar restricciones en origen y asegurar que el incremento de producción se traduzca en mayor oferta exportable y abastecimiento industrial.
La ampliación de MEGA refuerza el rol de Bahía Blanca como nodo petroquímico y logístico, y se integra con los gasoductos troncales y la infraestructura de transporte desde Neuquén.
La continuidad del programa de inversiones y la estabilidad regulatoria serán determinantes para sostener el crecimiento del shale gas y consolidar la expansión de la cadena de valor del gas natural en la próxima década.
La Conferencia ARPEL 2026 expuso un diagnóstico transversal entre ejecutivos de petróleo, gas y refinación: América Latina dispone de recursos en volumen y calidad, pero enfrenta restricciones estructurales para transformarlos en abastecimiento confiable.
La seguridad energética depende de infraestructura, eficiencia y marcos regulatorios que permitan inversiones sostenidas.
En petróleo, la discusión se centró en logística y competitividad. La disponibilidad de recursos dejó de ser el problema; el desafío es ejecutar proyectos con estabilidad regulatoria y capacidad operativa.
En gas natural, las empresas destacaron que la región cuenta con reservas suficientes, pero necesita diversificación de fuentes, resiliencia frente a shocks de precios y ampliación de redes para sostener demanda interna y exportaciones.
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El desarrollo del shale argentino fue presentado como caso de estudio. La experiencia de Vaca Muerta muestra que la escala depende de infraestructura, contratos estables y cooperación público‑privada. Países como México y Colombia analizan replicar el modelo, condicionado a estabilidad institucional y capacidad de ejecución.
En refinación, los expositores coincidieron en que el sector enfrenta márgenes ajustados y mayor presión regulatoria. La competitividad se definirá por eficiencia, flexibilidad y mayor integración con la petroquímica.
La agenda regional converge en tres ejes: reformas regulatorias, gas como pilar estructural y fortalecimiento de la integración para ganar escala. El desafío no es el recurso, sino la capacidad de convertirlo en suministro confiable mediante planificación, infraestructura y reglas estables.
El desarrollo de Transportadora de Gas del Sur (TGS) para industrializar gas asociado en Vaca Muerta se convierte en la pieza central de la infraestructura energética argentina para los próximos diez años.
Con un CAPEX estimado en USD 3.000 millones, el proyecto incorpora cuatro módulos de procesamiento, un poliducto de 573 kilómetros, una planta de fraccionamiento de 2,7 millones de toneladas anuales y una terminal de exportación en Bahía Blanca. Su escala, su función y su integración con la producción de shale oil lo ubican entre las inversiones más relevantes del midstream desde la privatización del sistema gasífero.
La novedad operativa es la firma de contratos de abastecimiento entre TGS y las principales productoras de la cuenca. YPF, Pampa Energía, Pluspetrol y Chevron aportarán gas asociado proveniente de sus desarrollos de petróleo no convencional.
Estos acuerdos aseguran el volumen necesario para operar los cuatro módulos de procesamiento —dos existentes y dos nuevos— que permitirán tratar hasta 43 millones de metros cúbicos diarios de gas rico en líquidos. La disponibilidad contractual de gas asociado es el elemento que convierte al proyecto en una infraestructura con horizonte de largo plazo.
El gas asociado es el factor que condiciona la expansión del shale oil. La producción de petróleo en Vaca Muerta contiene proporciones crecientes de gas que deben procesarse para evitar restricciones, venteos o limitaciones operativas. Sin capacidad de tratamiento y evacuación, la producción de crudo no puede superar determinados umbrales.
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El proyecto de TGS permite destrabar ese límite y habilita un sendero de crecimiento que, según proyecciones técnicas, podría superar 1,5 millones de barriles diarios en la próxima década. La industrialización del gas asociado deja de ser un complemento y pasa a ser un requisito estructural para sostener la expansión del petróleo.
La infraestructura se completa con un poliducto de 573 kilómetros que conectará Neuquén con Bahía Blanca, atravesando Río Negro, La Pampa y Buenos Aires. Desde allí, la nueva planta de fraccionamiento separará propano, butano y gasolina natural, mientras que el metano se integrará al sistema troncal.
La terminal de exportación permitirá colocar NGL en mercados regionales e internacionales, con un flujo estimado de USD 1.200 millones anuales. La escala del fraccionamiento —2,7 millones de toneladas por año— convierte a Bahía Blanca en el nodo más relevante de industrialización de gas del Cono Sur.
El financiamiento se estructura bajo un esquema de project finance, con participación de Citibank, Santander y JP Morgan, que podrían aportar alrededor de USD 1.000 millones. El resto provendrá de aportes de capital de los accionistas de TGS, principalmente Pampa Energía y el Grupo Inversor Petroquímica (GIP).
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La empresa presentará el proyecto al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) mediante dos Vehículos de Proyecto Único, con el objetivo de asegurar estabilidad fiscal y cambiaria durante el período de construcción y operación.
El desarrollo se integra con la infraestructura existente en Bahía Blanca, que concentra el principal polo petroquímico del país y las terminales de exportación de GLP. La ampliación de capacidad de procesamiento y fraccionamiento complementa los proyectos de Compañía Mega y refuerza el rol del sur bonaerense como nodo logístico y energético.
La combinación de Mega + TGS crea una plataforma industrial que permite monetizar el gas asociado, mejorar el saldo externo energético y sostener el crecimiento del petróleo no convencional.
La construcción demandará alrededor de 45 meses y generará unos 4.000 empleos directos y 15.000 indirectos. Más allá del impacto laboral, el proyecto establece una infraestructura que define la competitividad del petróleo argentino en la próxima década.
La disponibilidad de capacidad para procesar gas asociado se convierte en el factor que ordena la expansión del shale oil, la planificación de inversiones y la estrategia exportadora del país.
El proyecto de TGS no es una obra más: es la infraestructura que permite que Vaca Muerta pase de un ciclo de crecimiento a un ciclo de escala.
La combinación de contratos de abastecimiento, financiamiento internacional, ingreso al RIGI y obras de gran magnitud configura un desarrollo que modifica la capacidad del país para industrializar gas, sostener producción y generar exportaciones. La próxima década del petróleo argentino se juega en esta infraestructura.
La Armada Argentina realizó tareas de reconocimiento costero, navegación en aguas restringidas y relevamientos hidrográficos en el golfo San Matías, en particular en la zona de Punta Colorada, donde se construye la terminal marítima del sistema Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
La presencia de unidades navales y del Servicio de Hidrografía Naval confirma que el proyecto ingresó en su fase marítima, etapa en la que se definen accesos, profundidades, zonas de fondeo y corredores de navegación para buques tanque de gran porte.
Punta Colorada es el punto elegido para la exportación de crudo de la Cuenca Neuquina mediante un oleoducto de más de 400 kilómetros, una playa de tanques de almacenamiento y un sistema de monoboyas offshore.
La infraestructura requiere relevamientos batimétricos, modelado de corrientes y verificación de fondos para instalar ductos submarinos y anclajes. El Servicio de Hidrografía Naval desplegó equipamiento de sonar de barrido lateral para actualizar la cartografía y determinar las condiciones del área donde operarán los buques.
El patrullero oceánico ARA “Almirante Storni” y el aviso ARA “Teniente Olivieri” realizaron navegación costera, maniobras en proximidades del muelle existente y ejercicios de aproximación en aguas restringidas.
Estas tareas forman parte de los procedimientos previos a la habilitación de un corredor marítimo destinado a buques petroleros, que requieren validación de rutas, identificación de riesgos y definición de zonas de exclusión para embarcaciones menores y tráfico pesquero.
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La intervención de la Armada se integra con el avance de las obras terrestres y marítimas del sistema VMOS. La playa de tanques, el oleoducto terrestre y el tramo submarino se encuentran en ejecución, mientras que la instalación de monoboyas y equipos de amarre exige coordinación entre Defensa, Hidrografía y Prefectura Naval.
La presencia militar en la zona responde a la necesidad de asegurar la infraestructura energética y establecer protocolos de operación y vigilancia en un nodo que será crítico para las exportaciones de crudo.
El Comandante de Adiestramiento y Alistamiento de la Armada recorrió el predio donde se construyen los tanques de almacenamiento y la terminal marítima, y mantuvo reuniones con equipos técnicos del Servicio de Hidrografía Naval.
La articulación entre las fuerzas y los desarrolladores del proyecto permite avanzar en la definición de accesos, maniobras y condiciones de seguridad para la futura operación de buques de gran porte en el golfo San Matías.
La fase marítima de VMOS implica la integración de infraestructura energética, logística portuaria y capacidades de defensa. La habilitación del corredor de exportación desde Punta Colorada requiere relevamientos hidrográficos, entrenamiento de unidades navales y actualización de cartas náuticas.
La intervención de la Armada confirma que el proyecto avanza hacia su etapa operativa y que el Estado incorpora capacidades de vigilancia y control en una zona que se convertirá en un nuevo nodo estratégico para la salida de hidrocarburos de la Cuenca Neuquina.
La Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente autorizó la cesión del 100% de la participación de YPF en las concesiones de explotación de hidrocarburos de las áreas Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande, a favor de Venoi.
La medida se enmarca en el proceso de reestructuración de activos convencionales iniciado por YPF a través del denominado Plan Andes, mediante el cual la compañía busca focalizar su estrategia en activos no convencionales, mientras transfiere áreas convencionales a operadores con mayor especialización en este tipo de yacimientos.
“Esta cesión es parte del dinamismo y atomización de los actores del sector, de una reconfiguración del mapa de operadores en Mendoza”, destacó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, y agregó que “tenemos la obligación y la responsabilidad de trabajarlo como una oportunidad de mejorar en eficiencia para crecer en producción”.
Por su parte, el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, aseguró que “este proceso permite sostener la actividad en áreas convencionales, promover nuevas inversiones y garantizar la continuidad productiva bajo un esquema de control técnico, económico, legal y ambiental por parte de la Provincia.
Continuidad operativa y seguridad jurídica
Las áreas convencionales continúan cumpliendo un rol clave para Mendoza. No solo por su aporte productivo, sino también por la infraestructura existente, el empleo local, la cadena de proveedores, el conocimiento técnico acumulado y la recaudación provincial asociada a la actividad.
Las áreas Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande fueron otorgadas originalmente a YPF y se encuentran dentro del conjunto de activos convencionales de la provincia. La resolución autoriza la transferencia a Venoil S.A. luego de la intervención de las áreas técnicas, económicas y legales correspondientes, que evaluaron la capacidad legal, técnica y económico-financiera de la cesionaria.
La autorización otorgada tendrá una vigencia de cuatro meses desde la notificación de la resolución. Dentro de ese plazo, YPF S.A. y Venoil S.A. deberán formalizar la escritura pública definitiva de cesión y presentarla ante la Dirección de Hidrocarburos para su toma de razón y efectiva vigencia.
Además, la resolución deja establecido que el pedido de prórroga de las concesiones por 10 años, solicitado por las partes, será analizado en una instancia posterior, una vez perfeccionada la cesión.
El Gobernador Alberto Weretilneck destacó la aprobación del RIGI para el Gasoducto Dedicado San Matías, una obra de U$S 1.300 millones que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina y generará nuevas oportunidades de empleo, inversión y desarrollo para Río Negro.
La decisión del Comité Evaluador del RIGI marca un nuevo paso dentro del proyecto de GNL que Southern Energy (Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG) desarrollará en el Golfo San Matías.
“Cada avance confirma que nuestra provincia se consolida como un destino confiable para las inversiones, con reglas claras y una visión de desarrollo de largo plazo”, sostuvo Weretilneck.
El Gasoducto Dedicado San Matías permitirá transportar gas natural desde la cuenca neuquina hasta la costa rionegrina, donde será abastecido el sistema de unidades flotantes de licuefacción que exportará GNL argentino al mundo.
“Sabemos que falta y que queda mucho por hacer. Pero también sabemos que las grandes transformaciones empiezan así: con decisiones, inversiones y obras concretas que generan trabajo, desarrollo y oportunidades para los rionegrinos”, afirmó el Gobernador.
Se trata de una infraestructura central para completar la cadena de exportación de gas desde Vaca Muerta hacia los mercados internacionales, con Río Negro como punto estratégico de salida. La obra tendrá 471 kilómetros de extensión y capacidad para transportar 27 millones de metros cúbicos diarios.
Con este nuevo paso, Río Negro consolida su rol en el mapa energético nacional e internacional, como puerta de salida de la energía argentina al mundo y como protagonista de una etapa histórica que proyecta desarrollo para las próximas décadas.
La provincia del Neuquén y la empresa YPF firmaron un acuerdo estratégico destinado a mejorar la competitividad del proyecto de gas natural licuado (GNL), en una apuesta de largo plazo para posicionar a la Argentina como exportador global de energía a partir del aporte fundamental de Vaca Muerta.
El convenio fue rubricado por el gobernador Rolando Figueroa y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín. Establece un régimen especial de incentivos para viabilizar el desarrollo del proyecto de GNL asociado a áreas no convencionales de Vaca Muerta.
“Avanzamos muchísimo. Los equipos técnicos vienen trabajando desde hace ocho meses y vamos a enviar el acuerdo a la Legislatura para su aprobación”, destacó el gobernador.
Figueroa consideró que es necesario que el GNL argentino sea competitivo en el mundo. “Si no logramos precios competitivos, no habrá inversiones ni mercado para exportar”, aseguró.
Dijo que por ese motivo se trabajó sobre un esquema que permita competitividad para las empresas y garantías para la provincia, “estableciendo pisos y techos vinculados al precio sobre el que se pagan las regalías”.
“Todo está condicionado a la firma definitiva del proyecto de inversión entre YPF y los socios internacionales. Una vez firmado, se activarán las condiciones del acuerdo”, explicó el mandatario neuquino y remarcó que “es un paso histórico para Neuquén, porque garantiza inversiones y consolida una nueva etapa de desarrollo vinculada al GNL”.
El acuerdo
En los fundamentos del acuerdo, se destaca que YPF trabaja en un proyecto GNL de clase mundial, que incluye un esquema de aceleración del desarrollo a mayor escala, intensidad de inversión y horizonte productivo de las concesiones no convencionales, con capacidad de generar un incremento sustancial del nivel de actividad y explotación de los recursos hidrocarburíferos provinciales, mayores volúmenes de producción, expansión de infraestructura, gasoducto de transporte y un impacto económico positivo en el mediano y largo plazo.
También se indica que el contexto de alta competencia internacional y las desventajas logísticas de la Argentina hacen necesario establecer condiciones especiales que otorguen previsibilidad y competitividad al proyecto. Se remarca que la magnitud de las inversiones requiere garantías de estabilidad y mecanismos compatibles con estándares internacionales de financiamiento.
El convenio alcanza a las concesiones Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y el lote Las Tacanas, sobre las cuales YPF solicitó la conformación de cinco nuevas concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH): Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, y Aguada Villanueva Norte. Según el texto del acuerdo, la Provincia ya evaluó técnicamente los proyectos y consideró que resultan adecuados para maximizar la renta hidrocarburífera y promover el desarrollo económico provincial.
La iniciativa contempla un esquema de aceleración de inversiones y producción vinculado directamente al futuro desarrollo exportador de GNL. En ese marco, YPF deberá notificar en un plazo máximo de 24 meses la decisión final de inversión y la obtención del financiamiento internacional necesario para el proyecto.
En el acuerdo, YPF asumió un compromiso de inversión en infraestructura por 175 millones de dólares, monto que podrá ejecutarse mediante obras o aportes económicos destinados a proyectos definidos con el gobierno provincial. El acuerdo señala que esas inversiones deberán traducirse en mejoras concretas para las comunidades vinculadas al desarrollo hidrocarburífero, fortaleciendo infraestructura, servicios y condiciones de vida.
Además, la Provincia acordó otorgar estabilidad fiscal por un plazo de hasta 30 años posteriores a la puesta en marcha de cada etapa del proyecto, siempre que mantenga su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
El proyecto de GNL tendrá capacidad para generar un incremento sustancial de la actividad económica, mayores volúmenes de producción de gas, expansión de infraestructura dedicada y la construcción de un gasoducto específico para abastecer el complejo exportador.
La entrada en vigencia del acuerdo dependerá ahora de la aprobación de los decretos provinciales correspondientes, la ratificación de la Legislatura neuquina y la confirmación formal de la inversión y financiamiento del proyecto GNL.
El gobernador Rogelio Frigerio inauguró en Arroyo Barú el Parque Solar Fotovoltaico, una obra que demandó una inversión de 600 millones de pesos y que permitirá fortalecer la matriz energética local tanto para el desarrollo de la industria, como para los pobladores.
Tras inaugurar las nuevas instalaciones, el mandatario subrayó que este parque solar “es una respuesta al sector privado, que necesita energía para seguir creciendo, para tomar más empleados”; pero además “es para la gente, y el Estado responde a esa demanda con estas obras, con estas inversiones”.
Para dimensionar la magnitud de la obra, hizo notar que “en este momento la demanda de energía del pueblo es un poco más de lo que se genera con esta energía solar. Por supuesto en el verano la demanda es mayor y esto funciona como un estabilizador, pero es muy importante”.
“Creo que es un momento bisagra para la comuna, para la región y quería estar acá compartiendo este momento”, enfatizó luego y destacó que a este parque solar se sumará en los primeros meses del año próximo la subestación transformadora de 33 a 13.3 kv, que permitirá alimentar tanto a la localidad como a la zona productiva. “Esto va a permitir la radicación de más industrias y beneficiar a las existentes que reclaman hoy mayor potencia”, dijo finalmente.
Por su parte, el presidente comunal de Arroyo Barú, Javier Soto, indicó que a partir de la puesta en marcha de esta obra, se está inyectando energía limpia y renovable a la red. “Es un punto de inflexión para nuestra comunidad porque esto trae aparejado crecimiento, desarrollo e inversión; y que el gobernador esté presente acá hoy, manifiesta su visión de apostar a que la provincia crezca y se desarrolle”, concluyó.
Sobre el parque solar, el presidente de Enersa, Uriel Brupbacher, precisó que “son 483 kw los que se generarán y una inversión de 600 millones de pesos”; y destacó que con esta obra “estamos mejorando la calidad del servicio y contribuyendo a las inversiones que se están planteando en la zona, al abastecer y liberar parte de la línea que se ocupaba para otros servicios”.
Adelantó luego que se trabaja en “la subestación, que permitirá mejorar muchísimo más la calidad de servicio, tanto en el tipo de incidencia en la energía, como en el abastecimiento a industrias e inversiones agrícolas que se están desarrollando en la zona”.
Estuvo presente además en la inauguración de la obra, el secretario de Energía de la provincia, Jorge Tarchini.
El camino hacia una mayor industrialización del mineral no está en la agenda de las compañías que producen y exportan compuestos de litio en la Argentina.
A pesar de tener y explotar recursos críticos para la transición energética, la Argentina todavía no avanzó en el uso del litiopara producir tecnologías de mayor valor agregado o incorporar alguna etapa de la fabricación de vehículos eléctricos. En este contexto, y mientras el proyecto de súper RIGI apuesta a promover el sector de la electromovilidad, los especialistas coinciden en que los beneficios fiscales y económicos, o la abundancia de materias primas, no son condición suficiente para estimular inversiones en esa industria.
“Es necesario contar con una adecuada infraestructura y acceso a energía a buen precio; un mercado demandante; servicios de logística para una cadena de valor que es compleja, y recursos humanos calificados”, resume a EconoJournal el economista Martín Obaya, investigador del Conicet y vicedirector del Centro de Investigaciones para la Transformación (Cenit).
A esto se suman los desafíos de instalar nuevas plantas productivas que requieren insertarse en cadenas globales de valor, como es el caso de la fabricación de baterías o vehículos eléctricos. Aunque también hay posibilidades en la articulación de proyectos a escala regional, el desarrollo local de proveedores especializados e incluso la exportación de servicios.
Baterías en cadena
Según la Secretaría de Minería nacional, hoy operan ocho explotaciones de litio en las provincias de Salta, Jujuy y Catamarca, y otros 60 proyectos transitan diferentes etapas de progreso (prospección, evaluación, construcción, entre otras). Esta industria cerró 2025 con una producción de 116.000 toneladas y exportaciones por U$S 932 millones. El 90% de lo que se vende es carbonato de litio, cuyo principal destino es China. Además, se convirtió en el décimo complejo exportador del país, según cifras del Indec.
“El litio, en realidad, no es un commodity -precisa a EconoJournal la ingeniera Azul Giménez Moreno, directora de Minería de la consultora Aleph Energy-. El recurso natural que se extrae en el proyecto minero atraviesa un cierto grado de industrialización hasta que se vende y se exporta: el carbonato de litio, el hidróxido de litio y el cloruro de litio, son productos químicos de especialidad.”
La instalación de plantas de producción de cátodos o de baterías de litio resulta compleja. “Es difícil que se radique aquí la fabricación de baterías porque las cadenas productivas son globales y hace falta tener una escala, un umbral de varios cientos de miles de unidades para alcanzar un modelo de negocios”, expresa a EconoJournal el economista Víctor Delbuono, investigador de Fundar.
“La Argentina tampoco tiene una política integral de electromovilidad, sino más bien de incentivos a la importación de vehículos sin aranceles y sin una alianza estratégica con un productor”, prosigue Delbuono. Y advierte que “las condiciones de base para pensar en la integración de la cadena del litio vienen siendo tardías”.
Con esta visión coincide Giménez Moreno. “La cadena de valor de las baterías eléctricas es extensa y compleja; el hecho de que nuestras salmueras produzcan litio no quiere decir que podamos fabricarlas –argumenta-. De hecho, el litio es un porcentaje muy pequeño del total de la batería, se requieren otros materiales. Y hoy, la mayor parte de la producción de materiales activos de cátodos y los procesos de ensamble se hacen en China.”
Dicho esto, no es imposible estimular -con beneficios impositivos o políticas de precios domésticos- el agregado de valor local. Una alternativa es el caso de Chile, que implementó licitaciones de acceso a cuotas de carbonato de litio con precio preferencial para las empresas que agreguen valor a este recurso. Sin embargo, los dos proyectos que se anunciaron –de las firmas chinas BYD y Tsingshan, para radicar plantas de material catódico- finalmente no lograron concretarse. “Cuando los precios están bajando, esa política no funciona bien. No bastó para estimular la radicación de inversiones”, evalúa Delbuono.
La visión de las compañías que producen y exportan compuestos de litio
El camino hacia una mayor industrialización del mineral está en la agenda de las compañías que producen y exportan compuestos de litio en la Argentina. Al menos por ahora. Ante la consulta de EconoJournal, dos jugadores del sector coincidieron en esta visión.
“No tenemos necesidad de ampliar los procesos aquí, por lo menos en este momento –expresó una fuente-. Esto no quita que se pueda realizar a futuro, si alguno de nuestros accionistas decidiera que es negocio o que es viable”, sostuvieron en una de las compañías del sector.
En otra empresa agregaron que no es una iniciativa que se esté evaluando. En particular, porque para fabricar este tipo de baterías, “lo menos que se utiliza es litio; intervienen muchos más minerales de los que no existe aquí producción”, argumentaron. “Al no tener el resto de los minerales es muy complejo pensar en eso en un corto plazo”.
Ventana de oportunidad
A pesar de este panorama, Obaya –coautor de un estudio que analiza las posibilidades de integración y complementación regional para la transición energética– considera que iniciativas como la fabricación de vehículos eléctricos en Brasil es una ventana de oportunidad. Con la radicación en una planta adquirida a Ford, la firma BYD estima producir unas 300.000 unidades este año. En el marco del programa MOVER (Movilidad Verde e Innovación), que establece importantes beneficios impositivos, “Brasil es el país que fomenta de manera más activa la producción de vehículos eléctricos”, sostiene el economista.
La localización de una incipiente industria de la electromovilidad a nivel regional aporta una nueva condición que podría fortalecer el mercado regional. Incluso, para abastecer mediante la fabricación de baterías. “Faltan muchos otros factores, pero es una ventana que se abre”, puntualiza.
Es que la electromovilidad requiere condiciones que exceden los beneficios tributarios y exige que “muchas cosas funcionen bien al mismo tiempo”, observa Obaya. “Estas son: buenas condiciones de acceso a la energía y a buen precio; un mercado demandante; infraestructura de carga para los usuarios; servicios de logística, y mano de obra. Me parece que la Argentina está poniendo énfasis en la competitividad impositiva, por ejemplo con el RIGI, y quizá se abandonaron algunos aspectos de lo que podría ser una política productiva.”
En este sentido, si bien el súper RIGI tiene un costo impositivo importante e implica resignar recaudación futura, según Obaya lo hace “en virtud de generar nuevas industrias y que requieren un espaldarazo inicial para desarrollarse”.
Litio, servicios y exportación
Sobre la integración y desarrollo de nuevas actividades alrededor del litio, la especialista de Aleph Energy prefiere hablar de “mayor captura de valor” de este recurso. Lo que se necesita promover, de acuerdo con Giménez Moreno, son proveedores locales especializados: servicios de ingeniería, automatización, control de procesos, inteligencia artificial, mantenimiento preventivo de equipos, tratamiento de agua, servicios ambientales. Pero para eso “necesitamos centros tecnológicos, articulación con las universidades, transferencia de know-how, formación de recursos humanos, investigación y desarrollo, y fomento de un ecosistema de startups que desarrolle tecnologías para la minería”, plantea.
En este punto -advierte Giménez Moreno- no sería aplicable un esquema como el súper RIGI, sino la facilitación de líneas de financiamiento para apoyar nuevas empresas proveedoras o la realización de pruebas piloto de tecnología. “También programas de desarrollo de proveedores o transferencia de know howw desde la propias mineras”, completa.
A mediano y largo plazo, sostiene la especialista de Aleph Energy, este entramado de conocimientos y especialidades puede incluso capitalizarse para la exportación de servicios profesionales destinados a proyectos mineros de la región.
Los intercambios de fuego del fin de semana entre Tel Aviv y Teherán descartaron cualquier expectativa de distensión y revirtieron las caídas del viernes. Los precios internacionales del crudo subieron más de un 3% este lunes. El Brent avanzó un 3,3% hasta US$ 96,17 por barril y el WTI ganó un 3,7% para ubicarse en US$ 93,91, borrando las pérdidas de la jornada anterior, cuando ambas referencias habían cedido cerca de un 1% ante señales de posible distensión entre Washington y Teherán.
El rebote llega sobre una escalada sostenida: desde que comenzó el conflicto en torno al Estrecho de Ormuz, hace más de cien días, el Brent acumula una suba del 33% y el WTI un 40%, con un pico por encima de los US$ 126 por barril registrado en abril. El detonante del lunes fueron los bombardeos israelíes sobre una planta petroquímica en el suroeste de Irán y los ataques del fin de semana sobre posiciones de Hezbollah en Beirut. Teherán respondió con un golpe sobre una instalación similar en Haifa. El embajador iraní en Moscú declaró que el Estrecho seguirá abierto, pero con peajes de tránsito a definir entre Irán y Omán, sin plazos precisados.
La OPEC+ acordó el domingo su cuarto incremento consecutivo de objetivos de producción en cuatro meses, aunque el impacto sobre el mercado físico resulta marginal. La mayoría de los miembros del bloque no logra alcanzar sus cuotas por el cierre del Estrecho o, en el caso de Rusia, por la guerra con Ucrania.
Compañía Mega invirtió USD 260 millones para incrementar en un 50% la capacidad de producción de NGLs. Se concreta la primera etapa de un plan de expansión en el que se invertirán en total USD 650 millones destinado a potenciar el crecimiento de Vaca Muerta y fortalecer la capacidad exportadora de la Argentina.
Compañía Mega inauguró hoy el Nuevo Tren de Fraccionamiento en Bahía Blanca, que requirió una inversión de USD 260 millones, como parte de un plan programado por USD 650 millones. Se trata de una obra estratégica que potencia el crecimiento y la creación de valor para la compañía al fortalecer su capacidad para responder a la expansión de la producción de hidrocarburos en la Cuenca Neuquina y al desarrollo del sistema energético argentino.
Compañía Mega tiene como accionistas a YPF (38 %), Petrobras (34 %) y Dow /28 %). El acto oficial contó con la participación de Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; Federico Susbielles, intendente de Bahía Blanca además de autoridades municipales, representantes de las empresas accionistas, clientes, proveedores y referentes de la industria energética.
“Quiero agradecer a nuestros socios en MEGA, Petrobras y Dow. Mega es una empresa que cumple 25 años, genera cultura en sus trabajadores, espacialmente en los que están desde el inicio. Con la segunda etapa de ampliación de MEGA un proyecto que fue presentado en el RIGI vamos a poder procesar entre 40 y 42 millones de metros cúbicos de gas de Vaca Muerta. Ampliar MEGA es darle valor agregado al gas natural”. afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
La obra inaugurada demandó una inversión de USD 260 millones y permitirá incrementar hasta en un 50% la producción de NGLs de la compañía, acompañando el crecimiento sostenido de la producción de gas natural en la Cuenca Neuquina y la mayor disponibilidad de líquidos asociados provenientes de Vaca Muerta.
Por su parte, Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, señaló: “Esta ampliación representa uno de los hitos más importantes de nuestra historia como una empresa clave para habilitar el procesamiento y acondicionamiento del gas y petróleo proveniente de Vaca Muerta. Refleja la confianza de nuestros accionistas en las oportunidades concretas que ofrece la Argentina en materia energética. Y, sobre todo, nos permite estructurar el próximo ciclo de crecimiento de la compañía, acompañando la expansión de Vaca Muerta con más capacidad y eficiencia para seguir dando valor a la producción energética del país y continuar exportando energía a diferentes mercados internacionales”.
En tanto, el intendente de Bahía Blanca,Federico Susbielles, señaló: “Esta inversión consolida a Bahía Blanca como uno de los principales polos energéticos e industriales del
país. El desarrollo de infraestructura como el Nuevo Tren de Fraccionamiento no solo potencia el crecimiento de Vaca Muerta, sino que también genera empleo, dinamiza la economía regional y posiciona a la ciudad como un nodo clave para la exportación de energía argentina”.
La nueva instalación ejecutada bajo la modalidad llave en mano (EPC) por AESA, permitirá absorber el crecimiento sostenido de la producción de gas natural en la Cuenca Neuquina y la mayor disponibilidad de líquidos asociados provenientes de Vaca Muerta, incrementando la capacidad de procesamiento y fortaleciendo la generación de valor.
Desde el inicio de sus operaciones en 2001, Mega se consolidó como uno de los principales actores del segmento midstream argentino. Actualmente procesa aproximadamente el 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina, opera una infraestructura integrada que conecta Vaca Muerta – Neuquén con el puerto de Bahía Blanca mediante un poliducto de 600 kilómetros y se posiciona como el principal exportador argentino de GLP y gasolina natural, además de ser el principal proveedor de etano para la industria petroquímica local.
En paralelo, la compañía avanza en la siguiente fase de su plan de inversiones, que contempla desembolsos por USD 650 millones entre 2023 y 2028. En ese marco, presentó en abril, un proyecto de USD 360 millones bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), destinado a ampliar la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural, fortaleciendo la infraestructura necesaria para acompañar el crecimiento de la actividad en Vaca Muerta.
La iniciativa prevé obras en Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, incluyendo 2 nuevas plantas de rebombeo, ampliaciones de infraestructura y mejoras operativas que permitirán incrementar aproximadamente un 27% la producción total de la compañía e incorporar más de 500.000 toneladas anuales adicionales de líquidos del gas natural (NGLs).
Se estima que cerca del 80% del volumen incremental estará destinado a los mercados de exportación, principalmente en forma de propano, butano y gasolina natural, mientras que el 20% restante se orientará al abastecimiento del mercado interno, fundamentalmente mediante el suministro de etano para la industria petroquímica.
Compañía Mega reafirma su compromiso con el desarrollo de la infraestructura necesaria para transformar el potencial de Vaca Muerta en más producción, más exportaciones y mayor competitividad para la Argentina.
La reactivación de la actividad hidrocarburífera convencional en Santa Cruz comenzó a tomar forma con el despliegue de equipos y el inicio de nuevas operaciones en el flanco norte de la Cuenca del Golfo San Jorge, confirmó el ministro de Energía y Minería de la provincia, Jaime Álvarez en declaraciones a LU14 Radio Provincia.
El funcionario destacó que el proceso contempla inversiones privadas por U$S 1.200 millones, un amplio plan de remediación ambiental en áreas que dejó de operar YPF, y nuevas campañas de perforación destinadas a recuperar producción y empleo en las localidades petroleras de la zona norte santacruceña.
Álvarez explicó que el movimiento logístico ya comenzó en distintas áreas operativas y remarcó que el despliegue responde a los acuerdos alcanzados entre el Gobierno Provincial y las nuevas empresas concesionarias.
El funcionario destacó el alcance de las negociaciones impulsadas por el gobernador Claudio Vidal y afirmó que “se han logrado muy buenas soluciones para la provincia en estos acuerdos”, lo que permitirá consolidar una inversión proyectada de U$D 1.200 millones por parte de las nuevas operadoras.
Como parte de la estrategia de recuperación productiva, la provincia implementó el programa “Más producción y trabajo en el sector hidrocarburífero”, un incentivo fiscal que reduce tres puntos de regalías a las empresas que cumplan metas de producción incremental sostenida.
Remediación de pasivos ambientales
Uno de los puntos centrales del acuerdo es el plan de remediación ambiental que ejecutará YPF. A diferencia de otros procesos de traspaso de áreas petroleras hechos en el país, prácticamente a libro cerrado, Santa Cruz estableció que la empresa se haga cargo de los costos completos del abandono de pozos y de la mitigación ambiental acumulada durante décadas de operación.
“Son 1.204 pozos que van a ser saneados por YPF a su costa”, señaló Alvarez, marcando un hito que no posee precedentes similares en otras jurisdicciones de la Argentina.
Para asegurar la transparencia y el rigor científico de las tareas, Álvarez adelantó que “la Universidad de Buenos Aires va a trabajar junto con la provincia de Santa Cruz e YPF en la validación de ese trabajo técnico”. El proceso contará con auditorías permanentes por parte del Estado provincial, se indicó.
Perforaciones y expectativa de reactivación
El ministro adelantó que durante 2026 se desarrollarán nuevas campañas de perforación para detener la caída natural de la producción en los yacimientos convencionales.
En ese marco, confirmó un cronograma inicial de 31 pozos que perforará CGC en el flanco norte, a partir de este año, además de cuatro perforaciones previstas por Quintana Energy y otras tres por Crown Point.
Álvarez sostuvo que la recuperación de la actividad tendrá impacto directo sobre el comercio y los servicios de las localidades petroleras. “La declinación de la producción que venía trayendo YPF hay que detenerla”, afirmó, y remarcó que los salarios de los trabajadores “quedan en las comunidades en un circuito secundario y terciario de la economía”.
MSU Green Energy, la unidad de energías renovables del Grupo MSU, concretó la colocación de su primer Bono Verde en los mercados internacionales por un monto de US$ 400 millones, una operación que le permitirá fortalecer su estructura financiera de largo plazo y avanzar con nuevos proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía.
La emisión, anunciada este lunes, superó ampliamente el monto inicialmente ofrecido, reflejando el interés de inversores internacionales por participar en iniciativas vinculadas con la transformación de la matriz energética argentina. El bono fue colocado a una tasa del 9,75% y con un plazo de 10 años.
Financiamiento de proyectos renovables
La compañía estructuró la operación bajo el formato de Bono Verde, en línea con su estrategia de crecimiento de largo plazo y con el objetivo de canalizar recursos hacia proyectos de energías renovables y sistemas de almacenamiento energético. De esta manera, busca consolidar su posición dentro del proceso de transición energética que atraviesa el país.
“Las empresas que perduran son las que se animan a invertir más allá de la coyuntura. Este bono nos permite acelerar proyectos pensados para las próximas décadas y avanzar con la transformación de recursos en infraestructura, energía y desarrollo para Argentina”, afirmó Manuel Santos Uribelarrea, fundador de MSU Green Energy y del Grupo MSU.
Manuel Santos Uribelarrea, fundador de MSU Green Energy y del Grupo MSU.
Desde la empresa destacaron que la colocación constituye además una señal de confianza de los mercados internacionales en la capacidad de ejecución de proyectos de infraestructura desarrollados en el país, así como en la solidez financiera alcanzada por la compañía en los últimos años.
Emisión de un bono verde
“La emisión no representa un punto de partida sino la consolidación de un recorrido que hoy permite a MSU Green Energy acceder a los mercados internacionales para financiar la próxima etapa de su desarrollo”, sostuvo Guillermo Marseillan, presidente de la compañía.
En la operación participaron como colocadores internacionales y joint bookrunners BBVA, J.P. Morgan y Santander. A nivel local, actuaron Balanz, Bull Market, Cucchiara, Galicia, Santander Argentina e ICBC.
Por su parte, Simpson Thacher & Bartlett y Bruchou & Funes de Rioja se desempeñaron como asesores legales de la compañía, mientras que los colocadores contaron con el asesoramiento de Clifford Chance y Tavarone, Rovelli, Salim & Miani. Citibank N.A. actuó como fiduciario y TMF Trust Company (Argentina) S.A. como agente de garantía.
La emisión representa un nuevo hito para el Grupo MSU, que en los últimos años expandió significativamente su presencia en el sector energético. La empresa avanzó en proyectos de generación térmica y renovable, incorporó la central hidroeléctrica El Chocón a su portafolio y desarrolló iniciativas de almacenamiento de energía.
Gracias a esa expansión, la compañía alcanzó una escala que la posiciona actualmente como la tercera empresa de la Argentina en capacidad instalada de generación eléctrica y la segunda en capacidad instalada de origen renovable, reforzando su protagonismo en el proceso de modernización del sistema energético nacional.
El gobierno de Neuquén y la empresa YPF impulsan un acuerdo destinado a mejorar la competitividad del proyecto de Gas Natural Licuado (GNL), en una apuesta de largo plazo para posicionar a la Argentina como exportador global de energía a partir del aporte de Vaca Muerta.
El convenio fue rubricado por el gobernador Rolando Figueroa y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín. Establece un régimen especial de incentivos para viabilizar el desarrollo del proyecto de GNL asociado a áreas No Convencionales de Vaca Muerta.
“Los equipos técnicos vienen trabajando desde hace ocho meses y vamos a enviar el acuerdo a la Legislatura para su aprobación”, destacó el gobernador, quien lo consideró necesario para que el GNL argentino sea competitivo en el mundo. “Si no logramos precios competitivos, no habrá inversiones ni mercado para exportar”, aseguró.
Dijo que por ese motivo se trabajó sobre un esquema que permita competitividad para las empresas y garantías para la provincia, “estableciendo pisos y techos vinculados al precio sobre el que se pagan las regalías”.
“Todo está condicionado a la firma definitiva del proyecto de inversión entre YPF y los socios internacionales. Una vez firmado, se activarán las condiciones del acuerdo”, explicó el mandatario neuquino.
El acuerdo
En los fundamentos del texto se destaca que YPF trabaja en un proyecto GNL de clase mundial, que incluye un esquema de aceleración de su desarrollo a mayor escala, intensidad de inversión y horizonte productivo en las concesiones. Se impulsa un incremento del nivel de actividad y explotación de los recursos hidrocarburíferos provinciales, mayores volúmenes de producción, expansión de infraestructura, gasoducto de transporte, y un impacto económico positivo en el mediano y largo plazo.
El convenio alcanza a las concesiones Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y el lote Las Tacanas, sobre las cuales YPF solicitó la conformación de cinco nuevas concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH): Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, y Aguada Villanueva Norte.
Según el texto del acuerdo, la Provincia ya evaluó técnicamente los proyectos y consideró que resultan adecuados para maximizar la renta hidrocarburífera y promover el desarrollo económico.
También se indica que el contexto de alta competencia internacional y las desventajas logísticas de la Argentina hacen necesario establecer condiciones especiales. Se remarca que la magnitud de las inversiones requiere garantías de estabilidad y mecanismos compatibles con estándares internacionales de financiamiento.
La iniciativa contempla un esquema de aceleración de inversiones y producción vinculado directamente al futuro desarrollo exportador de GNL. En ese marco, YPF deberá notificar en un plazo máximo de 24 meses la decisión final de inversión y la obtención del financiamiento internacional necesario para el proyecto.
En el texto convenido YPF asumió un compromiso de inversión en infraestructura por 175 millones de dólares, monto que podrá ejecutarse mediante obras o aportes económicos destinados a proyectos definidos con el gobierno provincial. Se señala que esas inversiones deberán traducirse en mejoras concretas para las comunidades vinculadas al desarrollo hidrocarburífero, fortaleciendo infraestructura, servicios y condiciones de vida.
Además, la Provincia acordó otorgar estabilidad fiscal por un plazo de hasta 30 años posteriores a la puesta en marcha de cada etapa del proyecto, siempre que mantenga su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
La entrada en vigencia del acuerdo dependerá ahora de la aprobación de los decretos provinciales correspondientes, la ratificación de la Legislatura neuquina y la confirmación formal de la inversión y financiamiento del proyecto GNL.
Aluar, empresa argentina líder en producción de aluminio, inició la construcción de su nuevo Parque Solar Fotovoltaico en Abasto (PBA). Se trata de una planta de energía solar que contempla la instalación de 44.550 módulos fotovoltaicos sobre un predio de 55 hectáreas.
El parque generará más de 55.200 MWh anuales, energía equivalente al consumo de más de 20.444 hogares, y estará conectado al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
De este modo, contribuirá a la estabilidad y eficiencia del sistema eléctrico local, evitando la emisión de más de 11.040 toneladas de CO₂ por año. Además, la energía solar generada permitirá que otras empresas y proyectos de vanguardia optimicen su gestión energética, se indicó.
Esta iniciativa se suma a otras acciones estratégicas de la compañía en materia de innovación, como el Parque Eólico Aluar —que este año finaliza su quinta etapa de expansión tras una inversión total de 745 millones de dólares— y la Planta de Ósmosis Inversa, que permitirá desalinizar agua de mar en la ciudad de Puerto Madryn. La construcción se encuentra en avance y se espera su finalización para diciembre de este año.
Radiografía de los proyectos que forman parte del RIGI y de los que continúan en evaluación.
Desde que el 22 de agosto de 2024 el gobierno reglamentó el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), los proyectos bajo su paraguas comenzaron a multiplicarse atraídos por la estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria. La proliferación de las inversiones trajo como contrapartida cierta dispersión en la información de cada una de ellas alternada entre fuentes oficiales y privadas.
Para centralizar y sistematizar este punto, la consultora Globaris lanzó el RIGI Tracker, un dashboard que despliega toda la información de los proyectos que buscan acceder a los beneficios del regimen. «El RIGI Tracker surgió como una iniciativa propia motivada por la necesidad de mejorar el acceso a la información sobre las inversiones que comenzaban a canalizarse a través del régimen», explicó Camila Turner, analista de Globaris y desarrolladora de la herramienta.
Según la especialista, la disponibilidad de información confiable es un factor clave para fortalecer el atractivo inversor de Argentina. «Para atraer inversiones el país necesita previsibilidad, estabilidad, transparencia y bajos niveles de riesgo. Detectamos la oportunidad de contribuir a ese objetivo mediante una herramienta que permitiera centralizar y analizar la información de los proyectos bajo distintas variables», señaló.
El dashboard, entonces, reúne información sobre montos de inversión, estados administrativos, sectores, provincias, empresas y países inversores, además de indicadores vinculados a los tiempos de aprobación de cada iniciativa.
«Todos los elementos son interactivos, filtrables y ampliables, lo que permite explorar los datos desde múltiples ángulos según el interés de cada usuario», indicó Turner. La actualización se realiza mensualmente a partir de información proveniente del Boletín Oficial, medios especializados y comunicados de empresas y funcionarios.
RIGI:más de US$ 121.000 millones en proyectos
El RIGI Tracker surge en un contexto en el que las inversiones asociadas al régimen comenzaron a multiplicarse y la información disponible se encontraba dispersa.
Creado por la Ley de Bases, el RIGIcontempla inversiones mínimas de US$ 200 millones en ocho sectores estratégicos —energía, petróleo y gas, minería, infraestructura, siderurgia, tecnología, turismo y foresto-industria— y proyectos especiales de exportación con inversiones superiores a US$ 1.000 millones.
De acuerdo con el último informe elaborado por Globaris, hasta la fecha se registran 39 proyectos presentados por un total de US$ 121.237 millones. De ese universo:
15 iniciativas ya fueron aprobadas por una inversión de US$ 20.247 millones,
23 proyectos continúan en evaluación, representando US$ 100.717 millones.
Sólo 1 propuesta por US$ 273 millones recibió recomendación de rechazo por parte del Comité Evaluador.
Los datos muestran una marcada concentración sectorial.Energíalidera ampliamente en volumen de inversión comprometida, mientras que Minería encabeza el ranking por cantidad de proyectos. «Energía y Minería concentran prácticamente la totalidad del interés inversor», sostuvo Turner.
Según el relevamiento, el sector energético acumula 16 proyectos por US$ 78.303 millones, equivalentes al 64,6% del capital comprometido bajo el régimen. En tanto, la minería reúne 20 proyectos por US$ 42.171 millones, lo que representa el 34,8% del total.
Dentro de Energía sobresalen iniciativas vinculadas al desarrollo de Vaca Muerta, infraestructura de transporte y exportación de hidrocarburos. Entre ellas figura el proyecto presentado por YPF para incrementar las exportaciones de petróleo, que con US$ 25.000 millones se convirtió en la mayor inversión anunciada bajo el RIGI.
«La apuesta está concentrada en Vaca Muerta y abarca desde la extracción de hidrocarburos no convencionales hasta infraestructura de transporte y licuefacción de gas para exportación», destacó Turner.
Entre los proyectos ya aprobados aparecen el buque de licuefacción de GNL impulsado por Southern Energy, Golar LNG, Pan American Energy e YPF; el Oleoducto Vaca Muerta Sur; el Parque Eólico Industrial de PCR y ArcelorMittal Acindar; el Parque Solar El Quemado de YPF Luz y la ampliación del Gasoducto Perito Moreno.
En minería, el litioconcentra la mayor cantidad de iniciativas, con 11 proyectos por US$ 13.500 millones, mientras que el cobre suma apenas cinco proyectos, aunque moviliza inversiones por US$ 26.776 millones.
«El litio y el cobre emergen como vectores de inserción en cadenas globales de valor impulsados por una demanda mundial creciente de minerales críticos», explicó la analista.
Capital extranjero en minería y predominio nacional en energía
Camila Turner, analista de Globaris y desarrolladora de la herramienta.
El informe también revela diferencias significativas en el origen del capital según el sector. «El interés global en la mineríase refleja en que el 85% de sus proyectos corresponde a capital plenamente extranjero y un 10% a capitales mixtos», señaló Turner. En cambio, dentro del sector energético predominan las compañías argentinas. «En Energía observamos un 69% de capital nacional, un 25% mixto y apenas un 6% extranjero», precisó.
A nivel general, el régimen involucra a 22 empresas argentinas y registra proyectos impulsados por inversores provenientes de Canadá, China, Reino Unido, Suiza, Australia, Brasil, Corea del Sur, Estados Unidos, Noruega y Colombia.
La distribución geográfica de los proyectos refleja el peso creciente de Vaca Muerta y de la minería metalífera. Neuquén lidera el ranking provincial con inversiones comprometidas por US$ 63.431 millones, seguida por San Juan con US$ 22.784 millones.
Más atrás aparecen Río Negro, Salta y Catamarca, mientras que provincias como Jujuy, Mendoza y La Pampa comenzaron recientemente a captar proyectos vinculados al litio, el cobre y la expansión de infraestructura gasífera.
«El régimen está ganando tracción para federalizar las inversiones, incorporando nuevas provincias y posicionando a Neuquén como un actor cada vez más central», afirmó Turner.
Aún así y a pesar del fuerte dinamismo en energía y minería, otras actividades continúan sin aprovechar el régimen. «Tecnología, turismo y foresto-industria siguen sin proyectos, mientras que infraestructura y siderurgia apenas acumulan tres presentaciones», advirtió la especialista.
Para Turner, esta situación abre interrogantes respecto de posibles obstáculos estructurales. «Esto plantea dudas sobre barreras de entrada no resueltas, falta de competitividad, percepción de riesgo diferenciada o inconvenientes reglamentarios que el régimen aún no logró resolver», sostuvo.
El impacto esperado del Súper RIGI y el RIMI
La reciente propuesta del denominado «Súper RIGI« y la creación del Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI) podrían modificar el perfil de los proyectos presentados durante los próximos años.
«Ambos instrumentos tienen la capacidad de ampliar significativamente el universo de proyectos en cuanto a volumen, perfil de inversores, sectores y geografías», señaló Turner.
Según explicó, mientras el RIGI tradicional estuvo orientado a destrabar inversiones ya identificadas, el Súper RIGI apunta a actividades que hoy prácticamente no existen en el país. «Busca impulsar sectores como data centers, semiconductores, baterías de litio y refinación de cobre, avanzando en la cadena de valor hacia la industrialización de los recursos naturales y la innovación tecnológica», afirmó.
En paralelo, el RIMI podría incorporar una mayor diversidad de actores y actividades económicas. «Tiene potencial para sumar más empresas, mayor diversidad geográfica y sectores como agroindustria y servicios, que el RIGI por diseño no alcanzaba», explicó.
No obstante, Turner advirtió que los resultados no serán inmediatos. «El impacto real se verá a largo plazo. El Súper RIGI requiere condiciones de competitividad y estabilidad elevadas, además de procesos de tramitación extensos, por lo que es poco probable que sus efectos se observen en el corto plazo», concluyó.
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