Medele dijo que será necesario un nuevo proyecto «Triplicar» para evacuar crudo de Vaca Muerta
La provincia de Neuquén sumó un nuevo requisito a la hora de otorgar una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) en Vaca Muerta. Ahora exigirá a las operadoras que blanqueen cuáles serán los ductos por los que evacuarán la producción incremental que obtengan de esos bloques para evitar así nuevos cuellos de botella. Así lo confirmó el ministro de Energía, Gustavo Medele, durante una entrevista en El Fondo del Pozo que se emitirá este domingo a las 20.
“Una concesión que no tenga definida cómo va a evacuar, hace 5 o 6 años no era un problema porque había capacidad, hoy sí lo es. Hasta 2022 no era tan crítico llenar los ductos, pero ahora estamos en una situación distinta: el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) está casi totalmente ocupado y el Duplicar de Oldelval, también”, afirmó el ministro.
Medele aseguró que la industria deberá sumar nuevos ductos de evacuación en los próximos años y dijo que esto es un asunto prioritario para la Provincia: “Hay dos o tres proyectos que deberían pasar. Quizás un Triplicar de Oldelval o algo que capture la producción del norte (de Vaca Muerta) y que la baje hasta Allen”, agregó.
La nueva exigencia se suma a los cambios que el gobierno que lidera Rolando Figueroa comenzó a aplicar a la hora de otorgar un nuevo bloque, los cuales contemplaron la aplicación de un bono anticipado destinado al desarrollo de infraestructura -equivalente al 6% de las regalías- y la obligatoriedad de asociar a la petrolera estatal provincia, Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), en un 10%.
Ahora, la Provincia también pretende que las empresas que quieran sumar áreas detallen a su plan de producción, el de evacuación, al tiempo que dialoga con las empresas transportistas para prever en los próximos años la ejecución de nuevos ductos que acompañen el crecimiento proyectado en Vaca Muerta.
Evitar cuellos de botella
Medele remarcó que el objetivo de este requisito es anticiparse a las necesidades de la Cuenca Neuquina para evitar futuros cuellos de botella: “Ya blanqueamos cuál es el espíritu de las nuevas concesiones. No es no otorgarlas, sino que las empresas que tengan capacidad hagan ductos nuevos y las que no tengan, participen en algún porcentaje”.
Medele afirmó que este factor será “determinante”a la hora de otorgar una nueva CENCHy aclaró: “No es conducente trabajar si una operadora piensa producir, por ejemplo, 100 barriles y no tiene adónde ponerlos. Esa es la discusión que queremos dar y lo que estamos pidiendo es saber dónde piensan poner los barriles que van a producir. De esta forma estamos trabajando en conjunto con las empresas y con las transportistas. Creemos que eso nos va a dar la visibilidad para saber cuándo hará falta hacer el próximo ducto”.
El límite de Vaca Muerta
La provincia de Neuquén busca evitar nuevos cuellos de botella en Vaca Muerta.
Por otro lado, Medele afirmó que actualmente Vaca Muerta posee una capacidad operativa que podría alcanzar hasta los 850.000 o 900.000 barriles diarios con los pozos, la infraestructura y los equipos de perforación y fractura disponibles.
“A medida que vayamos creciendo en actividad operativa, vamos a ir encontrando distintas barreras y la receta es ir resolviendo cada una de ellas. Lo que vemos en la parte de operaciones es que hay un límite a la cantidad de equipos porque las rutas no van a aguantar el tráfico si se duplican. Entonces, las rutas hoy son el primer tema a resolver”, remarcó.
En esta línea, el titular de la cartera energética resaltó el último acuerdo alcanzado con 13 operadoras para pavimentar y construir nuevos caminos en el Circuito Petrolero.
Además, señaló que el tratamiento de los residuos petroleros es otro de los asuntos a resolver en lo inmediato, especialmente los recortes de perforación o «cutting«: “Es muy evidente que hay un crecimiento lineal y que no hay una optimización en el cutting. Dentro de estos subsistemas de residuos industriales vamos a tener que empezar a tratarlos rápidamente, porque este crecimiento a 2 millones de barriles proyectados trae aparejada la necesidad no solo de gasoductos, oleoductos, equipos de fractura o perforación, sino de todo un subsistema de residuos y de actividades que quizás hoy no estamos haciendo”.
El Gobernador Alfredo Cornejo anunció que Mendoza comenzará a percibir el 100 % de las regalías generadas por el Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles, luego de que el Gobierno nacional reconoció el derecho de la Provincia a recibir íntegramente esos recursos, que venía compartiendo con la provincia de La Pampa.
La decisión quedó establecida mediante el Decreto 982/2026, firmado por el Presidente Javier Milei, que dejó sin efecto el Decreto 1560/73 y puso fin a más de cinco décadas de distribución de esas regalías entre Mendoza y La Pampa.
Cornejo señaló que “el reconocimiento nacional del derecho de Mendoza sobre las regalías de Los Nihuiles marca un punto de inflexión en un reclamo iniciado hace más de 50 años. La Provincia continuará ahora con el proceso judicial para recuperar los recursos correspondientes a períodos anteriores”.
Además, indicó que “se avanzará con la nueva concesión para impulsar inversiones que permitan recuperar y ampliar la generación hidroeléctrica, de modo que el mayor aprovechamiento de los recursos estratégicos se traduzca en más infraestructura, desarrollo y mejores servicios para los mendocinos”.
En conferencia de prensa, junto a los ministros de Gobierno, Infraestructura y Desarrollo Territorial, Natalio Mema, y de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, Cornejo destacó que el decreto reconoce un reclamo histórico de la Provincia y señaló que “Mendoza debe recibir el 100 por ciento de las regalías hidroeléctricas derivadas de la generación de Los Nihuiles”.
Explicó que “era la única hidroeléctrica que cobraba regalías con otra provincia, y no como es el criterio y la jurisprudencia, de que cobran las provincias donde está la caída del agua que genera finalmente la energía”.
El Gobernador recordó que se trata de “uno de los reclamos más importantes que Mendoza ha tenido ante la Nación” y sostuvo que el decreto confirma que “nos asiste el derecho, nos asiste la razón acerca de que no teníamos que repartir las regalías con la provincia de La Pampa, por más que el río Atuel sea interprovincial, sino que la generación se hacía en Mendoza”.
Cornejo vinculó este reconocimiento con la política que la Provincia viene desarrollando para defender sus recursos y transformarlos en infraestructura y desarrollo. En ese sentido, recordó el resarcimiento obtenido por la Promoción Industrial durante su primer mandato, por el cual Mendoza recibió 1.023 millones de dólares, y señaló que esos recursos “son los que estamos invirtiendo en infraestructura en este momento, de agua, de energía, de transporte de energía y de rutas”.
La decisión nacional también abre una nueva etapa para el sistema hidroeléctrico, en un momento en que la Provincia avanza en el proceso de recuperación y nueva concesión de las centrales, se indicó.
Cornejo explicó que una mayor inversión permitirá incrementar la generación y, en consecuencia, los recursos que percibirá Mendoza. “Es muy relevante porque va a generar, a partir de la inversión privada, más energía y, por lo tanto, cobrará Mendoza más regalías a partir de esa inversión”, afirmó.
El mandatario señaló además que la Provincia continuará por la vía judicial el reclamo por las regalías correspondientes a períodos anteriores. Para ello, se readecuará la demanda iniciada en 2022 ante la Corte Suprema de Justicia, con el objetivo de reclamar los montos que Mendoza dejó de percibir. Según explicó, el reclamo actualizado ronda los 680 millones de dólares.
“Hoy nos está reconociendo el Gobierno nacional el 100 por ciento de las regalías”, sostuvo Cornejo, quien remarcó que el planteo judicial continuará para recuperar lo adeudado”.
Sintetizó su posición para con el gobierno nacional al señalar que “de esta forma es cómo se protege a la provincia de Mendoza, sus recursos. De esta forma es como se tiene una buena relación con el Gobierno nacional, se apoya en lo que se tiene que apoyar, pero cuando hay que litigar, pedir y demás, estamos haciéndolo siempre en defensa de la provincia”.
Nueva etapa para Los Nihuiles
El ministro de Gobierno, Infraestructura y Desarrollo Territorial, Natalio Mema, puso el anuncio en perspectiva histórica y destacó que el conflicto se extendió durante más de cinco décadas. Explicó que “esta injusticia nació en 1973” y que desde entonces se sucedieron distintas instancias jurídicas y convenios hasta llegar al reconocimiento actual.
Mema destacó que “el decreto representa un quiebre muy simbólico y el resarcimiento de un derecho que tienen todos los mendocinos, que es a recibir las regalías por la energía que se genera en Los Nihuiles”.
El ministro vinculó este nuevo escenario con la necesidad de recuperar la capacidad de generación del complejo hidroeléctrico, afectado por la destrucción de dos generadoras. Explicó que “las centrales de Los Nihuiles tuvieron una merma muy importante, de 290 megas pasaron a producir 90, ya que hubo dos turbinas afectadas”, al tiempo que señaló que la Provincia atraviesa actualmente el proceso de definición de una nueva concesión.
Frente a este escenario, Mema remarcó que el objetivo es generar las condiciones para atraer inversiones privadas que permitan recuperar y ampliar la capacidad del sistema. “Nuestra visión es muy clara, lo que necesitamos es inversión privada, y necesitamos generar las mejores condiciones para que vengan e inviertan la mayor cantidad posible, en el menor tiempo posible”, afirmó.
En esa línea, Mema descartó que el Estado deba necesariamente convertirse en socio de la explotación y sostuvo que “el Estado tiene que cumplir su rol de concesionario y de hacer cumplir las inversiones y de cobrar lo que corresponde”.
Argentina afronta una etapa clave para la evolución de su sistema energético. La reciente adjudicación de 700,5 MW de almacenamiento con baterías a través de AlmaSADI, junto con los nuevos proyectos destinados a ampliar y reforzar la infraestructura eléctrica, sitúan al país ante importantes desafíos relacionados con la integración de energías renovables, el desarrollo del almacenamiento y la modernización de la red.
En este contexto, los próximos 16 y 17 de septiembre, el Faena Art Center de Buenos Aires reunirá en Energyear Argentina a representantes de la administración pública, empresas energéticas, desarrolladores, fabricantes de tecnología e inversores para analizar la evolución del mercado y los principales retos que marcarán el futuro del sector en Argentina.
Entre las principales organizaciones confirmadas se encuentran el Ministerio de Economía de la Nación, Genneia, CAMMESA, DQD Energy, 360 Energy, AES argentina, YPF, Sungrow, Axial Structural, Jinko, Kehua Tech, Aluar e Intermepro, compañías que estarán presentes en el encuentro en un momento especialmente relevante para el desarrollo del almacenamiento energético en Argentina.
Subasta, mercado y liderazgo
Uno de los principales focos estará puesto en la evolución del mercado y en las oportunidades que abre la nueva capacidad de almacenamiento. La reciente convocatoria AlmaSADI, que recibió más de 230 propuestas de 37 empresas por una capacidad cercana a los 8.300 MW frente a un objetivo inicial de 700 MW, ha marcado un nuevo escenario para los sistemas BESS en Argentina.
Este contexto será analizado en profundidad durante el encuentro, junto con las perspectivas de evolución del mercado energético argentino. Los paneles de Mercado, Subasta y Líderes reunirán a representantes de algunas de las principales compañías e instituciones del sector para abordar las oportunidades, retos y transformaciones que afronta la industria.
La regulación y planificación del sistema eléctrico tendrán también un papel destacado, con especial atención a la evolución del Mercado Eléctrico Mayorista y a las condiciones necesarias para acompañar la transformación de la matriz energética.
La agenda abordará además el desarrollo de proyectos solares y fotovoltaicos, la energía eólica, el autoconsumo, la infraestructura de transmisión y distribución y el acceso a financiación e inversión para nuevos proyectos renovables.
El gigante tecnológico chino Huawei redobló la apuesta con la cooperativa eléctrica CALF para fortalecer su presencia en Neuquén y, potencialmente, en Vaca Muerta. La semana que viene, una comitiva liderada por el vicepresidente de la entidad y titular de ATE en la provincia, Carlos Quintriqueo, viajará a las ciudades de Shangai y Shenzen en lo que aparece como un nuevo acto de rebeldía contra las advertencias dadas por el embajador de Estados Unidos, Peter Lamelas.
También un desafío contra la propia gestión de Rolando Figueroa, a quien le cuestionaron no haber sido suficientemente enfático en defender a la cooperativa de las presiones diplomáticas. El mandatario opinó desde Buenos Aires, días después del conflicto, que «CALF debe tener la libertad de contratar a quien quiera», pero en la Legislatura su bloque evitó la sanción de un repudio a las declaraciones de la embajada estadounidense.
La invitación de la empresa china tiene como objetivo la participación de la cooperativa en el encuentro de innovación tecnológica Huawei Conect que se realizará en Shangai del 17 al 19 de septiembre.
El evento se presenta como una oportunidad para empresas de todos los tamaños y sectores a conocer las últimas novedades sobre la estrategia de «Inteligencia Integral» de la compañía, así como su plan estratégico para el desarrollo de la infraestructura de IA en el futuro.
Además de Quintriqueo, participarán del viaje el subgerente de comunicación de CALF, Agustín Mozzoni; la responsable de capacitación, Agustina Creide; y la ingeniera Gabriela Manzano, quien está a cargo de planificación y desarrollo de la gerencia TIC. No integrará la comitiva el presidente, Marcelo Severini.
Según se informó, en el evento también habrá representantes de empresas tecnológicas de otras provincias.
Pero la gira no se limitará al encuentro, sino que la misión de CALF luego se trasladará a la ciudad de Shenzen para conocer la ciudad que concentra el desarrollo tecnológico de China y una de las fábricas de Huawei.
Por último, el recorrido finalizará en Beijing, donde los invitados conocerán «experiencias de innovación y smart city».
«Precio y calidad»
Los avances entre CALF y Huawei para traer tecnología de la empresa china a Neuquén fueron motivo de un escándalo diplomático el mes pasado, luego de que la embajada de Estados Unidos amenazara con retirar las visas de los funcionarios involucrados en las negociaciones. Una delegación de CALF ya había hecho un primer viaje a China para sellar un acuerdo estratégico en abril de este año.
El tema finalmente desescaló tras una reunión de Peter Lamelas con autoridades de la cooperativa en las que ofreció acercar a empresas norteamericanas para que colaboren con su expansión en Vaca Muerta.
En diálogo con EN/CLAVE, Carlos Quintriqueo ratificó que, hasta el momento, toda la tecnología utilizada por CALF para su despliegue de internet por fibra óptica fue proveída por empresas de Estados Unidos, pero que seguirán eligiendo con quién contratar según criterios de «precio y calidad».
«Se va a ir buscando a la empresa que mejor servicio y precio pueda ofrecer», dijo sobre la posibilidad de seguir negociando con Huawei sin cerrarse a otras alternativas como Nokia. «Ya fueron invitados a cotizar», aclaró.
Días atrás, CALF presentó su proyecto para desplegar «infraestructura estratégica de conectividad» desde Neuquén hacia Añelo y todo el corredor productivo de Vaca Muerta, en un acto del que participó el intendente de la ciudad, Fernando Banderet.
Aseguraron que la red de Calfibra permitirá «brindar conectividad de alta capacidad a empresas y proyectar servicios para unos 10.000 hogares y puntos de cobertura».
Quintriqueo dijo que esas obras están previstas para comenzar en un plazo de 30 días.
Quintriqueo acentúa su perfil
El titular de ATE, quien con su desembarco en CALF sumó control sobre una de las cajas más cotizadas de la política provincial, también trabaja su lugar en las elecciones del 2027.
Quintriqueo viene recorriendo la provincia con su partido Más por Neuquén, creado el año pasado, sin revelar todavía con quiénes jugará en las principales categorías en disputa. En las legislativas del 2025 se presentó como candidato a senador y quedó en cuarto lugar con 32.700 votos.
Si bien es aliado del intendente de Neuquén, Mariano Gaido, y posiblemente acompañe su armado en la ciudad, no parece aún dispuesto a hacer lo mismo con Rolando Figueroa. Por ahora, colecta de sectores desencantados del peronismo y tiende puentes con la militancia del Movimiento Popular Neuquino.
Quintriqueo se cruzó públicamente esta semana con el sector libertario que acompaña al gobernador, en la figura del exdiputado nacional del PRO, Leandro López. El actual funcionario de la empresa provincial ADI-NQN lanzó fuertes cuestionamientos a CALF y, en particular, a la posibilidad de que haga negocios con China.
A quienes financian las páginas truchas para difamar y me amenazan con “carpetazos”, les digo algo muy sencillo:
Si tienen algo que denunciar, háganlo. No solo pueden hacerlo: es su obligación.
Y el titular de ATE lo acusó de tener «a toda su familia acomodada en el Estado» e incluso de actitudes que «rayan la corrupción».
López, quien lidera Arriba Neuquén, una colectora de Figueroa en las elecciones del 2023, anunció que los objetivos del partido en 2027 serán acompañar la reelección del gobernador y cambiar a la conducción de CALF.
Por eso los seguidores de Quintriqueo se preguntan si el exPRO actúa como «librepensador» o intérprete de los deseos del mandatario.
En Plaza Huincul, la petrolera YPF obtuvo un respaldo unánime en la audiencia pública del 10 de septiembre, donde presentó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de la Planta Integrada de Tratamiento de Gas (IGTP), parte del megaproyecto Argentina LNG.
El encuentro, convocado por la Secretaría de Ambiente de Neuquén, reunió a 17 oradores de distintos sectores —empresas, sindicatos, universidades y cooperativas— que apoyaron la iniciativa, aunque reclamaron que los beneficios lleguen a las comunidades locales y que las pymes puedan integrarse como proveedoras.
Un proyecto de escala inédita
La planta se construirá en Meseta Buena Esperanza, a 25 km de Plaza Huincul y Cutral Co, y estará conectada mediante un gasoducto de 48 pulgadas y un poliducto de 24 pulgadas hasta el Golfo San Matías en Río Negro. La obra comenzará en 2027, con puesta en marcha en 2029 y exportaciones previstas desde 2030.
Según Ariel Gordon, gerente de Asuntos Públicos de GNL en YPF, el proyecto permitirá generar exportaciones por más de US$ 10.000 millones anuales durante dos décadas, equivalente a toda la producción actual de la industria.
Impacto en empleo y proveedores
El desarrollo generará unos 20.000 empleos directos, indirectos e inducidos, con picos de hasta 40.000 durante la construcción. En operación, se sostendrán 8.000 empleos anuales, de los cuales más del 80% serán locales y nacionales. Además, se prevé una inversión de US$ 15.000 millones en bienes y servicios nacionales.
Voces de la audiencia
Claudio Larraza (intendente de Plaza Huincul):“Es una posibilidad histórica. Acá nació todo, el Pozo Uno…”.
Víctor Carcar (Uocra): reclamó prioridad para la mano de obra local.
Horacio Spesot (UTN): ofreció capacitación para jóvenes y trabajadores.
Norma Romero (comunidad mapuche Wirkaleo): planteó preocupaciones por uso de agua y polvo.
Compromisos ambientales
Desde YPF aclararon que la planta consumirá menos del 1% del caudal más seco del río Neuquén (≈4.800 m³/día) y que se intensificará el reúso del agua, cumpliendo con los estándares más altos de seguridad y medio ambiente.
El subsecretario de Hidrocarburos, Federico Veller,en el Seminario Internacional de GLP en la Universidad Austral.
El subsecretario de Hidrocarburos, Federico Veller, destacó que la Argentina está demostrando que puede competir en el mercado del gaslicuado de petróleo (GLP) en Asia, el de mayor crecimiento esperado en las próximas décadas. Se trata de un mercado fundamental para monetizar la creciente disponibilidad de líquidos originada en Vaca Muerta, que podría generar exportaciones anuales por más de US$ 2000 millones a partir de 2030, según un estudio publicado por la Universidad Austral.
Las conclusiones del estudio fueron compartidas durante el Seminario Internacional de GLP que la Universidad Austral llevó a cabo este jueves en Buenos Aires y que contó con la participación de Veller y de representantes de las empresas del sector en la Argentina y en la región.
La producción anual argentina de líquidos arrojó alrededor de 3 millones de toneladas en 2025, de las cuales se exportaron aproximadamente 1,63 millones de toneladas, sumando GLP, propano licuado y butano licuado.
Según el estudio de la Austral, la producción argentina podría en un escenario base ubicarse entre 4,4 y 4,8 millones de toneladas en 2030. Hacia 2035, se proyecta entre 5,5 y 6,5 millones de toneladas anuales, mientras que un escenario de mayor ejecución y coordinación de los proyectos permitiría acercarse a 8-9 millones de toneladas.
En términos de exportaciones, el informe estima que la Argentina podría pasar de las actuales 1,6 millones de toneladas a un potencial de 3,0-3,4 millones de toneladas de GLP hacia 2030, sin considerar el proyecto Argentina LNG, y superar los 5 millones de toneladas hacia 2035. Ese salto permitiría alcanzar más de US$ 2000 millones anuales a partir de 2030, de acuerdo con la proyección del informe.
El GLP de Vaca Muerta al Asia
Brasil, Chile, Paraguay, Uruguay y Perú aparecen como los mercados naturales para el GLP argentino. Brasil se presenta como el principal comprador regional por escala, cercanía y déficit estructural, mientras que Chile mantiene una lógica de complementariedad por proximidad geográfica y logística.
Sin embargo, el cambio de escala podría llevar al país a competir también en mercados asiáticos. India, China, Japón y Corea del Sur son grandes importadores de GLP y propano. En particular, India comenzó a emerger como destino estratégico para cargas argentinas de GLP entre 2025 y 2026, aunque el desafío será transformar operaciones puntuales en una relación comercial de mayor escala.
El subsecretario de Hidrocarburos le puso algunos números al creciente desempeño del GLP argentino en los mercados del lejano Oriente. “Asia ya aparece en el mapa. En 2025 se despachó a la India las primeras 22000 toneladas. En el 1º trimestre de 2026, solo desde Bahía Blanca salieron 50000 toneladas con ese destino, más del doble que todo el año anterior”, puntualizó Veller sobre la India.
El funcionario también destacó las políticas implementadas para facilitar contratos de exportación de GLP de mediano y largo plazo. “Se salió del esquema de precios máximos y de los cupos administrados. Los precios pasan a formarse por oferta y demanda y el costo logístico real. Se ordenaron importación y exportación. El abastecimiento interno sigue siendo la prioridad. Una vez cubierto, la exportación es libre, con un mecanismo de notificación y de silencio positivo. Eso habilita contratos de mediano y largo plazo”, explicó.
Los proyectos de TGS y Mega
En todos los escenarios, el principal desafío para el salto exportador es de infraestructura y no de disponibilidad de líquidos. La creciente producción de petróleo crudo con gas asociado en Vaca Muerta requiere procesar el gas para separar los líquidos y poner el gas en especificación para su ingreso a los gasoductos troncales.
Esta dinámica supone una mayor necesidad de infraestructura para la separación de los líquidos del gas en origen (Neuquén), nuevos poliductos, instalaciones de fraccionamiento, almacenamiento, infraestructura portuaria y coordinación entre los distintos proyectos de líquidos.
En este escenario, los proyectos de Transportadora Gas del Sur (TGS) y Compañía Mega adquieren un papel estratégico para la salida de los líquidos de Vaca Muerta.
TGS está construyendo el proyecto NGLS, vinculado al eje Tratayén-General Cerri-Bahía Blanca. La iniciativa contempla una inversión superior a US$ 3000 millones y una capacidad estimada de 2,7 a 2,8 millones de toneladas anuales de líquidos C3+. Si el propano y el butano representan el 85% de ese volumen, el proyecto podría aportar alrededor de 2,4 millones de toneladas anuales de GLP comercial cuando opere a plena capacidad.
Por otro lado, Mega, el mayor procesador de líquidos del gas natural de la Argentina, inauguró este año un nuevo tren de fraccionamiento en el Polo Petroquímico de Bahía Blanca, un proyecto estratégico que demandó una inversión de US$ 250 millones. Se trata de la primera etapa de un plan integral con inversiones por US$ 650 millones para elevar la capacidad de producción a 7200 toneladas por año.
La empresa, que tiene como accionistas a YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%), presentó en abril un proyecto de US$ 360 millones bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), destinado a la etapa dos del proyecto. El Ministerio de Economía anunció en agosto la aprobación del RIGI para el proyecto de Mega.
En un nuevo hito técnico, Oldelval anunció la finalización de la soldadura en línea regular de los 207 kilómetros del oleoducto Duplicar Norte, que conectará Neuquén con Río Negro y ampliará la capacidad de transporte de petróleo desde Vaca Muerta.
La conclusión de esta etapa marca un avance decisivo en el cronograma de la obra, que prevé su puesta en marcha hacia fines de 2026 con una capacidad inicial de 220.000 barriles diarios.
El despliegue técnico de la soldadura
La compañía detalló que se realizaron 7.410 juntas en la Planta de Doble Junta y otras 9.840 juntas mediante soldadura semiautomática en la línea principal. En total, el proyecto contempla unas 17.250 juntas, incluyendo cierres metálicos, cruces especiales y empalmes.
Completar la soldadura de la línea principal representa un punto de inflexión dentro del cronograma, tanto por la complejidad de las tareas como por la magnitud de los recursos involucrados.
Características del nuevo oleoducto
El ducto tendrá 24 pulgadas de diámetro y recorrerá 207 kilómetros, de los cuales cerca de 146 kilómetros atraviesan territorio rionegrino entre Crucero Catriel y Allen. Se integrará al sistema de transporte de Oldelval y podrá derivar parte del crudo hacia el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
Durante el avance de la obra también se completó más del 80% de los cruces especiales, incluido el paso subterráneo bajo la Ruta Nacional 151, considerado uno de los trabajos más complejos del proyecto.
Próximas etapas
La primera fase del proyecto entrará en operación hacia fines de 2026, mientras que en 2027 se prevé ampliar la capacidad hasta 500.000 barriles diarios, consolidando un nuevo corredor para evacuar el petróleo de Vaca Muerta hacia la costa atlántica.
Acuerdo con Río Negro
En paralelo, el gobernador Alberto Weretilneck firmó en Cipolletti un acuerdo con Oldelval para el desarrollo de la obra, que será enviado a la Legislatura provincial. “Río Negro viene tomando decisiones desde hace años para ser protagonista de esta nueva etapa energética”, afirmó tras la rúbrica.
Los trabajos comenzarán a retomarse plenamente una vez que las condiciones climáticas permitan desarrollar las operaciones en altura.
Vicuña Corp, la sociedad que une a dos de las mayores compañías mineras del mundo como BHP y Lundin, renovará su campaña de exploración en la alta cordillera de los Andes con un programa de aproximadamente 55.500 metros de perforación diamantina durante la temporada 2026-2027. Las actividades estarán concentradas principalmente en el depósito Filo del Sol, ubicado en la provincia de San Juan, Argentina, y la Región de Atacama, Chile.
Los trabajos comenzarán a retomarse plenamente una vez que las condiciones climáticas permitan desarrollar las operaciones en altura. El nuevo programa tendrá como objetivo continuar ampliando el conocimiento geológico del depósito y generar información técnica para acompañar el avance de las ingenierías del proyecto integrado.
La campaña se desplegará a altitudes de entre 4.500 y 5.500 metros sobre el nivel del mar y contempla la posibilidad de operar con hasta ocho equipos de perforación en simultáneo. Parte de los pozos previstos podría superar los 1.500 metros de profundidad, lo que demanda equipos de alta capacidad y experiencia específica para trabajar en condiciones de alta montaña.
Dos contratistas para ampliar la capacidad de perforación
Para ejecutar el programa, Vicuña seleccionó a Boart Longyear Argentina y HyTech Griffith Drilling Argentina, luego de un proceso licitatorio competitivo que incluyó evaluaciones técnicas y comerciales, además de criterios vinculados con seguridad y salud ocupacional, sustentabilidad y desarrollo local.
La escala del programa requerirá equipos con capacidad para realizar perforaciones de gran profundidad, además de un adecuado control de la desviación de los barrenos y elevados niveles de recuperación de testigos.
La participación simultánea de ambas compañías permitirá a Vicuña desplegar la capacidad de perforación necesaria para avanzar con el programa previsto durante la temporada 2026-2027.
Desarrollo minero
La nueva campaña dará continuidad al trabajo exploratorio que Vicuña viene desarrollando en la cordillera de los Andes y permitirá incorporar nuevos datos geológicos y técnicos sobre Filo del Sol.
La información obtenida durante las perforaciones será utilizada para seguir profundizando la definición técnica del proyecto y acompañar el avance de las distintas etapas de ingeniería.
En junio de 2026, la producción de Vaca Muerta alcanzó un récord de 633.946 barriles diarios, un 33% más que un año atrás, y ya representa el 70% del crudo nacional.
Este salto llevó la producción total del país a 914.900 barriles diarios, un 17,1% interanual, y posicionó a la Argentina entre los cuatro países que más impulsaron el crecimiento petrolero en América Latina, según Goldman Sachs.
Ese crecimiento enfrenta ahora un desafío logístico. Un estudio del Consejo Federal de Inversiones (CFI) advirtió que el flujo de camiones que transportan arena hacia la Cuenca Neuquina —más de 140.000 por año— podría aumentar entre 15% y 148% hacia 2029, al punto de que “la estructura logística actual no resulta viable”.
Proyectos ferroviarios e hidroviarios
Frente a este escenario surgieron dos iniciativas: la empresa TBSA planificó una red ferroviaria de 1.000 kilómetros, mientras que la consultora IATASA, con financiamiento del CFI, analizó técnicamente una hidrovía de 720 kilómetros por los ríos Limay y Negro.
El Gobierno nacional desestimó el tren por inviabilidad en las condiciones actuales, aunque reconoció que podría ser una solución futura. Sobre la hidrovía, admitieron que es un proyecto interesante, pero aún falta evaluar su viabilidad económica.
Grandes obras e inversiones bajo RIGI
En paralelo, avanzan proyectos con fecha y presupuesto: el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la iniciativa Argentina LNG de YPF, Eni y XRG con una inversión de US$ 51.000 millones, el proyecto Los Toldos II Este de Tecpetrol por US$ 6.400 millones, y la Ampliación Mega de Compañía Mega por US$ 365,4 millones, que aumentará en 27% la capacidad de procesamiento de líquidos de gas natural.
Con estas incorporaciones, el régimen de incentivos ya reúne 24 proyectos aprobados por US$ 56.173 millones.
La mirada de Wall Street
Las consultoras financieras también respaldan el boom neuquino. Goldman Sachs y JP Morgan mantienen recomendación de compra para YPF y Vista Energy, incluso proyectando un Brent más bajo hacia 2027, con potenciales de suba superiores al 30%, apoyados en el crecimiento de la producción más que en el precio internacional.
En una inspección realizada el 10 de septiembre de 2026, el Gobierno de Río Negro fiscalizó a bordo del buque italiano Seminole los trabajos de soldadura del ducto submarino del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), verificando la calidad constructiva y el cumplimiento de las exigencias ambientales.
La recorrida fue encabezada por la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y la Secretaría de Hidrocarburos, con apoyo de la Prefectura Naval Argentina, en una de las etapas más relevantes de la obra marina que conectará la Terminal Punta Colorada con dos monoboyas de carga para exportación de petróleo.
Control ambiental sobre la obra submarina
Los equipos técnicos verificaron la aplicación de los Planes de Gestión Ambiental, incluyendo la gestión de residuos especiales, la disposición de materiales generados en las tareas de soldadura y las medidas de protección de fauna marina.
La fiscalización forma parte del esquema de seguimiento permanente que la Provincia lleva adelante sobre VMOS, con inspecciones en distintos frentes de obra para garantizar la aplicación efectiva de las medidas ambientales previstas.
Inspección de soldaduras y calidad constructiva
En paralelo, la Secretaría de Hidrocarburos supervisó la integridad de las soldaduras y la infraestructura offshore. La revisión incluyó procedimientos técnicos, calificación de trabajadores, registros de cada unión y ensayos de calidad.
El ducto offshore tendrá una extensión aproximada de 7 kilómetros y será clave para la exportación de petróleo de Vaca Muerta. Entre las etapas de construcción se destacan las pruebas hidráulicas, la limpieza interna de cañerías, la colocación de mantas protectoras termocontraíbles, el control del revestimiento de hormigón y el tendido final sobre el lecho marino.
En el marco de Argentina Energy Week, la provincia de Mendoza expuso su estrategia para sostener la producción convencional y potenciar el desarrollo de Vaca Muerta, en un escenario de costos crecientes y necesidad de infraestructura.
El director de Hidrocarburos, Lucas Erio, participó del panel “Reconfiguración del petróleo y el gas en Argentina: ¿qué viene después de este punto de inflexión?”, junto a referentes de Petróleos Sudamericanos, Quintana Energy y Bentia Energy, con la moderación de Ariel Masut.
Durante su intervención, Erio destacó que la provincia tomó medidas proactivas para atraer inversiones, con reglas claras, seguridad jurídica e incentivos. “Pasamos de administrar contratos a gestionar activamente un portafolio. Este nuevo mercado necesita velocidad para inyectar capital y mostrar resultados”, afirmó.
Campos maduros: sostener producción y atraer capital
La exposición dedicó un capítulo central a los yacimientos convencionales, caracterizados por alto corte de agua y operación compleja. Mendoza aplica reducción de regalías y compromisos de inversión para prolongar su vida productiva e incorporar proyectos de recuperación mejorada.
Las compañías coincidieron en la necesidad de reducir costos operativos y aplicar nuevas tecnologías. Lucas Logaldo, de Bentia Energy, diferenció el rol de cada recurso: “El convencional nos da estabilidad y baja declinación, pero el crecimiento está en el no convencional”.
Vaca Muerta: potencial y condiciones
Erio recordó que Mendoza posee alrededor del 30% de la formación Vaca Muerta, lo que la posiciona como actor relevante. “Con geología sola no hacemos nada. Necesitamos seguridad jurídica, previsibilidad e incentivos bien diseñados para transformar recursos en reservas”, sostuvo.
Nuevas inversiones e infraestructura
El panel también destacó inversiones privadas: PS Energy tomó el 100% de seis áreas del Clúster Norte (ex YPF) y presentó una oferta por el bloque Atamisqui. En paralelo, el Gobierno provincial trabaja en una modificación legislativa para ampliar incentivos y mitigar riesgos.
La planificación incluye obras viales y servicios para acompañar la mayor actividad productiva. Mendoza ya asumió mejoras en rutas anteriormente administradas por Nación, destinando recursos propios para ampliar su capacidad.
El proyecto MARA, que combina el yacimiento Agua Rica con la infraestructura de Alumbrera, alcanzó un hito clave al presentar el Informe de Impacto Ambiental (IIA) de explotación ante el Ministerio de Minería de Catamarca.
La iniciativa, operada por Glencore Argentina, se diseñó bajo criterios de mejora continua y gestión responsable de los recursos.
En lo que va del año, la dotación laboral creció un 66,3%, pasando de 1.109 trabajadores en enero a 1.844 en agosto. De ese total, 1.484 son catamarqueños, lo que representa un 80,5% de participación local.
Con una inversión prevista de US$4.500 millones, vinculada a la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), el proyecto prevé superar los 2.000 puestos de trabajo durante la etapa de construcción, priorizando proveedores y capital humano provincial.
El IIA describe el entorno donde se desarrolla el emprendimiento, su incidencia socioeconómica y ambiental, y las medidas de manejo previstas en cada etapa hasta el cierre de operaciones.
Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, afirmó: “La presentación del IIA de MARA es un paso central en el compromiso de Glencore con la Argentina para el desarrollo de un proyecto de clase mundial, que nos posicionará como un actor relevante en el crecimiento de Catamarca y el país”.
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El ejecutivo agregó que “el trabajo coordinado con el gobierno de Catamarca y sus equipos técnicos ha sido fundamental para alcanzar este hito y confiamos en la continuidad de este diálogo fructífero para coordinar que este proyecto alcance todo su potencial”.
De esta manera, MARA se consolida como uno de los proyectos mineros más relevantes de la región, combinando inversión, empleo y gestión ambiental responsable.
El potencial de la Cuenca Neuquina volvió a ser protagonista en Buenos Aires, donde especialistas y organismos regionales debatieron cómo transformar los recursos de Vaca Muerta en un motor de integración energética sudamericana.
Durante el encuentro, se planteó que las exportaciones de gas argentino hacia Chile, Brasil y Uruguay podrían escalar hasta 60–70 millones de metros cúbicos diarios, con un valor estimado de US$4.000–5.000 millones anuales.
La discusión se dio en el marco del ciclo “América Latina ante la Nueva Geopolítica Energética”, organizado por OLACDE y el CARI, donde se analizaron las oportunidades y desafíos de un mercado regional en transformación.
En este nuevo escenario, la producción neuquina se complementa con el desarrollo del presal brasileño, la declinación gasífera boliviana y el avance de las energías renovables y el GNL como alternativas crecientes.
Esteban Kiper (OLACDE) presentó el Proyecto Regional de Integración Gasífera del MERCOSUR y Chile, que propone aprovechar infraestructura existente y sumar nuevas conexiones para ampliar los flujos de gas.
El desafío, coincidieron los participantes, es pasar de exportaciones puntuales a contratos firmes y de largo plazo, capaces de justificar inversiones en gasoductos y dar previsibilidad a productores y consumidores.
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Desde el plano regulatorio, Griselda Lambertini (ENRGE) advirtió que la liberalización interna debe complementarse con mayor armonización regional. En tanto, Luciano Rojas (Total Austral) subrayó que la estabilidad comercial es clave para financiar infraestructura.
La mirada empresarial incluyó al mercado global: Gabriela Aguilar (Argentina-Texas Chamber of Commerce) destacó que el GNL abre la posibilidad de que Argentina juegue en dos tableros, el regional y el internacional.
El cierre estuvo a cargo de Raúl Parisi (CARI), quien sostuvo que Argentina dispone de recursos suficientes para abastecer competitivamente a la región. El reto es convertir ese potencial en contratos, infraestructura y mercados sostenibles.
Catamarca presentó una nueva agenda para fortalecer el desarrollo minero y ampliar su impacto en la economía provincial, durante la reunión de la Mesa de Litio realizada en Salta en el marco de Argentina Mining Norte. La ministra de Minería, Teresita Regalado, destacó la necesidad de que el crecimiento de la actividad genere más empleo y oportunidades para los catamarqueños.
En su intervención, Regalado subrayó la importancia de fortalecer los procesos de participación ciudadana vinculados con la evaluación y aprobación de los Informes de Impacto Ambiental. Según la funcionaria, existe un interés creciente de las comunidades por conocer los proyectos, involucrarse y formar parte del desarrollo minero.
Por otro lado, la ministra valoró el trabajo coordinado entre distintas áreas del Gobierno provincial para acompañar el crecimiento del sector. En ese esquema, resaltó la función de los Centros de Control Minero Ambiental, que operan en seis sedes del interior y funcionan como espacios de contacto entre las comunidades y el Ministerio de Minería.
Estos centros tienen como objetivo acercar información, facilitar la participación ciudadana y reforzar la presencia del Estado en los territorios donde se desarrolla la actividad. De esta manera, Catamarca busca consolidar un modelo de minería con mayor integración social y territorial.
La participación de la provincia en la Mesa de Litio, junto a Salta y Jujuy, se enmarca en una estrategia regional para consolidar el desarrollo de uno de los recursos con mayor proyección. Las tres provincias conforman la Región Minera del Litio, creada para coordinar políticas de investigación, extracción, producción, industrialización y comercialización del mineral.
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En este contexto, el desafío planteado por Catamarca no se limita al crecimiento de la producción. La provincia busca que la expansión minera se traduzca en mayor participación de trabajadores y empresas locales, con una integración más profunda de la actividad a la economía provincial.
De cara a los próximos cinco años, Regalado señaló como prioridad continuar fortaleciendo la actividad minera y ampliar las oportunidades para los catamarqueños. Entre los objetivos figuran el crecimiento de la mano de obra local, la incorporación de trabajadores en cargos de decisión y una mayor contratación de proveedores provinciales.
Finalmente, la estrategia apunta a profundizar el vínculo entre minería, empleo y desarrollo productivo local. El objetivo es que una mayor actividad en torno al litio y otros recursos mineros impulse empresas proveedoras, genere capacidades profesionales y amplíe las oportunidades para trabajadores de la provincia.
Irán anunció el hallazgo de los mayores volúmenes de gas natural descubiertos en el mundo desde 2025.
Los yacimientos de Takht y Pazan, ubicados en la provincia de Fars, suman un total de 17,5 billones de pies cúbicos, según informó el Ministerio de Petróleo a través de Pars Today.
En el campo de Takht se concentran 7,5 billones de pies cúbicos in situ, de los cuales se estima que 5,5 billones son recuperables. El resto corresponde al yacimiento de Pazan, que completa el volumen total reportado. Con estas cifras, Irán se posiciona como líder mundial en descubrimientos de gas en el período 2025–2026.
Por su parte, las autoridades iraníes confirmaron que planean ampliar las actividades de exploración hacia las regiones nordeste, norte y noroeste del país. El objetivo es identificar nuevos recursos de hidrocarburos y consolidar la capacidad de producción de gas en los próximos años.
Al mismo tiempo, el anuncio refuerza la estrategia energética de Irán en un contexto de tensiones internacionales y restricciones comerciales. La magnitud del hallazgo implica una mayor demanda de servicios de perforación, logística y tecnología de exploración, con impacto directo en proveedores del sector.
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Dentro del mercado global, el descubrimiento incrementa la oferta potencial de gas y podría influir en los precios internacionales, especialmente en contratos de largo plazo. En Argentina, la referencia es indirecta, pero la disponibilidad de nuevos volúmenes en Medio Oriente puede alterar la dinámica de importaciones y exportaciones regionales.
Finalmente, la lectura técnica indica que el hallazgo consolida a Irán como un actor clave en el mercado mundial de gas natural. La combinación de reservas recuperables y planes de expansión exploratoria anticipa un escenario de mayor competencia en el suministro global de hidrocarburos.
La escalada del conflicto en Medio Oriente disparó los precios internacionales del crudo. El Brent, referencia para Argentina, cerró el jueves 10 de septiembre en US$108,95 por barril, con un salto del 7,65%, mientras que el WTI alcanzó los US$103,93, con un alza del 8,20%.
En el Estrecho de Ormuz, el bloqueo iraní interrumpió el tránsito de un 20% del comercio mundial de hidrocarburos y generó un fuerte impacto en el suministro global. Al mismo tiempo, los hutíes avanzaron en Yemen hacia el estrecho de Bab el Mandeb, complicando aún más la logística marítima.
Como respuesta, Estados Unidos bloqueó puertos iraníes, intensificando la tensión en el Golfo Pérsico y sumando presión sobre los mercados energéticos. La combinación de estos factores elevó la volatilidad y reforzó la percepción de riesgo en el comercio internacional de crudo.
En paralelo, Irán suspendió el cobro de una tasa del 10% a buques extranjeros que transportan petróleo y gas hacia sus puertos. La medida busca incentivar el ingreso de flotas internacionales en medio del cerco marítimo impuesto por Washington.
Por su parte, la OPEP recortó su previsión de crecimiento de la demanda mundial para 2026 a +380.000 barriles diarios, totalizando 105,84 millones bpd, frente a los +600.000 bpd estimados en agosto. Para 2027, en cambio, elevó la proyección a +2,36 millones bpd, alcanzando 108,19 millones bpd.
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En Argentina, el encarecimiento del crudo tiene consecuencias directas. El Brent es el marcador de contratos de exportación e importación, lo que implica mayores ingresos por ventas externas de Vaca Muerta, pero también un aumento en los costos internos de combustibles y logística.
La volatilidad internacional refuerza la dependencia del sector energético local de los precios globales. El escenario combina ingresos crecientes por exportaciones con riesgos de costos internos más altos y mayor incertidumbre para proyectos de largo plazo.
Kylo fue uno de los buques petroleros iraníes bombardeados por Estados Unidos el 5 de septiembre.
Drones estadounidenses atacaron el martes 1 de septiembre a dos buques petroleros iraníes. La novedad es que no se los bombardeó para evitar que violen el bloqueo naval que les impuso la administración de Donald Trump sino en represalia por supuestas agresiones iraníes previas. Una fuente del Pentágono aseguró al medio digital Axios que era parte de una nueva política bautizada “tanker for tanker”, que desde entonces ya acumula 10 barcos destruidos, lo que elevó la tensión en Medio Oriente y disparó el precio del barril de crudo por encima de los US$ 100.
“Que el mensaje a la Guardia Revolucionaria Islámica sea claro: si atacan dos de nuestros barcos, les impondremos un costo económico aún mayor: destruiremos tres de los suyos”, aseguró el sábado pasado el almirante Brad Cooper, líder del Comando Central de Estados Unidos (Centcom, según la sigla en inglés). El militar no solo confirmó el trascendido inicial, sino que elevó la apuesta, emulando aquella famosa frase del general Juan Domingo Perón, quien en agosto de 1955 aseguró en la Plaza de Mayo en respuesta a los intentos golpistas que “cuando uno de los nuestros caiga, caerán cinco de ellos”.
Brad Cooper, líder del Comando Central de Estados Unidos.
Ninguno de los tres buques iraníes atacados ese sábado estaban intentando violar el bloqueo naval de Estados Unidos. El buque Downy fue bombardeado frente a la isla de Kharg, principal terminal petrolera del país persa, Stark I frente a Jask y Kylo en el Golfo de Omán. Centcom, que supervisa las operaciones militares estadounidenses en Medio Oriente, sostuvo que fue después de que la Guardia Revolucionaria iraní intentara atacar un portaaviones y un destructor estadounidenses con misiles balísticos.
El martes pasado Estados Unidos bombardeó otros cinco buques iraníes Kaviz, Charminar, Horizon 1 y Riesco en el Golfo de Omán y el petrolero Derya cerca de la Isla de Kharg. Centcom justificó el ataque al afirmar que la Guardia Revolucionaria había disparado misiles balísticos en dos ocasiones contra un buque de guerra de la Armada. “El buque de guerra estadounidense evadió con éxito los intentos de ataque iraníes y continuó patrullando las aguas regionales. Ningún miembro del personal estadounidense resultó herido”, indicó en un comunicado.
“Irán sigue intentando atacar buques de la Armada estadounidense. Y cada vez que lo hagan o lo intenten, perderán petroleros”, declaró el secretario de Estado, Marco Rubio, a la prensa ese mismo día, al ser consultado sobre el tema durante su viaje a Colombia.
Un cambio estructural en las reglas del juego
La política del “ojo por ojo” que impulsa ahora la administración Trump como parte de la batalla por el control del Estrecho de Ormuz no es el primer episodio que ha puesto en riesgo el comercio internacional en los últimos tiempos, pero pareciera haber sido la gota que rebalsó el vaso.
La situación se ha vuelto tan compleja que Consultative Shipping Group (CSG), un grupo informal de cooperación integrado por 18 países con importantes intereses marítimos y comerciales publicó el martes un comunicado en el que advierten que “el transporte marítimo no es solo un servicio, sino la infraestructura crítica que sustenta la economía global y garantiza la seguridad alimentaria y energética. Por ello, la ‘libertad de navegación’ constituye uno de los requisitos fundamentales para la resiliencia de las cadenas de suministro y el comercio mundial”.
“Más del ochenta por ciento del comercio mundial se transporta por mar, desde productos electrónicos, ropa y automóviles hasta cereales, metales, petróleo y gas. Sin el comercio marítimo, las cadenas de suministro se fragmentarían y la economía global, tal como la conocemos, se paralizaría repentinamente”, agregó este grupo que integran las principales potencias comerciales de Europa junto con Canadá, Japón, Corea del Sur y Singapur y que nunca, en sus más de 60 años de existencia, había realizado una intervención pública de este tipo.
CSG sostuvo que en los últimos tiempos la cadena de suministros marítimos viene sufriendo interrupciones reiteradas que generan incertidumbre, pero advirtió que “no se trata de crisis puntuales; son señales de un cambio estructural en el entorno operativo del comercio mundial”. “La creciente fragmentación de las cadenas de suministro mundiales se ve agravada por el aumento del número de buques que operan al margen de las sanciones, conformando una flota paralela no regulada”, agregó.
De hecho, las sanciones aplicadas a Rusia e Irán han impulsado el crecimiento de una flota fantasma de petroleros que ya supera los 1500 buques, según Tankerstruckers.com. Esa cifra representa casi una quinta parte del total de buques petroleros. Son embarcaciones que circulan por los distintos mares sin ningún tipo de seguro, lo que podría agravar las consecuencias ambientales en caso de que se registrase algún tipo de accidente. Sin embargo, por ahora la situación está lejos de solucionarse porque la ley de la selva pareciera estar imponiéndose por encima de cualquier tipo de coordinación internacional.
Un programa económico pro mercado debería impulsar una recuperación de la inversión. Sin embargo, ésta no despega, y difícilmente el comportamiento expansivo se materialice antes del resultado electoral. Despejar la incertidumbre y garantizar políticas promercado por un horizonte más extenso parecen ser las condiciones para que se registre un salto en la formación de capital.
Por Daniel Artana*
Las Cuentas Nacionales del primer trimestre de 2026 exponen una marcada disparidad en la velocidad de las variables macroeconómicas. Tres lograron superar el techo del promedio de 2023: las exportaciones lideraron el avance con un salto del 36%, seguidas por el consumo privado (+8%) y el Producto Bruto Interno (+5%). La contracara de este escenario fue la inversión, que se ubicó un 11% por debajo de aquel año.
Las variables que han tenido un comportamiento positivo responden a factores heterogéneos.
En el frente externo, la expansión en parte se explica por la base de comparación afectada por la sequía de 2023, combinado con el despegue exportador del sector de hidrocarburos y minería, y una paulatina recuperación de las manufacturas de origen industrial (MOI). Por su parte, la mejora del consumo privado en algún grado obedece a un aumento en el consumo de bienes importados, pero probablemente en mayor medida por una recomposición del empleo y de los ingresos reales del sector informal y cuentapropista que lograron ganarle a la inflación.
Un programa económico pro mercado debería impulsar una recuperación de la inversión. Sin embargo, ello no ha ocurrido hasta ahora. El gráfico adjunto muestra la evolución de la tasa de inversión medida en porcentaje del PIB (a precios constantes) en cuatro períodos históricos, definiendo como “trimestre t” al primero de 2016 y 2024 en las gestiones de los presidentes Macri y Milei, y al segundo trimestre de 1991 y de 2003 en las presidencias de Menem y Néstor Kirchner. En las experiencias más lejanas se parte de niveles de inversión bajísimos que aumentan fuertemente por las transformaciones estructurales de los 90 y la bonanza de precios de exportación y de la economía de Brasil observada en los 2000.
La inversión en la gestión actual parte de un nivel más alto y parece seguir un patrón similar al observado en los dos primeros años de la presidencia de Macri, pero en los últimos dos trimestres tiene un desempeño visiblemente peor.
Esto puede obedecer a varios factores. Por un lado, hay una diferencia importante en la construcción (más de 2 puntos del PIB menos en el primer trimestre de este año comparado con el primer trimestre de 2018), pero más recientemente esa diferencia también se ha registrado en el otro componente de la inversión, que es las compras de maquinaria y equipo.
La capacidad ociosa elevada que registran algunos sectores transables puede ser una explicación. A su vez, el RIGI empieza a hacer su aporte, pero lentamente.
Por ejemplo, el Ministerio de Economía estima que las inversiones comprometidas para este año serán US$ 5.600 millones, alrededor de US$ 2.000 millones más altas que las concretadas durante 2025. Los proyectos tienen demoras habituales desde que se aprueban hasta que se van concretando. Pero, de hecho, la proyección oficial para 2027 es similar a la del año actual. Nótese además que la inversión bruta de un año normal en la Argentina es del orden de US$ 100.000 millones.
Si se analiza la evolución de la inversión extranjera directa en base a los datos del informe cambiario del BCRA (nuevos aportes que pasan por el mercado cambiario de Buenos Aires y, por lo tanto, no incluye reinversión de utilidades), el promedio mensual de 2025 y siete meses de 2026 es negativo (del orden de US$ 70 millones de salida promedio por mes), lo que revela que hubo compras netas de empresas internacionales por parte de argentinos. En cambio, sí se observa una entrada neta de financiamiento vía deuda (US$ 1.700 millones promedio por mes en esos 19 meses), sobre todo en el sector de hidrocarburos y minería.
Estos datos sugieren que ya existía una actitud cautelosa de los que deciden inversiones, mucho antes de que se observara un rebote en el riesgo país en parte explicado por el deterioro de la popularidad del presidente que registran algunas encuestas. Esto puede obedecer a una falta de horizonte. Hasta finales de 2025, el gobierno no tenía siquiera los votos mínimos para frenar un juicio político. Y cuando lo logró con creces en la elección de octubre de ese año, el avance en algunas reformas estructurales parece haberse frenado por la percepción algo más elevada de un riesgo de una vuelta al populismo a finales de 2027.
En resumen, la evidencia empírica de las Cuentas Nacionales sugiere que el salto cualitativo en la formación de capital —indispensable para consolidar tasas de crecimiento elevadas y sostenibles— difícilmente se materialice antes el punto de inflexión electoral. La inversión real parece haber condicionado su regreso a un resultado en las urnas que sea capaz de despejar la incertidumbre y garantizar un horizonte de políticas promercado por, al menos, un período de cuatro años más.
Toyota Argentina e YPF Luz continúan fortaleciendo la alianza estratégica que mantienen desde 2018 para el suministro de energía 100 % renovable a la planta productiva de Toyota en Zárate. Gracias a este acuerdo, la automotriz ya utilizó energía renovable equivalente al consumo anual de más de 133.000 hogares argentinos.
Ahora, cuatro concesionarios oficiales de la marca se incorporan al esquema de abastecimiento renovable de YPF Luz, ampliando el alcance de esta iniciativa: Zento (Lanús, Adrogué y Canning), BHASSA (La Pampa), Allianz (San Luis) y Jorge Ferro (Ciudad de Buenos Aires). En total, el acuerdo alcanza seis puntos de venta y contempla la posibilidad de incorporar nuevos concesionarios en el futuro.
El contrato tendrá una vigencia de cinco años y prevé el suministro de aproximadamente 900 MWh anuales de energía renovable generada en los parques eólicos Los Teros y Manantiales Behr, y en el parque solar Zonda, todos operados por la compañía argentina líder en generación de energía eléctrica.
La incorporación de los concesionarios se suma al acuerdo vigente con Toyota Argentina mediante el cual se abastece con energía renovable el 100 % de la planta industrial de Zárate, la planta automotriz más grande de Argentina, con una producción anual de 180.000 vehículos, entre Hilux, SW4 y Hiace. Desde 2018, la planta lleva consumidos 479.100 MWh de energía renovable abastecida por YPF Luz.
Toyota Argentina avanza sobre uno de los desafíos más ambiciosos de sus Objetivos Ambientales Globales 2050: la reducción de las emisiones de CO2 a lo largo de todo el ciclo de vida de sus productos. Ya no solo en la etapa de producción, sino también en etapas clave previas y posteriores a la fabricación de los vehículos.
En el inicio de la alianza entre YPF Luz y Toyota, la energía renovable abasteció la producción de vehículos en la planta de Zárate. Posteriormente, se extendió a distintos actores de la cadena de proveedores y, con esta nueva iniciativa, también alcanza la etapa de comercialización y servicios al cliente.
YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una compañía líder en generación de energía eléctrica que opera desde 2013. Hoy tiene una capacidad instalada total de 3,8 GW y abastece el 10 % de la demanda eléctrica del país a partir de 17 activos, entre parques renovables y centrales térmicas, distribuidos en 8 provincias. Actualmente, está construyendo un proyecto de almacenamiento de baterías de 90 MW en Central Dock Sud.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, recorrió el yacimiento Tres Picos, donde comenzó a operar el equipo de perforación CGC-001 de Compañía General de Combustibles (CGC), y destacó la importancia de recuperar actividad e inversiones para la industria hidrocarburífera convencional de la provincia.
Durante la recorrida, de la que también participó el presidente de CGC, Hugo Eurnekian, y el secretario general de Petroleros Jerárquicos, José Llugdar, Vidal señaló que “poder tener un equipo de perforación que sabemos que va a quedar en la provincia realmente es una señal de reactivación, de alivio y de mejora”.
El gobernador reconoció que actualmente resulta complejo atraer inversiones hacia los yacimientos maduros, en un contexto en el que Vaca Muerta concentra gran parte de los equipos y las inversiones del sector debido a sus mayores niveles de rentabilidad y velocidad de recuperación.
Vidal vinculó la recuperación de la actividad con las medidas adoptadas por el Gobierno Provincial para generar mejores condiciones para la inversión.
En ese sentido, destacó la reducción de 3 % en las regalías aplicada en la mayoría de los yacimientos de Santa Cruz y aseguró que la medida permitió recuperar equipos y generar nuevas oportunidades para la producción hidrocarburífera.
“Esta medida permitió recuperar más de seis equipos y generó nuevas oportunidades de inversión, empleo y producción”, señaló.Asimismo, valoró el regreso de la empresa San Antonio a la provincia y consideró que representa una señal positiva para recuperar parte de la estructura de servicios petroleros que la Cuenca del Golfo San Jorge perdió en los últimos años frente a la concentración de actividad en Vaca Muerta.
El gobernador sostuvo que Santa Cruz continuará impulsando incentivos para atraer inversiones, aunque remarcó que las empresas deberán presentar proyectos concretos de actividad y producción.
CGC proyecta la perforación de 31 pozos en el flanco norte
En otro tramo de la recorrida, Vidal destacó el plan de inversiones de CGC y el impacto que tendrá en la recuperación de la actividad petrolera en el flanco norte santacruceño.
El programa contempla la perforación de 31 pozos. Durante lo que resta del año se proyectan nueve perforaciones, de las cuales dos serán exploratorias.
Las perforaciones alcanzarían aproximadamente los 2.800 metros de profundidad, mientras que los pozos exploratorios podrían superar los 3.000 metros.
En ese marco, se explicó que la incorporación del nuevo equipamiento, forma parte de los compromisos de inversión correspondientes al segundo sub-período 2025-2027, asumidos en el marco de la prórroga de las concesiones hidrocarburíferas aprobada por la Provincia.
José Llugdar, Secretario General del Sindicato del Personal Jerárquico del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral subrayó que la puesta en funcionamiento de un equipo perforador tiene un impacto que supera ampliamente a quienes trabajan directamente en el pozo.
“Aquí no solamente va a trabajar la gente que tiene que ver con el equipo. Hay compañías de servicios, compañías que transportan los caños y gente que produce esos caños”, explicó.
Asimismo, destacó que ya se encuentran disponibles los materiales necesarios para avanzar con los trabajos de entubación de los pozos.
El dirigente celebró el regreso de la actividad perforadora y sostuvo que representa una señal positiva para toda la cadena productiva y laboral vinculada al petróleo.
La puesta en marcha del equipo perforador CGC-001 en Tres Picos forma parte de una estrategia orientada a recuperar producción, generar empleo y fortalecer la actividad de toda la cadena hidrocarburífera de Santa Cruz, destacó el gobierno provincial.
YPF presentó en audiencia pública la planta de separación de gas se realizó en Plaza Huincul. Foto: Matías Subat,
PLAZA HUINCUL.- Un respaldo unánime consiguió este jueves YPF para la construcción de la mega planta de separación de gases en Neuquén que formará parte del proyecto Argentina LNG para exportar GNL por las costas de Río Negro. En una audiencia pública que se realizó en Plaza Huincul con cerca de 20 oradores, se ratificó el apoyo a la inversión, aunque con pedidos para que las pymes puedan integrarse como proveedoras, se generen puestos de trabajo en la comarca petrolera y se contemple la infraestructura que demandará la zona.
Para Plaza Huincul y Cutral Co, el proyecto significa una oportunidad para resurgir como polo energético e integrarse al desarrollo de Vaca Muerta que, hasta ahora, las había corrido del «centro de gravedad» de la industria. En esta región surgió la historia petrolera de Neuquén, pero la privatización de YPF en los años 90 generó una crisis social de la que aún persisten marcas.
«Es una posibilidad histórica la que estamos viendo. Acá nació todo, el Pozo Uno, hay una expertise muy clara, hay maravillosas pymes que trabajan para la industria y que van a hacer posible esto», afirmó el intendente de Huincul, Claudio Larraza, quien ofició de anfitrión del evento.
El intendente de Plaza Huincul, Claudio Larraza. Foto: Matías Subat.
En concreto, YPF presentó en la audiencia el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de la Planta Integrada de Tratamiento de Gas y Facilidades Asociadas (IGTP, por sus siglas en inglés) que estará ubicada en Meseta Buena Esperanza, una de las cinco áreas dedicadas para el proyecto Argentina LNG.
Según explicaron, está previsto que su construcción comience en 2027, sujeto a la firma de la Decisión Final de Inversión (FID), y que se ponga en marcha, en una primera etapa, en 2029. Las exportaciones se iniciarían en el 2030.
La planta, que se emplazará a unos 25 kilómetros de la comarca, permitirá separar los principales productos que se extraigan de los bloques y transportarlos por un gasoducto de 48 pulgadas y un poliducto de 24 pulgadas hasta el Golfo San Matías en Río Negro, donde habrá una segunda planta.
El gerente de Asuntos Públicos de GNL en YPF, Ariel Gordon, afirmó que «la magnitud del proyecto es inmensa» y permitirá generar exportaciones por más de 10.000 millones de dólares anuales durante dos décadas, el equivalente a lo que produce hoy toda la industria. «Si esto no se hace, van a quedar recursos ociosos», apuntó.
Sobre el desarrollo económico y social para la región, planteó que generará unos 20.000 empleos directos, indirectos e inducidos, con «picos de hasta 40.000 cuando haya frentes de obra simultáneos».
En la etapa de operación, serán alrededor de 8.000 empleos anuales, de los cuales «más del 80% se espera sean empleos con residencia nacional y local».
Respecto a los proveedores, detalló que estiman una inversión de 15.000 millones de dólares en contratación de servicios y bienes nacionales.
Empleo y capacitación, dos ejes
La Uocra copó el salón de la audiencia pública y reclamó que los empleos sean para los locales. Foto: Matías Subat.
En la audiencia, que fue organizada por la Secretaría de Ambiente de Neuquén, hubo 20 oradores anotados para exponer, aunque solo 17 fueron los que finalmente participaron, todos a favor del proyecto. Uno de los ausentes fue, sorpresivamente, el intendente de Cutral Co, Ramón Rioseco.
El secretario general de Uocra, Víctor Carcar, fue uno de los que copó con integrantes del gremio el salón del hotel Antu Malal. «Venimos por directiva de nuestro secretario general nacional (Gerardo Martínez) a apoyar este proyecto, pero queremos manifestar que la idea de nuestro sector es ser parte de esto, trabajar en conjunto con los intendentes, las operadoras, las constructoras y tratar de ordenar», advirtió.
Ungió a Natalio Benavídez, delegado en Cutral Co y Plaza Huincul, como el referente sindical que estará «a cargo» del proyecto y anticipó que le exigirán «a todas las empresas que se le dé prioridad a la mano de obra local». «No vamos a claudicar en eso, y vamos acompañar a los intendentes con el tema social y las pymes», sostuvo.
Horacio Spesot, vicedecano de la Facultad Regional de Neuquén de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), puso el foco en la capacitación y aseguró que en la institución están «dispuestos y queremos ofrecer nuestros servicios para que la gente, los chicos, se formen y puedan estar dentro de esos 40.000 puestos de trabajo que se están mencionando».
«También queremos que nuestras empresas y pymes formen parte de los trabajos que se van a ejecutar», solicitó y sostuvo que acompañarán el proyecto «siempre y cuando se realice bajo todas las normas vigentes de seguridad y medio ambiente».
Las pymes, en el «centro de gravedad»
Plaza Huincul fue la ciudad sede de la audiencia pública por la planta de separación de gas. Foto: Matías Subat.
El presidente de la cooperativa de servicios públicos Copelco, Máximo Rubén Cisneros, trazó un panorama de las dificultades que atraviesan hoy los jóvenes y los comercios en la comarca petrolera y analizó que la planta volverá a poner a la región «en el eje productivo de la provincia y, principalmente, a las localidades de Cutral Co y Plaza Huincul».
«Se vislumbran miles de puestos de trabajo y actividad comercial y empresarial que prometen estar presentes en una magnitud difícil de imaginar», planteó. Sin embargo, dijo que hará falta «competitividad pero también proteccionismo estatal» para que las pymes puedan prepararse e integrarse al proyecto.
Hubo varios representantes de empresas de la región vinculadas a la industria que adelantaron sus expectativas con la inversión de Argentina LNG, pero también la necesidad de que se generen condiciones para que puedan participar.
«En los 90 perdimos a YPF, no nos dimos cuenta en ese momento, pero se nos corrió el eje del trabajo. Esto volvería a traernos al centro de gravedad», graficó uno de los empresarios que participó en la audiencia.
Infraestructura y cuidado del agua
Norma Romero, vocera de la comunidad mapuche Wirkaleo de Sauzal Bonito. Foto: Matías Subat.
En la audiencia hubo poca presencia de la política local, pese a que desde el gobierno de Rolando Figueroa se presentó el proyecto como un nuevo «hito fundacional» para Vaca Muerta.
Solo asistieron, por fuera del intendente de Plaza Huincul, la diputada provincial Brenda Buchiniz (Cumplir) junto al exdiputado nacional del PRO, Francisco Sánchez. El dirigente, quien ahora se posiciona junto a la legisladora como una opción opositora al gobierno de la provincia, fue uno de los oradores y apuntó al impacto que se generará en la infraestructura, sobre todo en rutas.
«Es un proyecto importantísimo que queremos todos, pero si no nos anticipamos a los problemas que vamos a tener en la comarca, después nos vamos a terminar lamentando como ocurre en Añelo o incluso en Neuquén», planteó.
En el tramo de las preguntas del público, hubo pedidos de información sobre el uso del agua del río Neuquén que hará el proyecto y la disposición de residuos, entre otros planteos ambientales.
La vocera de la comunidad mapuche Wirkaleo de Sauzal Bonito, Norma Romero, quiso saber qué se hará con el agua residual y qué previsión tiene la empresa respecto del polvo «que perjudica a la flora y la fauna» en una comunidad como la que representa, que se dedica a la agricultura y ganadería.
Desde YPF aclararon que el proyecto «va a respetar los lineamientos más altos en seguridad y medio ambiente» y que «se va a intensificar el reúso del agua en todo lo que se pueda». Aclararon también que la planta va a consumir «menos del 1% de los valores más secos identificados en la historia del caudal del río Neuquén», unos 4.800 m3 por día.
La iniciativa, impulsada por la jefa de la bancada oficialista, Patricia Bullrich, había obtenido dictamen la semana pasada, y se preveía que La Libertad Avanza iba a llevarla al recinto unto con algunos bloques de la oposición dialoguista, pero diferencias internas hicieron que se suspendiera la reunión de labor parlamentaria.
“Los que empujan el proyecto no terminaron juntando los votos”, explicaron desde el oficialismo sobre la postergación del tratamiento del proyecto. La frase apunta a las senadoras de las provincias productoras de azúcar (bioetanol) que, a priori, serían las más beneficiadas con los cambios al régimen vigente.
En esa lista se anotan, entre otros, las peronistas Flavia Royón (Salta) y Carolina Moisés (Jujuy), que responden al gobernador Gustavo Sáenz; y Beatriz Ávila (Tucumán), alineada con el mandatario de su provincia, Osvaldo Jaldo. Las tres habían acordado con Bullrich avanzar con cambios en la ley de biocombustibles.
Pero el proyecto genera también polémica en torno a cómo se reparte el mercado ampliado, en especial en el biodiésel. Las empresas no integradas en una cadena productiva, muchas de ellas pequeñas y medianas empresas (Pymes) que dependen del cupo obligatorio, reclaman una mayor protección frente a las compañías con mayor escala de producción y capacidad exportadora.
Esa es la posición de las empresas que operan en la provincia de Buenos Aires, que denuncian que de concretarse los cambios las plantas productoras ubicadas en Santa Fé serán las grandes beneficiarias -son de mayor tamaño que las bonaerenses y están asociadas a compañías exportadoras- mientras que las bonaerenses quedarán al borde de la quiebra.
El dictamen firmado la semana pasada propone un nuevo marco regulatorio de los biocombustibles que establece elevar el corte obligatorio de bioetanol en naftas al 15%, distribuido entre caña de azúcar, maíz y un tramo sujeto a competencia, y llevar el biodiésel en gasoil al 10% de manera gradual.
También incorpora límites a la concentración empresarial, habilita mecanismos de contratación más abiertos y busca dar previsibilidad de largo plazo a las inversiones del sector.
El Gobierno anunció una nueva serie de denuncias contra empresas sospechosas de desarrollar actividades vinculadas al petróleo y el gas en la Plataforma Continental Argentina, luego de que el presidente Javier Milei anunciara en cadena nacional una serie de decisiones sobre el ejercicio de la soberanía argentina sobre las Islas Malvinas.
En un comunicado, el Gobierno confirmó las demandas contra diferentes compañías ya que las acusó de infringir la Ley de Hidrocarburos: “La Oficina del Presidente informa que se presentarán nuevas denuncias penales contra empresas que estarían desarrollando actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina, en violación de las prohibiciones dispuestas por la Ley N.º 26.659″.
En tal sentido, remarcó que las presentaciones también comprenderán a los directivos de las firmas: “Las denuncias alcanzarán no sólo a nuevas empresas involucradas, sino que también individualizará a directores, gerentes, administradores, representantes y otras personas que han intervenido en decisiones vinculadas con dichas actividades. Ello derivará tanto en la ampliación de procesos judiciales preexistentes como la apertura de otros nuevos”.
En tanto, la administración libertaria se refirió a su postura contra las violaciones a la integridad territorial. “El Estado Nacional sigue y seguirá avanzando en la implementación de aquellas acciones que permitan responsabilizar a todos aquellos que se encuentren violando nuestra soberanía nacional. Estas acciones no se limitarán a las personas jurídicas y alcanzarán a quienes, desde sus cargos y funciones, hayan intervenido en la realización de estos ilícitos”, expresó.
“El Gobierno Nacional continuará utilizando todos los medios que tenga a su disposición para impedir que empresas o particulares desarrollen actividades que vulneren los derechos soberanos de la República Argentina y para sancionar a los responsables”, concluyó.
Qué dice la Ley 26.659 mencionada por el Gobierno
La Ley 26.659 prohíbe a toda persona física o jurídica, nacional o extranjera, desarrollar actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina —que incluye las Islas Malvinas— sin contar con una habilitación otorgada por la autoridad nacional competente. Del mismo modo, prohíbe tener participación directa o indirecta en las empresas que desarrollen estos proyectos, prestarles servicios o realizar cualquier transacción sin la autorización correspondiente.
Para quienes incumplan la Ley, las sanciones incluyen:
Inhabilitación por el plazo de 5 a 20 años.
Cese de las concesiones hidrocarburíferas (en caso de poseerlas), que se revertirán al Estado nacional o a los estados provinciales, según corresponda.
Cese inmediato de las exenciones, facilidades impositivas o previsionales que se le hubieran concedido.
Prisión de 5 a 10 años, multa equivalente al valor de mercado de 20 mil a 100 mil barriles de petróleo crudo (WTI) e inhabilitación especial por el doble del tiempo de la condena para realizar cualquier actividad comercial para el que, sin autorización de la autoridad competente, encargare o realizare cualquier actividad de búsqueda de hidrocarburos.
Prisión de 10 a 15 años, multa equivalente al valor de mercado de 150 mil a 1.5 millones de barriles de petróleo crudo (WTI) e inhabilitación especial por el doble del tiempo de la condena para realizar cualquier actividad comercial para el que, sin autorización, encargare o realizare cualquier actividad de extracción de hidrocarburos, o su transporte o almacenamiento.
En el caso de las personas jurídicas, las sanciones también pueden incluir la suspensión total o parcial de actividades por hasta 10 años; la suspensión para participar en concursos o licitaciones de obras o servicios públicos por hasta 10 años, y la cancelación de la personería.
La petrolera YPF volvió al mercado internacional de capitales con una emisión de deuda por US$1200 millones, el mayor monto conseguido por una empresa argentina en los últimos 11 años, y logró además el diferencial de tasa más bajo de su historia respecto de los bonos del Tesoro de Estados Unidos.
“Esto es una señal enorme de la confianza que el mercado tiene en nuestra compañía, en nuestro presente y en el futuro que estamos construyendo”, afirmó el presidente de YPF, Horacio Marín.
La compañía colocó títulos con vencimiento en junio de 2035, a 9 años de plazo, con una tasa de interés de 7,55% y una tasa efectiva de 7,85%. El diferencial frente a los bonos estadounidenses se ubicó en 300 puntos básicos, indicador que YPF utiliza como referencia del costo adicional que debe pagar por encima de una inversión considerada de menor riesgo.
La operación recibió ofertas por hasta US$2200 millones, casi el doble de los US$1200 millones finalmente colocados, después de que ejecutivos de la petrolera mantuvieran durante dos días reuniones con más de 50 inversores internacionales en Nueva York.
La diferencia entre la demanda recibida y el monto finalmente adjudicado le permitió a la compañía completar la colocación sin ampliar el volumen previsto. Ese nivel de interés también funcionó como respaldo para una emisión de largo plazo, en un contexto en el que el costo de financiamiento depende tanto de las condiciones internacionales como de la percepción de riesgo sobre cada emisor.
YPF usará parte de los fondos para cancelar deuda
YPF informó que utilizará parte del dinero para la precancelación de dos Obligaciones Negociables internacionales que vencen entre 2027 y 2029, mientras que el resto será aplicado al financiamiento de su plan de crecimiento, denominado Plan 4×4.
La sustitución de obligaciones con vencimientos más próximos por un bono que vence recién en 2035 permite a la petrolera desplazar hacia adelante una parte de sus compromisos financieros y extender la vida promedio de su deuda.
De esta manera, reduce la concentración de vencimientos en los próximos años y le da a la compañía un horizonte más largo para administrar sus pagos. Al mismo tiempo, evita que la totalidad de los fondos captados tenga que destinarse al refinanciamiento y deja una parte disponible para acompañar las inversiones previstas dentro de su estrategia de crecimiento.
Para YPF, la colocación representa además una mejora respecto de su propio antecedente de diciembre de 2017, cuando había logrado un diferencial de 375 puntos básicos frente a los bonos del Tesoro estadounidense. La baja a 300 puntos muestra que la prima adicional exigida por los inversores para prestarles fondos a la compañía fue menor que en aquella emisión.
En la colocación internacional participaron BBVA, Itaú, J.P. Morgan, Santander y Balanz. En el mercado local intervinieron Galicia, Macro, CMF, Cucchiara, Latin Securities, Cocos y Puente Hnos.
El consejo de gobernadores del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) votó el miércoles a favor de remitir el caso de Irán al Consejo de Seguridad de la ONU por su “incumplimiento” nuclear, en una medida diplomática para aumentar la presión sobre la república islámica, a la vez que Teherán sostuvo que esa resolución “no dará ningún resultado”.
La resolución, a la que tuvo acceso la AFP y citada por France 24, fue aprobada por 23 votos a favor, tres en contra y ocho abstenciones. Rusia, China y Níger votaron en contra.
La iniciativa, presentada por Gran Bretaña, Francia, Alemania y Estados Unidos, marca la primera vez en 20 años que Irán es remitido al Consejo de Seguridad por incumplir sus obligaciones de información nuclear.
El embajador de Irán ante la ONU en Viena, Reza Najafi, afirmó que la resolución era una “herramienta política”. “Irán cooperará solo en la medida en que las circunstancias y la seguridad lo permitan”, declaró a los periodistas tras la votación de la junta.
“Esta resolución fue aprobada bajo presión política de Estados Unidos y sus aliados y, en nuestra opinión, carece de fundamento y no dará ningún resultado”, declaró a la televisión estatal Reza Najafi.
El viceministro iraní de Asuntos Exteriores, Kazem Gharibabadi, culpó a Estados Unidos de destruir las instalaciones nucleares y luego afirmar que necesitan entrar en ellas.
“Atacan las instalaciones nucleares de Irán que están bajo salvaguardias, interrumpen el proceso normal de verificación y luego utilizan esa misma interrupción como pretexto para emitir una resolución en la Junta de Gobernadores”, dijo Gharibabadi en X.
“Con estas invenciones, no se puede compensar el fracaso de sus políticas y acciones ni lograr nada en el Consejo de Seguridad”.
El OIEA no ha tenido acceso a instalaciones nucleares clave en Irán desde que Israel, con el apoyo de Estados Unidos, lanzó una guerra de 12 días en junio de 2025 que incluyó ataques contra emplazamientos nucleares.
Las instalaciones nucleares también han sido atacadas en la última guerra, que estalló el 28 de febrero, y el OIEA ha insistido repetidamente en que se le permita el acceso a ellas.
Esta medida se considera en gran medida simbólica, ya que China y Rusia, aliados de Irán, tienen poder de veto para imponer cualquier sanción contra Teherán.
El texto señala “con grave preocupación… el continuo incumplimiento por parte de Irán de sus obligaciones” y “reitera su llamamiento a Irán para que subsane urgentemente dicho incumplimiento”.
Asimismo, insta a Teherán a “participar seriamente y sin condiciones previas en conversaciones destinadas a generar confianza internacional en el carácter exclusivamente pacífico del programa nuclear iraní”.
El OIEA ha afirmado reiteradamente que su falta de información y acceso supone una “preocupación por la proliferación” y ha instado a Irán a abordar esta cuestión con “la máxima urgencia”.
El director general del OIEA, Rafael Grossi, declaró el lunes que otorgar al organismo nuclear de la ONU, con sede en Viena, acceso a instalaciones nucleares clave en Irán tendría “repercusiones positivas” para la república islámica.
La misión de Irán ante la ONU en Viena instó el lunes a Grossi a que pidiera a Estados Unidos e Israel que detuvieran sus “ataques ilegales”.
“La agencia debe poner fin a los reportajes poco profesionales, subjetivos, semitécnicos y con influencias políticas”, decía en una publicación en X.
Antes de los ataques de junio de 2025, el OIEA calculó que Irán poseía aproximadamente 440 kilogramos de uranio enriquecido al 60 por ciento, lo que se acerca al 90 por ciento necesario para fabricar una bomba y supera con creces el límite del 3,67 por ciento establecido por un acuerdo con Irán de 2015, ahora extinto.
Bytedance, la empresa dueña de TikTok, está invirtiendo más de 200.000 millones de reales en un centro de datos en Ceará, en el noreste de Brasil.
Los proyectos de datacenters en Brasil que se acojan a los beneficios fiscales del programa Redata finalmente podrán utilizar generación térmica a gas natural para alimentar su consumo eléctrico. Se trata de una victoria para el gobierno de Lula da Silva, que busca destrabar inversiones valuadas en más de US$ 30.000 millones. También puede representar un incentivo a las exportaciones de gas de Vaca Muerta, puesto que el programa contempla beneficios adicionales para la instalación de centros de datos en la región Centro Oeste de Brasil.
En concreto, el Congreso del Brasil sancionó el proyecto que crea el Régimen Especial de Tributación para Servicios de Centro de Datos (Redata). El régimen beneficiará a las empresas con exenciones impositivas que tendrán un costo fiscal estimadodeUS$ 1420 millones (7250 millones de reales) durante el período 2026-2028.
El objetivo central es destrabar inversiones en centros de datos, principalmente aquellos enfocados en computación en la nube e inteligencia artificial. El ministerio de Minas y Energía contabiliza pedidos de conexión a la red eléctrica nacional para datacenters equivalentes a 38.000 MW (casi un tercio de la potencia instalada de Brasil), de los cuales 7100 MW representan inversiones por US$ 31.500 millones (159.000 millones de reales).
Entre las reducciones impositivas figuran la suspensión por cinco años del Impuesto a la Importación, de impuestos de la seguridad social (PIS/Cofins) y del Impuesto sobre Productos Industrializados (IPI) sobre los bienes tecnológicos e informáticos destinados a los proyectos. La suspensión se aplicará a la compra de dichos componentes tanto dentro como fuera de Brasil.
Gas de Vaca Muerta para datacenters en Brasil
La ley fue aprobada por el Senado con una enmienda pensada paraincluirala generación térmica entre las fuentes de energía para los centros de datos. El gobierno y el Senado negociaron una modificación para incluir fuentes de bajas emisiones en los criterios de elegibilidad para el consumo de energía. De esta forma, el uso delgas natural puede incorporarse en la reglamentación. El texto original estipulaba fuentes “limpias” o “renovables”. Ahora solo resta la promulgación de la ley.
El texto además genera un guiño para el gas de Vaca Muerta, puesto que contempla beneficios adicionales para las empresas que instalen sus datacenters en las regiones Norte, Noreste y Centro Oeste. Esta última está conformada por los estados de Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul y el Distrito Federal (Brasilia).
El régimen Redata contempla que al menos el 10% de los servicios prestados por un centro de datos debe destinarse al mercado brasileño. Queda prohibido asignar esta cuota a la exportación o al uso interno, incluso si se alega falta de demanda en Brasil. El objetivo es garantizar el impacto directo de los incentivos fiscales en la economía local y promover la soberanía tecnológica. Esta exigencia es reducida parcialmente para las mencionadas regiones.
El gasoducto Gasbol (Bolivia-Brasil) entra a territorio brasileño por Corumbá, en Mato Grosso do Sul. Justamente, la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) señala que la infraestructura existente vía Bolivia es competitiva para abastecer a ese estado con gas argentino. También lo es para abastecer a proyectos de fertilizantes nitrogenados, como la urea.
En el primer encuentro de un ciclo sobre integración energética que tuvo lugar esta semana en la sede del Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI), el organismo destacó que Brasil requiere obras para ampliar la llegada de gas de Presal para lograr el abastecimiento con gas nacional en la región Centro-Oeste, y para recibir gas argentino en Porto Alegre debe construir Uruguaiana-Porto Alegre y revertir y ampliar los flujos desde Porto Alegre a San Pablo.
La posibilidad de abrir el juego a la generación térmica representa una victoria para el gobierno. Tras la sanción de la ley, el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, defendió al gas natural como fuente de energía para los centros de datos y afirmó que la aprobación de Redata crea el entorno legal para atraer grandes proyectos al Brasil.
«Soy un firme defensor del gas natural, porque Estados Unidos está construyendo actualmente centros de datos con una capacidad de 6,5 GW de gas natural», afirmó Silveira.
La sanción de Redata también fue bien recibida por las empresas. La vicepresidenta de Amazon Web Services (AWS) para Latinoamérica, Paula Bellizia, señaló que la aprobación del régimen debería cambiar el tono de las conversaciones comerciales de la empresa con sus clientes en Brasil. «Sin duda, esto destrabará conversaciones. La evaluación no es perfecta, pero es una buena noticia. Ahora tendremos que centrarnos en ello desde la perspectiva de la implementación», afirmó.
Algunas empresas proyectan construir megacomplejos para entrenamiento de IA en el país: se tratan de verdaderas “ciudades” por su consumo de agua y las potencias que demandarán. Hay al menos tres empresas empujando proyectos de este tipo en cuatro estados: Elea Data Centers tiene el proyecto Río Al City (3200 MW) en Río de Janiero, Scala Data Centers tiene el proyecto Scala Al City (5400 MW) en Rio Grande del Sur , y RT One posee un proyecto de 400 MW en Paraná y otro de igual demanda de potencia en Minas Gerais.
Por el momento, el único mega proyecto cuya construcción realmente está avanzando es uno de Bytedance, la empresa dueña de TikTok., en el noreste de Brasil. ByteDance está invirtiendo US$ 40.000 millones (más de 200.000 millones de reales) para construir su mayor centro de datos fuera de China en el Complejo Industrial y Portuario de Pecém, en el estado de Ceará.
El complejo será exclusivo para la exportación de capacidad de procesamiento y datos de usuarios de TikTok fuera de Brasil, por lo que no buscaría aplicar a los beneficios de Redata. La previsión inicial de potencia demandada es de 200 MW, con potencial para alcanzar hasta 900 MW o 1 GW en el futuro.
Datacenters: impacto económico y captura de valor
Brasil es líder en datacenters en Latinoamérica por amplio margen. Para agosto, el país contaba con un total de 706 MW de capacidad de centros de datos, alcanzando así cerca de la mitad de la capacidad total de Latinoamérica, según un estudio reciente de JLL Research. Se espera que la capacidad brasileña continúe creciendo, con un total de 660 MW en construcción, con el 56% de su capacidad ya comercialmente comprometida.
FGV Projetos, la unidad de consultoría técnica de la Fundación Getulio Vargas, estima que un centro de datos de 100 MW destinado a inteligencia artificial podría implicar inversiones de aproximadamente 25.000 millones de reales y crear 37.200 empleos, entre directos, indirectos y aquellos generados por el aumento del consumo de las familias. La inversión se reparte entre 5000 millones en infraestructura física y otros 20.000 millones en servidores, GPU, sistemas de almacenamiento y otros equipos informáticos.
Justamente, el programa Redata reduce los costos de compra del equipamiento informático, ya sea importado o de fabricación nacional, que representan el principal costo en un proyecto. Sin embargo, también contiene algunas previsiones para proteger parcialmente a los fabricantes nacionales de equipamientos informáticos.
Otro objetivo es en materia de autoabastecimiento de servicios digitales. Cerca del 60% de las cargas digitales brasileñas se procesan en el extranjero según el Ministerio de Hacienda. El gobierno considera que esta dependencia incrementa los costos, reduce la competitividad de las empresas brasileñas y representa un riesgo para la soberanía digital del país.
Ubicado en Banda del Río Salí, el nuevo centro de distribución de Gulf Agro cuenta con ocho tanques verticales independientes para abastecer con rapidez a las economías regionales del NOA.
La emblemática multinacional de origen estadounidense Gulf inauguró en la localidad tucumana de Banda del Río Salí su primer centro de distribución exclusivo para el agro. Esta decisión le permitió multiplicar la logística de abastecimiento regional y reducir hasta en un 85% los tiempos de entrega de sus soluciones para la protección de cultivos en todo el Noroeste argentino.
La nueva operación Gulf Agro está ubicada en un punto logístico clave del norte del país y cuenta con infraestructura preparada para almacenar y distribuir aceites minerales destinados a la protección de cultivos. Desde allí abastecerá de forma directa a productores, empresas agroindustriales, distribuidores y agronomías de Tucumán, Salta, Jujuy, Catamarca, Santiago del Estero y La Rioja.
La medida busca resolver un histórico cuello de botella logístico para el NOA, donde el traslado de estos insumos desde Buenos Aires o la región central solía demandar entre cinco y diez días. Con este stock permanente en origen, la empresa prevé concretar las entregas en un plazo de 24 horas dentro de Tucumán y de hasta 48 horas en las provincias vecinas.
Desde la firma explicaron que la disponibilidad inmediata del producto resulta crítica para garantizar la efectividad de las aplicaciones agrícolas ante imprevistos sanitarios o climáticos. Contar con insumos a poca distancia del campo disminuye la dependencia de los fletes de larga distancia y facilita intervenciones ágiles durante los momentos determinantes de cada ciclo productivo.
La elección de la provincia de Tucumán responde a su liderazgo dentro de la industria citrícola mundial -particularmente en la producción y exportación de limones- y a su rol como nodo articulador de las economías regionales. El establecimiento dispone de ocho tanques verticales independientes configurados para el despacho a granel en camiones cisterna y la entrega fraccionada en contenedores, tambores e IBC.
Con stock permanente en origen, la compañía podrá abastecer en un plazo máximo de 24 a 48 horas a productores y agroindustrias de seis provincias del Noroeste.
Si bien el sector citrícola concentra una porción relevante de la demanda local, el portafolio de soluciones está diseñado para atender también las necesidades de producciones de olivo, vid, tomate, frutilla, arándano, palta, tabaco y hortalizas. En una primera etapa, el centro distribuirá la línea Gulf Argenfrut, compuesta por aceites minerales parafínicos altamente refinados.
El nuevo esquema operativo aporta ventajas operativas y financieras a los distribuidores locales, que podrán programar reposiciones de mercadería con mayor frecuencia. De este modo, los actores del sector lograrán optimizar la gestión de sus inventarios sin verse obligados a inmovilizar capital en el almacenamiento prolongado de grandes volúmenes.
Esta inversión es parte de un plan de expansión más amplio de Gulf Agro para fortalecer su presencia en los principales polos productivos de la Argentina y la región. El proyecto contempla además programas de capacitación técnica para productores y distribuidores, así como la priorización de transportistas y proveedores de servicios locales.
El gobierno busca obstaculizar el proyecto Sea Lion que llevan adelante la inglesa Rockhopper Exploration y la israelí Navitas Petroleum.
A partir del despliegue de la bandera de las Islas Malvinas en la semifinal del Mundial 2026, se generó un efecto dominó que derivó hace pocos días en el anuncio de medidas por parte del presidente Javier Milei contra compañías que estén desarrollando actividades hidrocarburíferas en las islas, puntualmente se busca obstaculizar el proyecto Sea Lion que llevan adelante la inglesa Rockhopper Exploration y la israelí Navitas Petroleum.
Nicolás Gadano, Flavia Royón, Jimena Latorre y Juan José Carbajales analizaron en una nueva emisión de Dínamo, bajo la conducción de Nicolás Gandini, la viabilidad del proyecto y las medidas adoptadas por el Gobierno, y plantearon un debate sobre qué debería hacer la Argentina para impulsar la exploración de su propio offshore.
Sea Lion: un proyecto de riesgo y con un conflicto jurisdiccional
Frente a la pregunta por la viabilidad y capacidad real del proyecto, Nicolás Gadano, ex gerente general del BCRA y consultor en energía, relativizó la escala del desarrollo y advirtió que, además de los riesgos propios de cualquier proyecto offshore, Sea Lion enfrenta una situación jurídica particular por el reclamo argentino sobre el archipiélago.
“Hay que invertir varios billions para poner la infraestructura y el desarrollo de este supuesto reservorio offshore. Es un proyecto altamente riesgoso, incierto, hoy tal vez estimulado como tantos proyectos por los precios altos del petróleo. Además, tiene el riesgo de que hay un conflicto jurisdiccional notorio porque Argentina reclama ese territorio”, señaló el economista.
Flavia Royon, exsecretaria de Energía de la Nación, dividió el caso en cuatro puntos. El primero fue que, según la exfuncionaria, el debate va más allá de la viabilidad del proyecto. “Acá hay una decisión final de inversión, en teoría el proyecto avanza. Ya que exploren es grave y amerita una posición del gobierno argentino”, afirmó. Como segundo y tercer punto, no negó la existencia de un “oportunismo político en un momento en donde el gobierno va perdiendo imagen” ni de un contexto geopolítico que influyó en el momento elegido por el Gobierno, algo que también había planteado Gadano.
Por último, agregó otra dimensión al debate: “Nosotros como país tenemos que entender que también tenemos que avanzar en el desarrollo económico de nuestra plataforma, porque tener actividad en nuestra plataforma también es una cuestión de soberanía”.
Por su parte, la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, puso el foco en la señal que la Argentina envía hacia los inversores internacionales. Según sostuvo, no hacer valer la normativa argentina frente al financiamiento de Sea Lion “estaría dando una señal a la comunidad internacional de que la comunidad y fondos internacionales pueden fondear proyectos para desarrollar en la Argentina en violación del marco normativo argentino. Eso creo que le restaría seguridad jurídica en la que estamos trabajando para promover más inversiones, desde la nación y desde las provincias también”.
“El quid de la cuestión acá está en la coherencia respecto a la administración del desarrollo de los recursos. Creo que es una posición estratégica del Gobierno nacional, no de oportunismo, de utilizarlo como una estrategia de negociación, porque hoy esta reconfiguración geopolítica está asentada sobre el dominio de recursos estratégicos”, planteó.
Y agregó: “Si queremos dar señales claras de que la Argentina es un jugador importante, tiene que ser claro y contundente el mensaje hacia afuera”.
Sin embargo, Gadano planteó reparos sobre la posibilidad de extender esa estrategia hacia empresas que también tienen actividad en la Argentina. “En el ejercicio de una política exterior de presión sobre Gran Bretaña, vamos a someter a todo el sistema petrolero a ‘o estás con ellos o estás con nosotros’. Me preocupa”, afirmó.
El debate por el offshore argentino
La discusión sobre Sea Lion abrió una segunda pregunta: qué está haciendo la Argentina para explorar y desarrollar los recursos hidrocarburíferos de su propia plataforma continental.
Juan José Carbajales, exsubsecretario de Hidrocarburos de Argentina y actual titular de la consultora Paspartú, sostuvo que las medidas para obstaculizar Sea Lion anunciadas por el Ejecutivo deberían complementarse con una política más activa sobre el offshore argentino.
“El gobierno anunció muchas acciones defensivas para obstaculizar la operatoria de Sea Lion, incluso utilizando Vaca Muerta como activo, lo cual me parece muy bien. Pero hay otro costado: nuestro offshore. ¿Qué hacemos nosotros en nuestro litoral marítimo?”, planteó.
“Si Argentina quiere realmente mostrarle a Inglaterra y al mundo que le interesan sus recursos estratégicos, no solo es frenar lo que están haciendo en un territorio cuya soberanía reclamamos, sino en el nuestro”, agregó.
Ante la pregunta sobre qué herramientas podría utilizar el Estado después de que el pozo Argerich (Equinor, YPF y Shell)no encontrara hidrocarburos en cantidades comerciales, Carbajales propuso acelerar la exploración.
Nicolás Gandini: —¿Qué más podríamos hacer para incentivar el offshore?
Juan José Carbajales: —Es muy simple: profundizar y acelerar.
Gandini: —¿Cómo?
Carbajales: —Pasando a la siguiente etapa. Los permisos exploratorios te exigen actividad en cada período. Bueno, pasar al siguiente. ¿Te fue mal en un pozo? Hacé otro al lado.
Gandini: —Pero eso no depende de tu voluntad como Estado.
Carbajales: —Yo tengo la solución. Primero YPF, que es el brazo ejecutor de políticas públicas.
Gandini: —¿Quién pone la plata?
Carbajales: —El Estado.
La propuesta abrió una discusión sobre quién debería asumir el riesgo económico de la exploración offshore.
Latorre rechazó que sea el Tesoro el que financie ese proceso. “El mejor ejercicio de la soberanía, más que recitarlo como un concepto abstracto, es justamente desarrollar económicamente actividades en nuestro territorio”, sostuvo, pero advirtió: “No coincido en que sea el Estado nacional el que tenga que fondear ese desarrollo, menos aún cuando estamos hablando de actividades económicas de alto riesgo como son las actividades exploratorias”.
Carbajales respondió que podrían participar tanto el sector público como el privado y destacó dos medidas recientes destinadas a incentivar inversiones: una convocatoria a licitación internacional a partir de una manifestación de interés privada y la reducción del monto mínimo requerido para que los proyectos offshore puedan acceder al RIGI.
“Creo que ese es el rol del Estado, esos mecanismos o incentivos hacia los privados, no poner fondos del Tesoro a desarrollar actividades de alto riesgo”, respondió Latorre.
Royon coincidió: “Usar recursos del Estado en cualquier tipo de exploración es riesgoso”.
Gadano también cuestionó la posibilidad de utilizar YPF como instrumento directo para impulsar nuevas perforaciones.
“YPF es una empresa mixta, no le podés decir que ahora se dedique a perforar acá o allá”, sostuvo. En cambio, consideró razonable adaptar instrumentos de incentivo como el RIGI a las particularidades de la exploración offshore, donde los desembolsos iniciales son menores que en la etapa de desarrollo de un descubrimiento.
“Me parece perfecto [usar instrumentos como el RIGI]. Creo que no es YPF ni Enarsa ni el presupuesto público”, concluyó.
El límite de la estrategia argentina frente a Sea Lion
Sobre el final del debate sobre la temática, volvió a aparecer otro punto de tensión: hasta dónde debería llegar la presión argentina sobre las compañías vinculadas directa o indirectamente con Sea Lion.
Gadano advirtió que una estrategia demasiado amplia podría terminar afectando al propio sector petrolero argentino. “¿Cuál es el límite de que si una empresa estuvo cerca directa o indirectamente del proyecto de Malvinas no puede trabajar en Argentina? Llega un momento en que eso nos empieza a perjudicar a nosotros y mete un riesgo adicional en la industria petrolera. Tenemos que ser muy cuidadosos con eso”, señaló.
Gandini: —Fue novedoso que el gobierno lograra que empresas como Schlumberger Limited (SLB) y Halliburton, probablemente las dos empresas de servicios petroleros del mundo, o Tenaris, salieran a decir que no tienen vinculación ni ningún tipo de interés en el proyecto Malvinas.
Jimena Latorre: —En cierto modo muestra buenos primeros resultados de esa política o posicionamiento, y estamos hablando de las empresas de servicios más grandes. Si lo que se está buscando es marcar la cancha y mostrar cuáles son las reglas y los recursos de Argentina, y esto se respeta, creo que está empezando a mostrar cierta seriedad y robustez institucional en la decisión. No creo que sea disuasivo.
Hoy nadie en sano juicio puede ignorar lo que hasta hace pocos años sólo conocían los habitantes de zonas en los que la industria minera se desarrollaba. Los impresionantes números de Inversiones previas a que arranquen lo que hoy sólo son proyectos avanzados, llamó la atención de todo un país que empieza a descubrir que su riqueza nacional no sólo está en la Pampa Húmeda.
Hidrocarburos a partir de Vaca Muerta más minerales como el cobre, oro, plata, uranio y litio nos muestran que podemos tener otras dos más.
Vaca Muerta a través de plantas de licuefacción según la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos señalan exportaciones de gas por más de USD 41.700M para el 2035. El petróleo desde su descubrimiento en diciembre del 1907 fue política de estado en 10 provincias argentinas, y hoy empieza a recibir inversiones para un nuevo impulso productivo hacia los enormes valores señalados.
La minería metalífera en cambio no cuenta con esa historia ni prestigio cultural, no hubo la continuidad que permitía una geología que siempre indicó enormes oportunidades. Diferente a nosotros Canadá, Australia, Suecia, México, Brasil, EE. UU., Chile, Perú y en muchos otros países la minería fue sinónimo de desarrollos económicos y sociales que continúan en nuestros días.
Luego de 213 años de aquel primer RIGI, el reglamento minero sancionado por la Asamblea del año XIII, nuestras generaciones tienen la posibilidad de lograr un punto de inflexión histórico con el comienzo del aprovechamiento de nuestra riqueza metalífera.
El abandono geopolítico dejó secuelas, el desconocimiento en la sociedad la más grande de ellas, mientras miles de compatriotas eran condenados junto a sus familias a una pobreza innecesaria. Vivieron y partieron, a pesar de estar rodeados de importantes tesoros.
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La inexistencia de una cultura minera hace necesario más que en ningún otro país explicar en qué consisten las oportunidades personales que brinda, los desarrollos que provoca y los tiempos necesarios para ponerla en marcha, es decir, evitar sobre expectativas. En el caso del cobre, la soja de los minerales, malas opiniones generan raíces en el desconocimiento popular.
Es común escuchar a quienes gobiernan afirmar que las grandes inversiones llegarán porque ellos son los que gobiernan. Esconden que las demandas están disparadas desde el Acuerdo del 2015 en París por más de 196 países, pues las emisiones antrópicas de gases efecto invernadero empezó a amenazar la habitabilidad humana del planeta, que la electromovilidad y las energías renovables son el camino para no seguir aumentando la temperatura ambiente, y minerales como el cobre, litio, uranio y plata (hablando de los que poseemos) son esenciales para lograrlo.
Es ese escenario el que estalló frente a nosotros, y el que nos brinda una oportunidad como la que tuvimos en la primera mitad del siglo pasado con una Europa en guerra y nosotros proveyéndoles alimentos.
Pero hay algo que no entendemos y puede frustrarnos una vez más: No somos el único país que tiene cobre, litio, uranio o plata. Las esenciales Inversiones que necesitamos requieren Competitividad y Confianza, ambas amenazadas por un populismo que no afloja y pseudo-nacionalismos.
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Sepamos que no somos el único país que tiene cobre, el Congo y Zambia nos lo recuerdan. En poco tiempo estarán produciendo más del doble y del triple de lo que pueden producir el total de nuestros ocho proyectos adelantados. Por lo que deberíamos sellar una competitividad inteligente para no perder ni demorar la llegada de las Inversiones.
El RIGI fue lo que nos puso dentro de la cancha del mercado mundial, a pesar de que algunos economistas de nota y periodistas se esfuerzan por relativizarlo. Poder construir infraestructuras donde no las hay y generar competitividad tributaria desde las provincias sería trabajar por el Interés General.
Los IIBB provinciales y las aduanas pre-1853 que levantaron muchas provincias mineras en materia de empleo y de autodefinidos proveedores locales repartiéndose lo que no llegó, marchan a 180 grados de la dirección correcta.
La Industria minera metalífera no compite con ninguna otra producción local, y seguramente requerirá en el caso del cobre varios centenares de pymes proveedoras de bienes y de servicio desde cada uno de los proyectos. Muchas empresas serán locales, otras nacionales y una parte menor de proveedores internacionales.
Es la tecnología requerida, la dimensión y característica de los accesos, de los equipos de arranque, transportes, moliendas y tratamientos, el destino del commodity, los mantenimientos, softwares, capacidades profesionales y la IA los que marcarán los desafíos a la hora de proveer bienes y servicios.
Había y hay mucho por hacer en materia de profesiones requeridas y capacitaciones necesarias. Establecer una alianza permanente entre Empresas, Gobiernos, Universidades, Proveedores y Entidades Financieras. Ese es el camino, el del diálogo, los acuerdos para la superación; no violentar la Constitución Nacional decretando de prepo: “Primero Yo”.
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La falta de conocimientos de buena parte de la dirigencia política que cree que el saber se adquiere ganando una elección, de economistas refiriendo a la enfermedad Holandesa con aires petulantes y periodistas creyendo que la audiencia es el nuevo Vox Dei, son trampas donde se puede trabar el Desarrollo Argentino.
Esta imagen resume un importante trabajo de la Cámara Minera de Chile y nos enseña claramente como se repartió el valor exportable de las producciones de cobre. Desde el año 2010 al 2021 fueron USD 440.000M exportados. El 81% del total, USD 335.000M, fue empleado para hacerlo, y USD 105.000M se repartió entre ganancia de las empresas, impuestos nacionales y regalías.
¿A que debemos que se soslaye ese 81% del valor exportado que queda mayoritariamente en un país? Que con aire doctoral se diga que un punto más o menos de regalías es lo esencial, eso sí, callan sobre los enormes beneficios en salarios, proveedores de bienes, servicios y de bienes de capital?
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Silencian también lo que acaba de señalar la Comisión Chilena del Cobre (COCHILCO), coincidiendo con el estudio que concluimos en el 2017 desde la Subsecretaría de Desarrollo de Septiembre del 2026 la Nación sobre el impacto económico y social de la minería del oro en San Juan: Por cada punto de aporte directo en el PBI, hay otro generado vía demanda indirecta, efecto inversión y efecto compras.
Distintos organismos internacionales empezaron a señalarnos la necesidad de mirar la competitividad y generar confianzas. Para lo primero establecer regalías progresivas y móviles como Perú, y la eliminación de uno de los impuestos más regresivo, IIBB, es un camino inteligente para lograrlo. Además el crecimiento económico a partir de la llegada de las grandes inversiones permitiría eliminar IIBB en las provincias que decreten.
Para la confianza el diálogo interpartidario es un camino que despejaría los miedos de una nueva marcha atrás con la vuelta a subsidios, protecciones, cierres de la economía, precios regulados, retenciones, de SIRA y emisión descontrolada.
Batallas por elecciones y reelecciones; aduanas internas levantadas en provincias que se sublevaron con la Constitución Nacional que las eliminó en 1853; economistas que relativizan el desarrollo que generarían las grandes inversiones; periodistas a los que no les interesa la verdad, sólo importa la audiencia. Todo esto forma parte en nuestros días de una especie de teatro al que se subieron como protagonistas: EGOS, DESCONOCIMIENTOS Y MALA FE.
La compañía TotalEnergies avanza en Neuquén con la solicitud de una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) en el bloque San Roque, con el objetivo de desarrollar su ventana petrolera y presentar el proyecto al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Durante el encuentro Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World, celebrado el 3 de septiembre en Houston, Sergio Mengoni, director general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, anticipó que la empresa apunta a cerrar negociaciones rápidamente y comenzar un piloto de producción petrolera en 2027.
San Roque ofrece ventajas iniciales: dispone de instalaciones que permitirían poner en marcha el piloto aprovechando infraestructura existente. Para un desarrollo de mayor escala, la compañía prevé construir una nueva planta. Total opera el área en sociedad con YPF, Pan American Energy y Harbour Energy.
En sus resultados del primer semestre de 2026, Harbour Energy informó que la obtención de la licencia permitiría avanzar con un programa de 16 pozos desde 2027, en línea con el horizonte planteado por Mengoni.
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La cercanía con Aguada Pichana Este (APE) también influye en la decisión. Ambos bloques se operan de manera integrada, compartiendo recursos e infraestructura. APE alcanzó recientemente los 14,2 millones de m³ diarios, el máximo de capacidad de su planta, y Total ya trabaja en proyectos de ampliación.
El bloque San Roque combina las tres ventanas de Vaca Muerta: gas, gas + condensado y petróleo. Según datos de Aleph Energy, produjo en junio 1,8 millones de m³ diarios de gas convencional, con un incremento de 260.000 m³ respecto de mayo.
Mengoni defendió el ingreso al RIGI como una herramienta para acercar las condiciones locales a las que ofrecen otros países que compiten por capital internacional. “Esto va a requerir inversiones importantes”, señaló, subrayando que el criterio para avanzar será obtener una producción competitiva y con bajas emisiones.
En Houston, el directivo reafirmó la visión de largo plazo de TotalEnergies en Argentina, descartando versiones sobre una posible salida. “Nosotros miramos siempre el largo plazo”, afirmó, destacando que Total Austral alcanzó en agosto su récord histórico de producción, incluyendo el desarrollo offshore en la cuenca Austral.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, anunció un acuerdo para acceder a 65.000 millones de barriles de petróleo venezolano, calificándolo como “el mayor acuerdo petrolero de la historia mundial”. La noticia generó indignación y preocupación dentro de Venezuela, incluso entre sectores tradicionalmente enfrentados.
De acuerdo con la Casa Blanca, la empresa North American Blue Energy Partners (NABEP) recibirá un contrato de arrendamiento de 100 años sobre 17 yacimientos. El gobierno estadounidense obtendría una participación del 35% en la compañía, acceso al 20% de la producción a precio de costo y un derecho de preferencia sobre el resto. Trump aseguró que el acuerdo podría atraer hasta US$ 100.000 millones en inversiones y garantizar suministro de crudo pesado a las refinerías estadounidenses.
Por su parte, las autoridades venezolanas describen el proyecto como un acuerdo bilateral de 25 años, insistiendo en que el país mantiene la soberanía sobre sus recursos. La vicepresidenta Delcy Rodríguez afirmó que los yacimientos podrían producir más de 1,5 millones de barriles diarios y generar US$ 209.000 millones en ingresos fiscales.
La falta de transparencia sobre los términos exactos ha encendido las alarmas. Ninguno de los gobiernos ha publicado el texto completo, y la diferencia entre un contrato de 25 años y una concesión de 100 años plantea dudas sobre la legitimidad y la seguridad jurídica del acuerdo.
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La líder democrática María Corina Machado advirtió que “la legitimidad política y la seguridad de la inversión no pueden separarse”, subrayando que solo un gobierno democrático puede ofrecer certeza a los inversores. Exfuncionarios chavistas como Rafael Ramírez y Elías Jaua también calificaron el acuerdo de ilegítimo y de “ocupación extranjera”, mostrando cómo el nacionalismo petrolero trasciende las divisiones ideológicas.
En el plano social, ciudadanos como el arquitecto caraqueño Lisandro Castro expresaron su preocupación: “Existe una auténtica preocupación colectiva en Venezuela en este momento por lo que estamos presenciando”.
Los riesgos identificados son múltiples: un futuro gobierno electo podría impugnar el acuerdo, los tribunales cuestionar la autoridad de Rodríguez, las compañías limitar inversiones por falta de garantías y el resentimiento público convertir el proyecto en símbolo de explotación extranjera.
En definitiva, Venezuela necesita inversión para recuperar una producción que hoy ronda 1,25 millones de barriles diarios, muy por debajo de los niveles de los años 90. Pero la opacidad y la controversia política podrían transformar lo que Trump presentó como “el mayor acuerdo petrolero de la historia” en una fuente de incertidumbre para el futuro energético del país.
La sesión del Senado prevista para el jueves 10 de septiembre se cayó. El oficialismo comprobó que no tenía los votos para aprobar el nuevo régimen de biocombustibles. El proyecto no fue rechazado: quedó postergado. Pero la suspensión expuso una disputa más profunda que el simple aumento del corte obligatorio. Detrás del texto hay dos reformas superpuestas: una energética —más biocombustible y menos fósil por litro vendido— y otra económica —quién produce, quién vende y quién captura la renta de ese mercado—. La sesión se cayó por la segunda.
El dictamen, que busca reemplazar y modificar sustancialmente la Ley 27.640 por un régimen de 15 años, unificó siete proyectos que venían discutiéndose en las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y de Presupuesto y Hacienda. Entre sus impulsores aparecen Patricia Bullrich, Flavia Royón, Beatriz Ávila y otros senadores. El objetivo central era elevar los cortes: en gasoil, llevar el biodiésel del 5% actual al 7,5% inicialmente y al 10% al cabo de un año; en naftas, mantener el 12% el primer año y luego subir al 15%.
El esquema del etanol quedó desglosado: de ese 15%, un 6% provendría de caña de azúcar, otro 6% de maíz y un 3% quedaría sujeto a competencia. Además, se fijaba un límite de participación de mercado de no más del 20% del volumen por empresa. Eso explica el interés de Tucumán, Salta y el NOA por la caña; de Córdoba por el etanol de maíz; y de Santa Fe y las provincias sojeras por el biodiésel.
Pero lo decisivo no era el corte. El proyecto buscaba pasar gradualmente del actual sistema de cupos y participación protegida para determinados productores hacia uno de mayor competencia y apertura. Allí estalló el conflicto con las pymes de biodiésel “no integradas” con las grandes aceiteras y productoras de materia prima. Esas empresas tienen hoy una participación protegida en el abastecimiento interno. El nuevo esquema contemplaba una reducción progresiva hasta su desaparición en 2036. Las pymes reclamaban conservar un 7,5% del mercado. Ese punto puso en tensión a representantes de Santa Fe, La Pampa y Buenos Aires, que exigieron mayores garantías para las empresas pequeñas y medianas.
La coalición que se armó fue peculiar. LLA había logrado un principio de acuerdo con senadores dialoguistas y con provincias interesadas en aumentar el bioetanol. Pero varios aliados avisaron que no votarían la ley si no se modificaba la situación de las pymes de biodiésel. Sin votos asegurados, se suspendió la reunión de Labor Parlamentaria y, con ella, la sesión.
El gran ganador potencial: el biodiésel integrado
La Ley 27.640 vigente establece que el biodiésel destinado al corte obligatorio debe provenir de empresas no vinculadas directa o indirectamente con la exportación de biodiésel ni de sus principales insumos. Es decir, excluye deliberadamente del mercado protegido a buena parte de las grandes aceiteras y exportadoras integradas. El proyecto cambia esa arquitectura.
Con el dictamen, inicialmente las no integradas conservan los 7,5 puntos. Cuando el corte sube a 10%, quedan 6,5 puntos reservados y 3,5 abiertos. Luego la transición avanza: 2029, 5,5 reservados y 4,5 abiertos; 2030, 5 y 5; 2031-2035, 3 reservados y 7 abiertos. Después termina la transición prevista. Por tanto, “desregulación” no es una palabra neutral en términos distributivos.
La gran aceitera integrada controla la cadena soja, desde la producción, el crushing el aceite y la producción de biodiésel y exporta y vende al mercado interno. La pyme, en cambio, compra aceite, produce biodiésel y vende. La primera captura margen en varios eslabones y controla su materia prima; la segunda tiene el costo del aceite como insumo externo. Por eso CIARA defendió explícitamente que no se distinga entre integradas y no integradas, y sostuvo que debe haber mercados competitivos y cortes crecientes. CARBIO consideró el dictamen un avance porque deja “abierto el mercado para todos”. CEPREB ve la otra cara: sostiene que las plantas regionales pasan de controlar los actuales 7,5 puntos a tener solo 3 puntos protegidos.
Refinadoras y productores: no todos pierden igual
Si el biodiésel pasa de B7,5 a B10 y el etanol de E12 a E15, las refinadoras colocan menos molécula fósil por litro de combustible terminado. En naftas, por cada 100 litros vendidos, el componente hidrocarburífero pasa de aproximadamente 88 a 85 litros. En gasoil, el efecto es mayor: el gasoil fósil pasaría de unos 95 a 90 litros por cada 100 litros de producto terminado.
Pero de ahí no se sigue que las refinadoras sean perdedoras automáticas. La Cámara Argentina de la Energía apoyó expresamente el proyecto Bullrich y reclamó permitir la participación plena de las refinadoras de petróleo en el negocio de los biocombustibles. La refinadora puede aceptar menor participación del hidrocarburo en cada litro a cambio de participar económicamente en la molécula renovable y comprarla en un mercado competitivo en lugar de hacerlo a precio administrado. Además, el dictamen aparentemente les permite el coprocesamiento de materias primas no fósiles en sus propias refinerías, con límites.
El productor puro de petróleo tiene menos capacidad de capturar ese beneficio. Para una demanda total constante, aumentar el corte implica sustituir parte de la demanda doméstica de derivados fósiles. No necesariamente la producción petrolera argentina debe caer en la misma proporción —el crudo puede exportarse o destinarse a otros usos—, pero el mercado interno de combustibles para transporte absorbe una proporción menor de producto fósil.
La distinción decisiva es otra: integrados versus no integrados. Una empresa verticalmente integrada —producción de crudo, refinación y comercialización— pierde demanda de su componente fósil, pero captura renta a lo largo de toda la cadena y puede participar directa o indirectamente del componente renovable. Una refinadora no integrada upstream compra crudo, lo refina y comercializa derivados. Si sube el corte, necesita menos crudo para producir una cantidad dada de combustible terminado, pero debe adquirir más biocombustible. No simplemente “pierde”: cambia la composición de sus costos, sus márgenes y la utilización de su capacidad de refinación.
Etanol, territorio y automotrices
En el etanol la coalición es más amplia. El esquema 6% caña más 6% maíz más 3% competitivo permite que las dos grandes geografías productivas no se disputen inmediatamente todo el mercado. La Cámara de Bioetanol calificó el dictamen como un paso importante y cuestionó el régimen actual por considerarlo demasiado cerrado y regulado. El proyecto Bullrich había sido trabajado con la Cámara de Bioetanol de Maíz y el Centro Azucarero Argentino. Así se entiende la coalición territorial: Córdoba y el maíz, por un lado; Tucumán, Salta y Jujuy con la caña, por otro. El conflicto más duro queda en Santa Fe, Buenos Aires, Entre Ríos y La Pampa por el biodiésel pyme.
El Gobierno ocupa una posición precisa. Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería, dijo en el Senado que el proyecto Bullrich “interpreta la voluntad del Ejecutivo”. La Casa Rosada defiende competencia, eliminación progresiva de cupos y aumento moderado de cortes. Su objetivo principal no es maximizar el biocombustible: rechazó propuestas de llevar el biodiésel al 15% porque encarecerían estructuralmente el gasoil, aunque consideró razonable llevar el etanol del 12% al 15%. Quiere abrir el mercado, no necesariamente maximizar la sustitución del petróleo.
ADEFA adoptó una posición conservadora. Pidió mantener E12. Admitió que podría aceptar E15, pero preferentemente como techo y no como piso, y rechazó una trayectoria automática de aumentos. Su argumento es tecnológico y económico: mayores porcentajes de etanol pueden exigir recalibraciones, cambios de materiales, componentes y sistemas de combustible, además de alejar a los vehículos argentinos de algunos estándares de exportación.
El eje real
La reforma no parece simplemente transferir renta del petróleo a los biocombustibles. Hace algo más específico: transfiere una fracción adicional del mercado de combustibles desde la molécula fósil hacia la agroindustrial; abre esa nueva renta a actores de gran escala e integrados; reduce progresivamente la protección de los productores independientes; y permite que las propias refinadoras tengan mayor participación en el nuevo mercado.
El conflicto distributivo, entonces, no sería solo “pymes de biocombustibles vs. grandes productores de biocombustibles”. Hay una redistribución estructural entre cadenas: donde el combustible fósil cede una fracción obligatoria del mercado a maíz, caña y soja. El Estado, vía regulación, transfiere parte de la demanda cautiva del transporte desde la cadena hidrocarburífera hacia la agroindustrial.
Queda por precisar el posicionamiento explícito de YPF, Raízen/Shell, Axion y las cámaras petroleras. También qué empresas concretas quedan habilitadas para capturar el aumento del corte. Pero el eje analítico más potente ya no es “petroleras vs. biocombustibles”, sino actores verticalmente integrados vs. productores independientes, atravesando incluso la frontera entre hidrocarburos y agroindustria. La pregunta de fondo no es solo cuánto biocombustible se mezclará, sino quién capturará la renta de ese mercado en transición.
La petrolera argentina YPF sumó el primer set de fractura eléctrica del país para operaciones no convencionales en la Cuenca Neuquina, un avance tecnológico que busca optimizar productividad y reducir costos en el desarrollo de shale oil y shale gas.
Con este nuevo equipamiento, desarrollado por Halliburton, la compañía dispone de unidades de bombeo capaces de entregar de forma sostenida hasta 5.000 caballos de fuerza. El sistema incorpora controles de alta precisión que permiten ajustes instantáneos durante las operaciones, marcando un salto respecto de los equipos convencionales de fractura hidráulica.
En su comunicado, YPF subrayó que la tecnología eléctrica ofrece una operación más eficiente y confiable, con menores necesidades de mantenimiento y una reducción en los tiempos de ejecución en cada locación. Este aspecto resulta clave en un contexto de alta competencia internacional por atraer inversiones hacia proyectos de shale.
Esta incorporación se enmarca en la estrategia 4×4 de YPF, diseñada para acelerar el desarrollo del shale y consolidar el crecimiento de la actividad en Vaca Muerta. El plan busca multiplicar la producción, mejorar la competitividad y posicionar a la compañía como líder global en operaciones no convencionales.
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El vicepresidente ejecutivo de Upstream, Matías Farina, destacó: “Estamos incorporando la última tecnología disponible en el mundo para seguir mejorando la productividad, la eficiencia y la competitividad de nuestras operaciones. Nuestro objetivo es claro: convertir a YPF en la compañía de no convencionales más importante del mundo”.
Gracias a este sistema, la petrolera busca incrementar la eficiencia de sus operaciones, reducir costos y mejorar la productividad de los pozos. La apuesta tecnológica también apunta a disminuir la huella ambiental, ya que los equipos eléctricos reducen emisiones y ruido en comparación con los sistemas tradicionales.
El salto tecnológico posiciona a Argentina entre los mercados que comienzan a adoptar esta tecnología de última generación. Para YPF, significa un paso dentro de su proceso de modernización, reforzando su competitividad en el principal reservorio energético del país y alineando sus operaciones con estándares internacionales.
La llegada del set eléctrico constituye, además, una señal hacia los inversores: la compañía está dispuesta a incorporar innovación para sostener su crecimiento. En un escenario donde la eficiencia y la sustentabilidad son cada vez más valoradas, la apuesta de YPF marca un camino de transformación para Vaca Muerta y para el sector energético argentino en su conjunto.
La petrolera argentina YPF concretó una emisión internacional de bonos corporativos por US$ 1.200 millones, en lo que constituye la mayor colocación de una empresa argentina en los últimos once años. Los fondos se destinarán a la cancelación anticipada de obligaciones negociables y al financiamiento del plan de crecimiento de la compañía.
En su comunicado oficial, la empresa precisó que la operación se realizó a 9 años de plazo, con vencimiento en 2035 y una tasa de interés efectiva del 7,85% anual. La demanda superó las expectativas: se recibieron ofertas por US$ 2.200 millones, casi el doble del monto buscado.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, celebró la operación al afirmar: “Hoy hicimos historia con YPF. Emitimos 1.200 millones de dólares en el mercado internacional a 9 años: el mayor monto de los últimos 11 años para una empresa argentina”.
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Con los recursos obtenidos, la compañía cancelará de manera anticipada dos series de obligaciones negociables internacionales con vencimiento entre 2027 y 2029, además de fortalecer el financiamiento de proyectos estratégicos vinculados a Vaca Muerta y al desarrollo de exportaciones de crudo y gas natural licuado.
Entre las entidades financieras que participaron como colocadores en la plaza internacional se destacan BBVA, Itaú, JP Morgan, Santander y Balanz, junto con bancos locales como Galicia y Macro.
YPF, cuyo mayor accionista es el Estado argentino, es el principal operador en la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta y cotiza sus acciones en las bolsas de Nueva York y Buenos Aires.
En el primer semestre de 2026, la compañía obtuvo una ganancia neta de US$ 1.614 millones, multiplicando por 34 los beneficios respecto al mismo período de 2025, cuando había registrado US$ 48 millones.
En la Patagonia, la expansión global de la inteligencia artificial impulsa una carrera por nuevas localizaciones de centros de datos. Empresas como Pampa Energía, OpenAI y FlexDomes analizan proyectos que podrían alcanzar inversiones de hasta US$ 25.000 millones, atraídas por la disponibilidad energética y el clima frío de la región.
Desde Chubut, la firma polaca Green Capital proyecta el complejo Atlas GigaHub, con una primera etapa de 300 MW y una inversión cercana a US$ 3.000 millones, utilizando generación propia a partir de parques eólicos y solares.
En Neuquén, Pampa Energía evalúa instalar un centro de datos junto a su central térmica de Loma de la Lata. La iniciativa contempla una primera etapa de entre 20 y 40 MW, con posibilidad de ampliación hasta 500 MW. Si se concreta, la infraestructura demandaría alrededor de US$ 900 millones.
Por otro lado, la estadounidense FlexDomes analiza un proyecto de 120 MW con una inversión de US$ 1.400 millones, mientras que OpenAI y Sur Energy estudian una instalación de 500 MW alimentada con energía limpia, con una inversión potencial de US$ 25.000 millones.
Desde el Gobierno neuquino, el ministro de Infraestructura Rubén Etcheverry planteó que la intención es construir un clúster de centros de datos, con la expectativa de que la llegada de una empresa reduzca las dudas de otros inversores.
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La disponibilidad de energía es uno de los principales atractivos de la región: a la producción de gas de Vaca Muerta se suman la generación hidroeléctrica, las bajas temperaturas que reducen costos de refrigeración y la disponibilidad de terrenos para ampliar instalaciones.
En paralelo, el ENACOM anticipó la creación de una segunda estación de amarre de fibra óptica submarina en la Patagonia, clave para garantizar la conectividad que requieren este tipo de emprendimientos.
La competencia regional suma presión sobre Argentina: mientras Amazon construye un centro de datos en Chile, Google avanza en Uruguay y Paraguay anunció un proyecto respaldado por Taiwán. La Patagonia busca posicionarse como hub tecnológico, aunque especialistas advierten que “no es un producto que espera un comprador; alguien tiene que construirlo”, en palabras de Hadassa Lutz, cofundadora de Cloud2Ground.
En Comodoro Rivadavia, la gestión municipal encabezada por el intendente Othar Macharashvili alcanzó una meta clave: la concreción de 1.000 conexiones de gas domiciliarias en más de 20 barrios de la ciudad. La obra se financió íntegramente con recursos propios, en un contexto marcado por la paralización de la obra pública nacional.
Desde el inicio de su mandato en diciembre de 2023, Macharashvili definió como prioridad responder a demandas históricas de infraestructura básica postergadas tras el boom petrolero. Con una inversión acumulada cercana a $40.000 millones, el municipio avanzó en la ampliación de redes de gas para sectores del norte y sur comodorense.
Por su parte, el intendente destacó que “esta ampliación es parte de un proyecto rector para ir dotando de instalaciones de gas a muchos otros sectores de Comodoro”, subrayando el carácter estratégico de la obra.
Dentro del alcance territorial, los trabajos beneficiaron barrios como Abel Amaya, Cordón Forestal, Jorge Newbery, Stella Maris, Ceferino Namuncurá, Don Bosco, Restinga Alí, Laprida, Presidente Ortiz y General Mosconi, entre otros. En Abel Amaya, por ejemplo, se invirtieron $161 millones para desplegar 850 metros de cañería y conectar a 60 familias.
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A nivel productivo, la llegada del servicio a zonas como Kilómetro 17 refuerza la visión del Ejecutivo local sobre el gas como vector de desarrollo económico y comunitario. “El acceso al gas natural representa una mejora sustancial en la calidad de vida y un impulso para quienes desarrollan actividades en el sector”, remarcó Macharashvili.
En paralelo, el municipio gestionó reclamos ante la distribuidora Camuzzi, exigiendo inversiones en redes troncales que acompañen el crecimiento poblacional. El intendente sostuvo que “cada ampliación de red significa una mejora concreta para los vecinos, pero necesitamos que Camuzzi se comprometa con las obras troncales que demandan una erogación enorme”.
La inversión se distribuyó de manera escalonada: $10.955 millones en 2024, $15.322 millones en 2025 y $7.396 millones en 2026. A esto se suman cerca de $3.000 millones canalizados mediante convenios con la SCPL para obras complementarias de agua y cloacas.
La concreción de estas 1.000 conexiones representa un hito dentro del plan rector de desarrollo urbano de Comodoro Rivadavia. Con esta estrategia, la gestión municipal consolida su decisión de avanzar con fondos propios para garantizar servicios esenciales y mejorar la calidad de vida en cada rincón de la ciudad.
La senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza, llevó a la Cámara Alta el reclamo del gobierno de Rolando Figueroa a Vialidad Nacional por el traspaso de rutas nacionales, a más de dos años de iniciado el pedido. En un intercambio con el titular del organismo, Marcelo Campoy, se reveló una de las trabas que impiden cerrar el acuerdo, vinculada al financiamiento de las mejoras.
Neuquén solicitó al gobierno de Javier Milei que le transfiera la administración de la Ruta 22 desde el Tercer Puente, en el límite con Río Negro, hasta Arroyito. La hoy llamada Autovía Norte es una arteria estratégica para el tránsito desde y hacia la capital y una de las principales vías de conexión con Vaca Muerta.
Por otro lado, el gobierno provincial también busca que Vialidad Nacional le transfiera rutas del interior del territorio vinculadas con los pasos internacionales a Chile.
Es el caso de la Ruta 242 que va hacia el Paso Internacional Pino Hachado en la zona centro, donde Figueroa anticipó que buscará instalar peajes, el control de la Ruta 231 hacia el Paso Cardenal Samoré, parte de la 40 en el sur y de la 237 en el límite con Río Negro, para «ordenar la circulación y terminar también la Circunvalación de Villa La Angostura».
Las gestiones comenzaron en el 2024 y continúan frenadas hasta hoy. Por ahora, el gobierno de Neuquén pudo avanzar en acuerdos para avanzar en los accesos de la Ruta 22 y conectarla con un nuevo cruce a nivel con la Ruta 67, según se anunció en los últimos días.
«Estamos esperando para firmar»
El miércoles, la comisión de Infraestructura, Vivienda y Transporte del Senado recibió al administrador general de Vialidad Nacional, Marcelo Campoy, quien dio un panorama sobre la situación de las rutas nacionales y la recién creada Red Federal de Concesiones (RFC) mediante la cual el gobierno de Javier Milei pretende concesionar 9.000 kilómetros al sector privado.
Neuquén no forma parte de este proyecto que, por ahora, se concentra en las regiones Centro, Norte, Litoral y Cuyo, principalmente. El funcionario mencionó los peajes que establezcan las empresas adjudicatarias «no puede superar los tres dólares cada 100 kilómetros».
En su intervención, la senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza, destacó que el gobierno provincial repavimentó alrededor de 650 kilómetros y tiene en marcha o en licitación otros 1.000 kilómetros de asfalto nuevo con fondos propios, financiamiento de organismos internacionales y a través de acuerdos con las petroleras. Parte de esa inversión está destinada a los pasos fronterizos, detalló.
«Ahí sí entra Vialidad Nacional porque hay algunos acuerdos que estamos esperando poder firmar para hacernos cargo de esas rutas nacionales. Cuando alguien muere en una ruta, nadie se fija si es nacional o provincial y la responsabilidad cae sobre quienes gobiernan», sostuvo.
Corroza aclaró que hay negociaciones en curso entre el gobernador y el jefe de Gabinete, Diego Santilli, pero se unió al reclamo para «empujar» que se concreten los acuerdos y que Neuquén pueda hacerse cargo de la Ruta 242 a Pino Hachado y de la 231 hacia el Paso Cardenal Samoré.
«Nosotros tratamos siempre de tener un vínculo de diálogo y de construcción con el gobierno nacional, pero lo que se pueda acordar para hacer ya el traspaso de estas rutas, para nosotros es importante», planteó la senadora, quien alertó que «el tiempo pasa, el clima es duro en el sur y la nieve ya destrozó la 242 este invierno».
La explicación de Vialidad
La respuesta de Campoy en la comisión fue que el gobierno nacional ya aprobó los proyectos presentados por el ministro de Economía provincial, Guillermo Koenig, y la de Infraestructura, Tanya Bertoldi, para intervenir la Ruta 22 y que, respecto de las rutas del interior, no tienen «ningún problema en firmarlo». Pero aclaró: «Lo que no estamos firmando es si hoy hacen una inversión y el día de mañana quieren recuperarla porque no quieren concesionar. Eso el Estado no lo hace».
«La directiva de Economía es esa. Quedaría poder saldar el tema de que la ejecutan y la realizan», zanjó.
En el caso de Río Negro, que acordó recientemente el traspaso de la Ruta 151 y de la Ruta 22, el convenio estableció que todas las mejoras que realice la Provincia «pasarán a integrar el patrimonio del Estado Nacional», sin perjuicio del derecho expresamente reservado por Río Negro al «recupero, compensación, reconocimiento económico o amortización de dichas inversiones en esquemas futuros de peaje, concesión, financiamiento, reasunción, rescisión o reestructuración vial».
Figueroa ya había dicho semanas atrás que una concesión de 20 años, como acordó su par Alberto Weretilneck, no alcanzaría para la magnitud de las obras que se precisan en Neuquén. «Estamos buscando la vuelta para que, o nos prorroguen esos años a la llegada del vencimiento, o bien quede un crédito para la provincia», dijo entonces.
PAE evalúa redefinir el esquema operativo de la refinería de Campana para incrementar el procesamiento de crudo no convencional de Vaca Muerta y reducir la dependencia del crudo pesado.
Pan American Energy (PAE) analiza cómo redefinir la configuración de la refinería de Campana, que opera bajo la marca Axion Energy, ante la menor disponibilidad de crudo pesado Escalante y la irrupción masiva del crudo Medanito de la Cuenca Neuquina. Esta reestructuración de activos se da en un contexto de transformación de la matriz de producción de hidrocarburos en la Argentina, donde el crecimiento sostenido del shale de Vaca Muerta, sumado al declino de los yacimientos maduros de crudos pesados, obliga al parque refinador a revisar su mix de procesamiento.
El análisis de esta reestructuración fue parte de los debates del encuentro regional organizado por la World Refining Association. Durante el seminario, ejecutivos y funcionarios del sector evaluaron las oportunidades y desafíos que afrontan los refinadores latinoamericanos en un entorno de alta volatilidad de mercados, marcos regulatorios fragmentados y presiones crecientes por la descarbonización e integración industrial.
Del Panel de Líderes «¿Quién Lidera y Quién se Queda Atrás en América Latina?» participaron Mauricio Martin, vicepresidente de Downstream & Midstream de YPF;Diego Mouriño, vicepresidente de Refining de Pan American Energy;Alejandro Vago, director de la Refinería Buenos Aires; previa exposición de Horacio Federico Veller, subsecretario de Hidrocarburos de la Nación.
Las deliberaciones expusieron la necesidad de ajustar las estrategias operativas de las refinerías locales frente a las nuevas oportunidades globales y regionales. Los especialistas coincidieron en que la flexibilidad de las dietas de crudo, la eficiencia energética, la digitalización mediante inteligencia artificial y la incorporación de biocombustibles resultan factores clave para sostener la competitividad de la próxima década.
El shale transforma el mix de refinado en la Argentina
Para PAE, la evolución de la cuenca madura motiva un punto de inflexión en el diseño industrial del activo de Campana. «La refinería es una planta que históricamente corrió Escalante en un 80%, y el Escalante es un crudo cada vez más escaso porque la cuenca está muy madura. Por otro lado, el crudo neuquino empieza a ser cada vez más ofertado; entonces, estamos mirando un cambio en la configuración de Campana que nos permita procesar más crudo neuquino que Escalante», señaló Mouriño.
«PAE es una de las empresas argentinas que tiene integrado el negocio, con lo cual la estrategia la pensamos integrada. Por eso, si el Medanito se encarece, como negocio integrado nos conviene exportar Medanito e importar algo más barato. Una de las cosas que en la Argentina podemos aprender del resto de América Latina es empezar a mirar estas posibilidades: no solo el crudo argentino es el que tienen que aprovechar las refinerías», sostuvo el VP de PAE.
La planta de Axion en Campana, en el norte bonaerense, registra inversiones por unos US$1.500 millones par su modernización en los últimos años.
La compañía invirtió más de US$ 1.500 millones en ese activo industrial que tenía entre sus objetivos hacer más eficiente la planta y dio un salto de escala en la competitividad. «10 años después, y con la escasez del Escalante viniendo, esa inversión hay que repensarla si efectivamente el Medanito es la mejor opción. En el mediano plazo es repensar cómo transformar esas moléculas una vez que cambiemos la dieta de crudo», sentenció el directivo.
En cuanto a la cartera de proyectos, Mouriño destacó que «el cambio de la dieta de crudo es clave para Campana y tiene que suceder en los próximos años. En eficiencia energética estamos construyendo una nueva cogeneración para bajar los costos de generación eléctrica de la refinería. A eso sumamos proyectos en renovables que siguen siendo rentables, como la tecnología de SAF, y la transformación de plásticos en combustibles que experimenta una demanda creciente», concluyó.
La visión local y el escenario internacional
El subsecretario Veller remarcó que «la industria de la refinación está viviendo un momento especial a nivel global, impactada por los efectos de la disrupción del estrecho de Ormuz, de la guerra Irán-Estados Unidos, cómo eso impactó en el suministro de crudo a nivel global y cómo impactó sobre los precios en general de la energía y los márgenes en particular del mercado de refinación», sostuvo la autoridad.
En ese contexto, Veller remarcó las ventajas operativas que otorga la disponibilidad de hidrocarburos no convencionales. «La Argentina es largo en crudos livianos, crudo shale, y crecientemente está siendo corto en crudos pesados, entonces está el debate de que el crudo liviano tiene ventajas. Eso quiere decir que es mucho más eficiente y más barato correr una refinería a partir de shale y esto es visto por otros mercados y lo que hacen es presionar al alza sobre el precio del shale», expresó.
El subsecretario Federico Veller explicó que la Argentina es larga en crudos livianos y el desafío es cómo integrar regionalmente el parque refinador.
«Hay oportunidades de procesar ese excedente creciente que se tiene de crudo shale o intercambiar crudos e importar crudo que sea más adecuado para el parque refinador local. Ese tipo de integraciones en la región son las que se habilitan a partir de esta situación. También el impacto que tiene la digitalización, la irrupción de la inteligencia artificial y la optimización son todas cuestiones que hacen que este momento de la industria sea realmente muy interesante para desarrollarlo», sintetizó Veller.
Con una mirada similar de integración, Martin planteó «la necesidad de compartir experiencias, de entender qué moléculas produjimos y qué moléculas necesitamos en Latinoamérica. Individualmente vamos a tener restricciones por cuestiones de escala. Grupalmente tenemos la capacidad de ser protagonistas y liderar ese cambio para ser una región de clase mundial», afirmó el directivo de YPF.
«La palabra que nos atraviesa a todos es confiabilidad. La confiabilidad es un activo, no solo por términos económicos, sino que el principal activo es la seguridad de los procesos que hacen que nuestras refinerías sean resilientes, seguras y compliance. Con el shale oil, han existido cambios y ha evolucionado esa calidad de materia prima que nos obliga a ser flexibles. Flexibilidad va mucho de la mano de la supervivencia para sacar el usufructo de esa capacidad», concluyó el VP de YPF.
Eficiencias, competitividad y nuevos negocios
Por su parte, el director de la Refinería Buenos Aires de Latam Downstream (ex Raízen), Alejandro Vago, expuso cómo la planta logró adaptar su procesamiento al crudo no convencional y diversificar la oferta hacia especialidades. «Apostamos muy fuerte al desarrollo del crudo de la Argentina. Somos una refinería que hoy tiene alrededor del 70% de procesamiento de Vaca Muerta y esperamos seguir incrementándolo».
«Vaca Muerta es ‘conversión gratis’, es un crudo que tiene muy buenos destilados y pocos fondos, con lo cual con una configuración sin tener que invertir tanto en aumentar tu conversión», explicó. Asimismo, enfatizó la importancia de ganar competitividad en nichos de mayor valor agregado ajenos a los combustibles tradicionales y en la transición hacia renovables.
«Las refinerías tienen que ser también competitivas en los ‘non fuels’. Nuestra refinería tiene oportunidad de vender muy bien productos como bitumen, lubricantes, propelentes y alimentaciones para químicos. En Latinoamérica hay mucha biomasa; hay que ver a dónde nos enfocamos, tener capacidad de coproceso es casi gratis. Todos esos cambios que hagamos para reemplazar o modernizar activos que llegaron al final de su vida útil hoy tienen otro soporte tecnológico y diseños muy diferentes», finalizó.
En Colombia, el Gobierno lanzó una estrategia para recuperar la producción petrolera y alcanzar nuevamente el millón de barriles diarios, nivel que el país logró en 2015. La ministra de Minas y Energía, María Nohemí Arboleda, explicó que el plan contempla acelerar 270 contratos vigentes, activar un Comité Intersectorial de Hidrocarburos y revisar las condiciones fiscales para atraer nuevas inversiones.
Hoy, la producción se ubica en 730.966 barriles diarios, muy por debajo de la meta. Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), las reservas probadas alcanzan 7,4 años de petróleo y 5,9 años de gas, lo que plantea un desafío para la seguridad energética.
Por su parte, la ministra sostuvo que el petróleo sigue siendo clave para la economía y las finanzas públicas. “Colombia necesita más barriles y más moléculas de gas y ese es el criterio con el que estamos actuando”, afirmó Arboleda.
Dentro del corto plazo, el foco estará en destrabar proyectos que ya cuentan con decisiones de inversión. El Comité Intersectorial, que se activará a fines de septiembre, coordinará mecanismos para eliminar cuellos de botella regulatorios.
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A nivel estratégico, el Gobierno reconoce que agilizar contratos vigentes no será suficiente. Por eso, junto con la ANH, evaluará nuevas áreas de exploración —convencionales y no convencionales— y revisará el esquema fiscal para hacerlo más competitivo frente a otros países de la región.
En el plano regional, la competencia es intensa: Argentina alcanzó en julio un récord de 916.200 barriles diarios gracias al fracking, mientras que Venezuela proyecta llegar a 1,5 millones de barriles diarios tras su acuerdo petrolero con Estados Unidos.
Además, el panorama energético se complica por la caída en la producción de gas. Entre 2022 y 2025, el volumen comercializado se redujo un 26%, pasando de 1.073 a 794,3 millones de pies cúbicos diarios.
Con este escenario, el Ministerio estima que 2026 cerrará con un promedio de entre 725.000 y 735.000 barriles diarios, lejos de la meta del millón. El desafío será cerrar esa brecha y garantizar la seguridad energética del país en los próximos años.
YPF colocó este miércoles US$ 1.200 millones en el mercado internacional a través de un nuevo bono a nueve años con una tasa nominal del 7,55% anual (7,85% de yield efectiva), en lo que constituyó la mayor operación corporativa de una empresa de la Argentina en más de una década.
Con una demanda de inversores globales que superó los US$ 2.200 millones, casi duplicando el monto final emitido, YPF logró comprimir el spread a 300 puntos básicos sobre los bonos del Tesoro de los Estados Unidos, marcando la brecha más baja registrada en la historia de la compañía.
Al cierre de la operatoria, la petrolera informó al mercado sobre el resultado de la colocación luego de reunirse con más de 50 inversores internacionales. «El monto de la emisión será utilizado para la precancelación de dos Obligaciones Negociables internacionales que vencen entre los años2027 y 2029 y para la financiación del plan de crecimiento de YPF en el marco del Plan 4×4«, precisó.
Mediante esta transacción, YPF logra mejorar su perfil de vencimientos de deuda y extender su vida promedio. Los bancos y entidades financieras internacionales que participaron como colocadores fueron BBVA, Itaú, J.P.Morgan, Santander y Balanz, mientras que a nivel local operaron Galicia, Macro, CMF, Cucchiara, Latin Securities, Cocos y Puente Hnos.
Mejora en las notas de crédito y despeje del horizonte financiero
Como resultado de la colocación, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, expresó en X la satisfacción por la operatoria. «Hoy hicimos historia con YPF. Emitimos US$ 1.200 millones en el mercado internacional a 9 años: el mayor monto de los últimos 11 años para una empresa argentina».
El directivo amplió que «la tasa efectiva fue de 7,85%, reflejando un diferencial contra los bonos del Tesoro americano de300 puntos básicos, el más bajo obtenido por la compañía en su historia de financiamiento global».
El último reporte de YPF a los inversores actualizaba la progresión de compromisos de deuda entre 2027 y 2029, hotizonte que comienza a ser despejado con la colocación de hoy.
En la presentación de los resultados financieros de YPF correspondientes al segundo trimestre del año, la petrolera exhibió un perfil de vencimientos de deuda con compromisos acotados para lo que resta de 2026, los cuales alcanzan los US$ 676 millones entre el tercer y cuarto trimestre.
No obstante, el mayor desafío financiero se concentraba entre2027 y 2029, período en el que la compañía debía afrontar vencimientos acumulados por US$ 5.004 millones, impulsados principalmente por los compromisos de bonos internacionales y locales.
A pesar de la concentración de vencimientos en los años inmediatos, la empresa mostró un marcado saneamiento con un ratio de endeudamiento neto que descendió a1,09 veces, lo que representa unacaída del 48% en comparación con el pico alcanzado en el tercer trimestre del año anterior.
A este parámetro se sumó una mejora generalizada en las calificaciones crediticias por parte de las principales agencias internacionales —Fitch elevó la nota a B-, S&P a B y Moody’s a B1—, respaldada por precancelaciones de deuda por unos US$ 220 millones y una buena generación de flujo de caja.
El petróleo volvió a dispararse y alcanzó nuevamente los US$100, en medio de la creciente tensión entre Estados Unidos e Irán y los temores por la seguridad del tránsito de buques petroleros por el estrecho de Ormuz.
El Brent, crudo de referencia en Europa, avanzó este miércoles un 2,56% hasta los US$100,43 por barril, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) subió 2,12% y llegó a US$95,01.
El salto en los precios se produce en un escenario de fuerte incertidumbre internacional. En lo que va de septiembre, el Brent acumula una suba cercana al 20% y regresó al nivel de los US$100 por primera vez desde el 23 de julio.
El conflicto entre Washington y Teherán volvió a recrudecer luego de una tregua que se extendió durante casi un mes. Desde fines de agosto se retomaron los ataques y la escalada militar volvió a poner en alerta a los mercados internacionales.
Uno de los principales focos de preocupación es el estrecho de Ormuz, una vía estratégica por la que circula aproximadamente una quinta parte del suministro mundial de petróleo. Cualquier interrupción o riesgo para el transporte marítimo podría generar nuevas presiones sobre el precio del crudo.
En las últimas horas, Estados Unidos lanzó ataques contra cinco buques petroleros iraníes, mientras que Teherán respondió con ataques contra dos buques y una base militar estadounidense en Jordania, además de otros ocho petroleros en el Golfo Pérsico.
El temor de los inversores es que la escalada continúe y termine afectando todavía más el abastecimiento energético mundial. En ese contexto, el secretario de Estado estadounidense, Marco Rubio, advirtió: “Irán sigue intentando atacar buques de la Armada estadounidense, y cada vez que lo hagan o intenten hacerlo, perderán petroleros”.
Ataques cruzados y buques destruidos en el Golfo Pérsico
La escalada militar también tuvo como escenario las aguas del Golfo Pérsico. Fuerzas estadounidenses destruyeron cinco buques petroleros iraníes en represalia por ataques del Cuerpo de Guardianes de la Revolución Islámica (CGRI) contra embarcaciones de guerra de Estados Unidos.
Según el Comando Central estadounidense, los tripulantes fueron advertidos para abandonar las embarcaciones antes de que fueran atacadas e inutilizadas. Los incidentes ocurrieron cerca de la isla iraní de Kharg, una zona estratégica para las exportaciones de petróleo.
Irán, por su parte, aseguró haber respondido con ataques contra dos buques estadounidenses y ocho petroleros en el Golfo. Además, el CGRI afirmó haber capturado un sumergible no tripulado estadounidense y confirmó un ataque con misiles contra una base militar de Estados Unidos en Al Azraq, Jordania.
En las inmediaciones de Pichanal, Salta, un pozo petrolero abandonado desde 1983 continúa expulsando gases y líquidos contaminantes que han generado un grave problema ambiental y sanitario para la comunidad local. El aire cerca de la perforación se vuelve irrespirable a apenas cien metros, con una fuerte presencia de gases que obliga a quienes transitan la zona a utilizar máscaras protectoras.
El terreno alrededor del pozo está cubierto por lagunas de hidrocarburos y residuos tóxicos que se extienden ya a unos 500 metros del lugar. La sustancia que brota presenta tonalidades que varían entre el amarillo, verde y negro, y al evaporarse deja un residuo inflamable y espeso similar a la grasa. La contaminación ha provocado la muerte de animales en la zona, con al menos 13 vacas fallecidas contabilizadas en el acceso al sitio.
Los habitantes, como Ramón, productor afectado, expresan su preocupación y tristeza: “Uno ve los cuervos y ya sabe que se murió otro animal”. La degradación ambiental también impacta en la vegetación, donde áreas que antes eran verdes ahora muestran tierra erosionada y plantas secas, evidenciando un daño irreversible en el ecosistema local.
Una pericia oficial confirmó la existencia de contaminación ambiental significativa en la zona. Las autoridades judiciales informaron que las muestras tomadas superan los límites legales para hidrocarburos y otras sustancias químicas peligrosas, entre ellas etilbenceno, fenantreno, naftaleno, pireno, tolueno y xileno. Los expertos alertan sobre el riesgo de que esta contaminación alcance las napas freáticas, lo que podría afectar la salud de la población de Pichanal.
La solución más clara sería el sellado del pozo, conocido técnicamente como “abandono de pozo”, pero las pericias indican que esta operación no puede realizarse de forma inmediata debido a los altos riesgos involucrados. Además, representantes del sector petrolero señalan que el cierre es posible pero implicaría un costo elevado en el contexto actual.
Mientras se definen responsabilidades y se planifican acciones para contener el derrame y llevar a cabo la remediación ambiental, el pozo continúa abierto y el líquido contaminante sigue brotando sin control. La empresa concesionaria, President Petroleum, se encuentra en quiebra y su propietario, el empresario británico Peter Michael Levine, está fuera del país. Por su parte, los organismos provinciales encargados de la supervisión no han brindado respuestas ni informaron sobre medidas tomadas.
La comunidad local vive con la incertidumbre y el temor de que la contaminación siga avanzando. Un vecino afectado expresó con preocupación: “Parece que tendría que ocurrir una tragedia para que se actúe”. El caso pone en evidencia la necesidad de una acción urgente para proteger el ambiente y la salud pública en Salta.
El Gobierno de Cubadenunció este martes el impacto de las restricciones de Estados Unidos a la importación de combustibles sobre la generación eléctrica en la isla caribeña.
Según la posición expresada por Cuba, el cerco energético, junto con otras medidas de intensificación extrema del bloqueo, constituye un “acto de genocidio” y un castigo colectivo contra la población cubana, además de una violación del Derecho Internacional, del Derecho Internacional de los Derechos Humanos y del Derecho Internacional Humanitario.
El ministro de Relaciones Exteriores de Cuba, Bruno Rodríguez, señaló en la red social X que “100 millones de dólares“, monto similar a la pregonada ayuda humanitaria ofrecida por el Gobierno de Estados Unidos, equivalen solo al combustible necesario en Cuba para la generación eléctrica limitada por dos semanas”.
One hundred million dollars, an amount similar to the much vaunted humanitarian aid offered by the US government, is hardly equivalent to the amount of fuel #Cuba needs for limited power generation during two weeks.
El canciller explicó que el bloqueo energético y de combustibles impuesto por Washington impide la importación de fuel y diésel para los grupos electrógenos de la generación distribuida, cuyo funcionamiento permitiría reducir los apagones, así como la adquisición de paneles solares y baterías destinados a nuevos parques fotovoltaicos.
Cuba presentará los días 27 y 28 de octubre ante la Asamblea General de las Naciones Unidas un informe que sustenta el proyecto de resolución titulado “Necesidad de poner fin al bloqueo económico, comercial y financiero impuesto por los Estados Unidos de América contra Cuba”.
El informe establece que, entre el 1 de marzo de 2025 y el 28 de febrero de 2026, los daños provocados por el bloqueo estadounidense contra Cuba ascendieron a 8.083 millones 300.000 dólares a precios corrientes, cifra que constituye un récord hasta el momento.
De acuerdo con el documento, la orden ejecutiva del presidente de Estados Unidos del 29 de enero decretó el bloqueo de combustibles, lo que impide los suministros, incluso aquellos pagados, debido a la amenaza de sanciones, además de intimidar y acosar a las compañías propietarias de buques tanqueros.
Las medidas también amenazan a las navieras y les prohíben transportar partes y piezas destinadas a las centrales termoeléctricas cubanas, algunas con más de 40 años de explotación.
Aunque Cuba ha acelerado la transformación de su matriz energética hacia la generación solar, el informe señala que las restricciones también amenazan el suministro de paneles solares y baterías para los nuevos parques fotovoltaicos.
El documento indica que Cuba ha desarrollado capacidades para instalar esos parques en 45 días, pero las medidas dirigidas contra las navieras dificultan la llegada de los componentes necesarios para esas instalaciones.
Las empresas petroleras que operan en Vaca Muerta acordaron con el gobierno neuquino adelantar fondos por US$154,5 millones para financiar obras en rutas estratégicas en la zona del yacimiento.
Unas 13 operadoras de la cuenca neuquina adelantarán regalías, cánones y peajes para financiar la pavimentación y reparación de rutas estratégicas en las inmediaciones de Vaca Muerta tras un acuerdo de cooperación público-privada con el gobierno de Neuquén.
El convenio fue firmado en la Casa de Gobierno de Neuquén con la administración de Rolando Figueroa y los representantes de YPF, Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Phoenix Global Resources, Pluspetrol, Shell, Total Austral, Vista Energy, GeoPark, Tecpetrol, Harbour y Continental, según informó la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH).
El esquema de financiamiento establece que la contribución de cada compañía se determinará a través de una fórmula polinómica basada en su proporción de producción no convencional dentro de la cuenca neuquina y en sus obligaciones fiscales con la provincia.
Para garantizar la transparencia y ejecución de los trabajos, las contribuciones empresarias se depositarán en un fideicomiso y los desembolsos se concretarán gradualmente a medida que se certifique el avance de las obras.
Los fondos aportados por la industria se destinarán a la pavimentación de la Ruta Provincial 8 en el tramo ubicado entre el empalme con la Ruta Provincial 6 y el Camino de la Tortuga. También se harán trabajos de reparación y colocación de nuevo pavimento en la Ruta Provincial 51.
Por su parte, el Estado provincial asumió la obligación de ejecutar con fondos propios, ya sea de forma directa o mediante contrataciones con terceros, intervenciones complementarias sobre las rutas provinciales 6 y 7.
Este entendimiento tiene otro antecedente entre el sector público y el privado, ya que se encuentra en marcha la construcción del Bypass de Añelo, un trazado diseñado para desviar el tránsito pesado fuera del centro urbano de esa localidad, el cual es financiado por un consorcio integrado por diez empresas productoras.
YPF anunció el resultado de una nueva emisión internacional de bonos a junio de 2035 por un monto de U$S 1.200 millones, el más grande obtenido por una empresa argentina en los últimos 11 años.
Además, el nuevo bono con 9 años de plazo se emitió a una tasa de interés de 7.55 % y tasa efectiva de 7.85 %, reflejando un spread contra bonos del Tesoro americano (“riesgo YPF”) de 300 puntos básicos, el más bajo obtenido por la compañía en su larga trayectoria en el mercado internacional de capitales.
Luego de reunirse con más de 50 inversores internacionales durante 2 días en Nueva York, la compañía captó una demanda de hasta 2.200 millones de dólares, casi duplicando el monto final emitido.
El monto de la emisión será utilizado para la precancelación de dos Obligaciones Negociables internacionales que vecen entre los años 2027 y 2029 y para la financiación del plan de crecimiento de YPF en el marco del Plan 4×4.
Mediante esta transacción YPF logra mejorar su perfil de vencimientos de deuda y extender su vida promedio.
Los bancos y entidades financieras internacionales que participaron como colocadores fueron, BBVA, Itaú, J.P.Morgan, Santander y Balanz, y localmente fueron colocadas por Galicia, Macro, CMF, Cucchiara, Latin Securities, Cocos y Puente Hnos.
Acerca de esta operación, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó “Emitimos U$S 1.200 millones en el mercado internacional a 9 años, reflejando un diferencial contra los bonos del Tesoro americano de 300 puntos básicos, el más bajo obtenido por la compañía en el mercado internacional”.”Esto es una señal enorme de la confianza que el mercado tiene en nuestra compañía, en nuestro presente y en el futuro que estamos construyendo”.
En el área que engloba minería e hidrocarburos, los graduados de centros terciarios nacionales crecieron de 282 a 469 entre 2022 y 2026.
En los últimos cuatro años creció la cantidad de egresados de las carreras terciarias especializadas en energía, minería e hidrocarburos de los institutos de formación nacionales. Según el Registro Federal de Instituciones de Educación Técnico Profesional (RFIETP-INET), en 2022 se graduaron 144 técnicos en el área de energía, una cifra que se expandió a 284 este año. Un incremento mayor registró el sector de energía eléctrica, cuya matrícula de egresados subió de 166 a 354 entre 2022 y 2026. En el área que engloba minería e hidrocarburos, los graduados de centros terciarios nacionales crecieron de 282 a 469 en el mismo período (ver gráfico aparte).
En la Argentina hay 735 entidades de formación técnica superior (con título oficial de validez nacional) que integran el RFIETP-INET. Una de ellas es el Instituto Superior Tecnológico 9-019, que posee dos sedes en Mendoza y tiene un fuerte foco en la industria de energía. Por ejemplo, dicta las tecnicaturas superiores en Energías Renovables, Metalmecánica, Minería, Petróleo y Gas, y Seguridad e Higiene, que tienen tres años de duración. Pablo Aceña, rector de la entidad que tiene 1.000 estudiantes, aseguró a EconoJournal que se orientan en la “formación de mandos medios con sólidas capacidades técnicas y habilidades de liderazgo”.
“La tecnicatura en Petróleo y Gas, por ejemplo, tiene trayectoria y gran poder de convocatoria, especialmente en nuestra sede de Rivadavia, en la zona este de Mendoza, donde la actividad petrolera está arraigada. La matrícula se ha sostenido de manera muy firme en el tiempo”, explicó. En cuanto a la oferta en Minería, el directivo admite que el nivel de inscriptos había tendido a disminuir, pero “en el último año y medio ha crecido fuertemente y despierta mayor interés”.
Según Aceña, la inserción laboral de los egresados es alta, pero la dinámica de contratación varía de acuerdo con cada carrera. “Los egresados de Petróleo y Gas y Minería frecuentemente reciben ofertas de trabajo fuera de la provincia –explica-. Suele implicar esquemas de trabajo por rotación (roster), donde viajan al yacimiento o proyecto, y luego regresan. En el caso de la minería, la demanda se concentra en empresas de servicios (como construcción y perforación), con la expectativa de que los proyectos locales de explotación comiencen formalmente”, sostuvo.
Tecnicatura de Petróleo y Gas del Instituto Superior Tecnológico 9-019.
Aunque hay una gran diversidad de posiciones “en líneas generales, quienes egresan trabajan de técnicos instrumentistas y de laboratorio; técnicos de Seguridad y Salud Ocupacional; en Control de Calidad, como calculistas, ‘company man – woman’, quinto hombre, perforistas y montajistas de paneles solares”. Y cuenta que, en el área de Energías Renovables, en los dos últimos dos años “han surgido al menos cuatro empresas creadas por graduados del Instituto”.
Con sede en la localidad de Catriel, en el norte de la provincia de Río Negro, el Instituto Técnico Superior N° 3 tiene una matrícula de aproximadamente 570 estudiantes, muchos de los cuales también provienen de La Pampa. Allí se dicta la tecnicatura Superior en Petróleo. Según el director de la entidad, Roque Callejo, “prepara a los estudiantes para asistir y colaborar en tareas de exploración, desarrollo y explotación de yacimientos de petróleo y gas; gestionar actividades operativas y logísticas vinculadas a la producción, el abastecimiento y la comercialización; operar instrumentos e instalaciones de transporte y almacenaje, y procesar información y elaborar informes técnicos”.
Sobre las perspectivas de inserción laboral, la ciudad de Catriel tradicionalmente concentraba la mayor demanda de empleo del sector petrolero, pero el directivo afirma que actualmente el mercado laboral “se ha expandido fuertemente hacia la zona del Valle, como Cipolletti, Neuquén, Vaca Muerta”.
Qué perfiles demandan las empresas
A medida que se desarrollan los proyectos de energía y minería se expande la demanda laboral de posiciones técnicas. Desde perfiles operativos y puestos iniciales para quienes están estudiando o recién se gradúan, hasta los niveles de supervisión, la inserción en estas industrias presenta una multiplicidad de ocupaciones y calificaciones. Y también de opciones de formación terciaria. Aun así, se registra escasez en ciertos puestos.
“La industria de Oil & Gas continúa demandando perfiles especializados en producción, reservorios, perforación, exploración y seguridad e higiene. Adquiere particular relevancia en Vaca Muerta por la escala, velocidad y complejidad de las operaciones no convencionales”, expresó a EconoJournalMartín Jiménez Obarrio, Senior Client Partner de la consultora de Recursos Humanos Korn Ferry.
Obarrio aclara que en los yacimientos convencionales estos perfiles siguen siendo críticos, “aunque con desafíos diferentes, muchas veces vinculados con la optimización de activos maduros, eficiencia operacional, recuperación y control de costos”. Y agrega que las personas con experiencia en operaciones no convencionales pueden aportar un diferencial en Vaca Muerta, “especialmente en funciones relacionadas con la productividad y eficiencia de los activos”.
¿Cómo es la trayectoria de quienes ingresan en el sector? “Un técnico que comienza luego de su formación terciaria, normalmente se incorpora en un nivel ‘entry level’ y puede evolucionar hacia posiciones intermedias y senior, con mayor dominio técnico, capacidad de decisión, autonomía y responsabilidad frente a situaciones más complejas”, señala el especialista.
De acuerdo con un informe de Korn Ferry elaborado para EconoJournal, las remuneraciones anuales brutas que se abonan en Vaca Muerta (ver gráfico aparte) pueden arrancar, para una posición de ingreso como técnico de exploración, en $62,5 millones (incluye salario base, pagos variables y adicionales). El mismo puesto, pero de nivel senior, puede percibir una compensación anual de $92,9 millones (incluye salario base, pagos variables y adicionales).
La demanda no convencional
La transición hacia los recursos no convencionales plantea desafíos para dar con los perfiles adecuados. “La actividad convencional tradicionalmente se ha apoyado en personal operativo con una formación técnica clásica y mucho desarrollo de habilidades directamente en el campo, como posiciones en boca de pozo. En cambio, la operación no convencional demanda perfiles mucho más enfocados en el manejo de datos, sistemas de gestión, procesos de automatización, y uso de telemetría y herramientas digitales para controlar los procesos de manera remota”, distingue Darío Mattei, gerente de Recursos Humanos de TanGo Energy, empresa de exploración, desarrollo y producción de hidrocarburos convencionales y no convencionales en Mendoza, Río Negro y Neuquén. Como la demanda es muy alta y ciertos puestos técnicos no se encuentran en el mercado, la compañía desarrolla iniciativas de formación interna orientadas a la recalificación.
Una visión similar aporta Jiménez Obarrio, de Korn Ferry, para quien los perfiles técnicos “están evolucionando”. Es que además del conocimiento de su disciplina, “se valora cada vez más la capacidad de trabajar con datos y tecnología, interactuar con distintas áreas, y comprender el impacto operativo y económico de las decisiones”, destaca.
TanGo Energy, que tiene una dotación de 530 personas, hoy se enfoca en la operación y rentabilidad de las áreas convencionales. Pero este escenario cambiará en el corto plazo. En breve, la empresa comenzará a operar pozos no convencionales en Río Negro, y si los resultados son los que esperan, se implementará un plan de desarrollo “que generará un crecimiento importante de la compañía y se incrementará la demanda de perfiles orientados al desarrollo del no convencional”, revela Mattei.
El ejecutivo advierte que, más allá de la formación y el foco en competencias digitales, “buscamos técnicos capaces de desempeñarse en los ambientes de la industria del petróleo, que puedan trabajar con procesos, en un marco de seguridad, con disciplina operativa y capacidad de adaptación, ya que es una actividad muy dinámica, sobre todo la industria no convencional”, indica.
El proceso de reclutamiento se abrirá a todo Neuquén y Río Negro. También apuestan a incorporar personal que está migrando desde provincias como Santa Cruz, Chubut, Mendoza y Salta. Algunos de los puestos que se requerirán son: operadores de equipos de fractura, técnicos de mantenimiento de bombas de alta presión, instrumentistas, técnicos eléctricos y electrónicos, y operadores de ‘coiled tubing’. En los niveles de mayor jerarquía se necesitarán supervisores de Terminación (Company Man NOC) y de servicios específicos, principalmente de fractura y’ coiled tubing’.
“Buscamos técnicos capaces de desempeñarse en los ambientes de la industria del petróleo», señalan en Tango Energy.
La minería en carrera
Según datos de la Secretaría de Minería, el sector minero actualmente emplea 40.141 personas. La provincia que concentra la mayor ocupación es Santa Cruz (8.887 personas), seguida de San Juan (5.579) y Salta (5.569).
En esta industria, “la demanda de perfiles técnicos está muy vinculada con la ubicación de los proyectos y las operaciones”, sostiene Jiménez Obarrio. “Entre las especialidades más relevantes encontramos técnicos vinculados con geología, operaciones mineras, metalurgia, mantenimiento, electricidad, instrumentación, seguridad y medio ambiente”, completa.
En este caso, las compensaciones anuales (ver gráfico aparte) parten de $68 millones (salario bruto anual y bono target) para los técnicos recién graduados sin experiencia y llegan a $95,6 millones (incluye salario bruto anual y bono target) para quienes tienen un nivel técnico pleno, con mayor expertise y capacidad para abordar situaciones de más complejidad.
“Por las características de la minería, atraer y retener estos perfiles tampoco depende únicamente de la compensación. La ubicación de las operaciones, los esquemas de trabajo y roster, traslados, alojamiento, beneficios y oportunidades de desarrollo forman parte de la propuesta de valor para el talento técnico”, destaca el consultor de Korn Ferry.
Al igual que sucede en Oil&Gas, a su entender, la especialización “continúa siendo fundamental, pero las compañías valoran cada vez más la capacidad de trabajar con datos y nuevas tecnologías, interactuar con otras disciplinas y comprender cómo su trabajo impacta en la productividad, los costos, la seguridad y ambiente”.
Débora Migoni, directora de Recursos Humanos de la compañía Eramet, con yacimientos de litio en la provincia de Salta, señala a EconoJournal que la demanda de empleo está en función de las distintas etapas, de proyecto y producción, que atraviesan las operaciones de la empresa. En el caso del personal de nivel terciario, los requerimientos mayormente se concentran en los puestos con mayor experiencia de las áreas de Mantenimiento, Operaciones en Planta y Laboratorio, donde los instrumentistas y los especialistas en mantenimiento mecánico y eléctrico son los más críticos y difíciles de encontrar en el mercado. En cuanto a la formación, las tecnicaturas que cuentan con mayor demanda son las especializadas en electromecánica.
Según la directiva, todavía hay escasez de perfiles con experiencia específica en la minería de litio. Por lo tanto, a la hora de reclutar, “en algunos casos, como en el sector de Mantenimiento, tenemos que acudir a quienes tienen experiencia en otras industrias con similares procesos y necesidades técnicas, y también a graduados de otras provincias”.
Para resolver ese desafío, Migoni cuenta que la compañía ha implementado programas de formación internos y mantiene una colaboración activa con institutos de formación técnica superior en la provincia de Salta. Actualmente, la estrategia se enfoca en crear un “semillero” de talentos jóvenes que puedan evolucionar profesionalmente dentro de la operación minera.
Puertas afuera, la demanda laboral también impacta en la cadena de valor. A través de sus empresas proveedoras y contratistas, la directiva de Eramet comenta que la industria minera también demanda perfiles técnicos de las áreas de administración, alimentos (para la supervisión de los servicios de catering) y enfermería o auxiliares médicos.
Empleo en minería: región por región
El especialista de Korn Ferry destaca que las provincias del NOA, como Salta, Jujuy y Catamarca, “concentran una parte importante de la actividad vinculada al litio”, lo que genera demanda de técnicos en geología, hidrogeología, procesos químicos, operaciones, mantenimiento, y seguridad y medio ambiente. “El crecimiento de distintos proyectos aumenta la competencia por perfiles técnicos que ya conocen este tipo de operaciones”, indica.
Las explotaciones emplazadas en la Patagonia reclutan perfiles similares; pero el consultor advierte que, “por la ubicación de muchas de las operaciones, son especialmente valoradas la autonomía, la capacidad de trabajo en campo y la adaptación a esquemas de trabajo remotos”.
En la región de Cuyo, especialmente en San Juan, la minería necesita técnicos de similar calificación: geología, operaciones mineras, metalurgia, mantenimiento, electricidad, instrumentación, y seguridad y medio ambiente. Allí, “la evolución de nuevos proyectos puede incrementar progresivamente la necesidad de estos perfiles especializados”.
El proyecto Nueva Planta de Uranio (NPU) quedó sin finalizar en Formosa. Nano Energy propone invertir US$ 230 millones para producir tanto dióxido de uranio como hexafloruro de uranio, este último con destino de exportación.
La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) transferirá su tecnología de producción de hexafloruro de uranio(UF6) a la empresa estatal Dioxitek. La transferencia le permitirá a Dioxitek, una empresa cuyo capital accionario se lo reparten entre la Secretaría de Asuntos Nucleares (51%), la CNEA (48%) y la provincia de Mendoza (1%), poder desarrollar a escala industrial la producción de UF6, un compuesto indispensable en la fabricación de combustibles para centrales nucleares que utilizan uranio enriquecido. La empresa también fue habilitada a emplear esta tecnología en proyectos con empresas privadas.
Justamente, la empresa estadounidense Nano Nuclear Energy presentó al Ministerio de Economía en abril de este año una propuesta de inversión de US$ 230 millones para finalizar la Nueva Planta de Uranio (NPU) en la provincia de Formosa a través de una sociedad conjunta con Dioxitek, con el objetivo de producir dióxido de uranio (UO2) para el mercado doméstico y hexafloruro de uranio para la exportación.
Fuentes conocedoras del proyecto consultadas por EconoJournal matizaron que la CNEA no compartirá su tecnología con otras empresas que no sean Dioxitek y que no está definido qué tecnología de producción de UF6 emplearía el proyecto. «La planta en Formosa podría emplear tecnología provista por CNEA o por Nano. Tampoco está definido quién la operaría, son todos temas en conversación», indicó una fuente.
El hexafloruro de uranio es el compuesto que se utiliza como materia prima en el proceso de enriquecimiento de uranio. Las centrales nucleares argentinas utilizan combustibles de “uranio natural”(dióxido de uranio), por lo que una eventual producción de UF6 en la Argentina sería para abastecer la demanda internacional de combustibles con uranio enriquecido. Dióxitek produce UO2 en su planta en la provincia de Córdoba y tiene una planta sin finalizar en Formosa.
EconoJournal accedió a dos documentos internos de CNEA y uno de Dioxitek con detalles sobre la transferencia de la tecnología. Entre estos, una adenda al contrato vigente entre la CNEA y Dioxitek, firmada el último fin de semana, en donde queda establecido que la empresa podrá emplear la «tecnología de fabricaciónen las sociedades en las que participe». La principal actividad de Dioxitek es producir dióxido de uranio (UO2), la materia prima de los combustibles para las centrales nucleares argentinas.
«Este es un acuerdo que se debería haber realizado hace muchos años. El acuerdo que actualmente tiene la CNEA por la operación del complejo de Córdoba no dejaba expresamente establecido que Dioxitek pueda utilizar la tecnología de fabricación en la NPU ubicada en Formosa. La idea es que, a través de Dioxitek, se pueda dar un desarrollo comercial de la tecnología y le brindemos beneficios a la CNEA, tanto en materia de desarrollo de capacidades humanas como de mayores ingresos y de revalorización del paquete accionario de Dioxitek. En ese esquema, el dueño de la tecnología seguirá siendo la CNEA. Dioxitek, tal como sucede en la planta en Córdoba, tendrá una licencia para utilizarla», explicó otra fuente, vinculada con la conducción del sector nuclear.
La adenda no especifica cuáles son las tecnologías de fabricación. Sin embargo, en una nota anterior, fechada el 28 de agosto y que lleva la firma de dos gerentes de área en CNEA, estos convalidan la habilitación a Dioxitek para que pueda acceder a la tecnología de producción de hexafloruro de uranio que se encuentra en el complejo tecnológicoPilcaniyeu en Río Negro.
En cambio, otras fuentes advierten que replicar la tecnología de «Pilca» en otras plantas abriría las puertas a compartir tecnología de enriquecimiento con las empresas con las que constituya sociedades. «El manejo de UF6 y el enriquecimiento de uranio es técnicamente complejo y políticamente sensible, son materiales que se deben controlar muy de cerca», cuestionó una fuente en CNEA.
Por otro lado, Dioxitek no estaría obligada a transferir a la CNEA las eventuales mejoras que desarrolle sobre dicha tecnología. Como mucho, el organismo científico tendrá un “derecho de uso gratuito” sobre las mismas. Este detalle tendría una mayor implicancia ante la eventualidad de una privatización completa o parcial de la empresa. La Secretaría de Asuntos Nucleares (SAN), en la órbita del Ministerio de Economía, tiene el control del 51% de las acciones.
Adenda al contrato entre Dioxitek y CNEA
La CNEA y Dioxitek firmaron el sábado 29 de agosto una adenda al Contrato de Servicios Mutuos vigente entre las partes desde 1998. El contrato original establece la obligación de CNEA de suministrar a Dioxitek la “tecnología de fabricación” necesaria para su principal negocio, que es la importación y conversión del concentrado de uranio (yellowcake) a dióxido de uranio, actividad que realiza en su planta en la provincia de Córdoba.
La adenda le permitirá a la empresa replicar la tecnología de producción de dióxido de uranio en otras plantas y esquemas societarios en los que participe. “Las PARTES convienen que, en el marco de lo dispuesto en el Artículo 7 del CONVENIO, DIOXITEK queda facultada para emplear la TECNOLOGÍA DE FABRICACIÓN en las sociedades en las que participe. A tales efectos, la TECNOLOGÍA DE FABRICACIÓN comprenderá la totalidad de las etapas, procedimientos y operaciones que integran el proceso de beneficiación y conversión de uranio”, indica el artículo I de la adenda.
La otra novedad es que Dioxitek tendría también acceso a la tecnología de fabricación de hexafloruro de uranio. En un informe técnico firmado el 28 de agosto, la gerenta de Área de Investigación y Desarrollo de Grandes Proyectos (GAIYDGP), María Magdalena Villaverde, y el gerente de Área de Energía Nuclear, Pablo Daniel Katz, evaluaron “conveniente” la utilización de la tecnología vinculada con la producción de UF 6 por parte de Dioxitek.
“La autorización de uso permitiría que un desarrollo tecnológico generado y preservado por la CNEA encuentre una aplicación industrial concreta, evitando que el conocimiento acumulado permanezca limitado al ámbito experimental, tecnológico o de investigación y posibilitando su incorporación efectiva a la cadena de valor nuclear. Consecuentemente, entendemos que la Adenda le da un cauce de explotación concreto a través de su sociedad participada, evitando que permanezca ociosa o se desactualice”, afirmaron los gerentes en la nota que este medio reproduce debajo.
El complejo tecnológico Pilcaniyeu (CTP) quedó bajo el control de la GAIYDGP, como parte de una reestructuración gerencial aprobada en julio por el organismo que redujo las gerencias de área de 11 a 7. Previamente, existió una gerencia CTP, dependiente de la Gerencia de Área del Ciclo del Combustible Nuclear.
«Antes de esta reestructuración, Pilca estaba en la gerencia de Combustibles. Ahora unificaron esa gerencia con la gerencia de Área de Energía Nuclear, pero sacaron Pilca y lo pasaron a la gerencia de grandes proyectos de Villaverde», explicó una fuente en el organismo.
La gerencia que conduce Villaverde absorbió también las gerencias de área CAREM y del RA-10, constituyéndose en una «mega» gerencia con más de 1000 empleados y contratados. Justamente, Villaverde viene de conducir la ex gerencia que lideraba el proyecto CAREM, en donde enfrenta cuestionamientos por el desfinanciamiento del desarrollo del reactor prototipo de 32 MWe y la reducción salarial a gran parte del personal que trabaja para el proyecto.
Por otro lado, Pablo Katz fue contratado por la CNEA en julio para liderar la gerencia de Área de Energía Nuclear. Su nombramiento llamó la atención en el sector por su reconocida trayectoria en la gestión de proyectos nucleares y por ser uno de los gerentes en Nucleoeléctrica que fueron despedidos al inicio de la presidencia de Demian Reidel en la empresa estatal generadora. Katz se desempeñó como Gerente de la Unidad de Proyectos Nucleares de Nucleoeléctrica, en donde participó en hitos como el diseño, construcción y puesta en marcha de instalaciones de Almacenamiento en Seco de Combustibles Gastados para las centrales nucleares Atucha I y II y la Extensión de Vida de la Central Nuclear Atucha I. Reidel renunció a la empresa a comienzos de este año en medio de un escándalo por presuntos sobreprecios.
Qué ocurrirá con la transferencia de tecnología de hexafloruro de uranio
La CNEA desarrolló y mantiene su capacidad de producción de hexafloruro de uranio en el complejo tecnológico Pilcaniyeu en Río Negro.
Si bien la CNEA no se desprenderá de su tecnología de producción de UF6, el artículo II de la adenda establece que Dioxitek tendrá la titularidad sobre los eventuales desarrollos o «mejoras» que realice sobre la base de esa tecnología. La CNEA tendrá derechos limitados sobre esos desarrollos.
«Las PARTES aclaran que las mejoras que se desarrollen sobre la TECNOLOGÍA DE FABRICACIÓN en los términos del Artículo 7 del CONVENIO serán de titularidad de la Parte que las hubiere desarrollado, instrumentado y/o implementado. Sin perjuicio de lo expuesto ut supra, las PARTES establecen que gozarán, respecto de las mejoras desarrolladas por cada una de ellas un derecho de uso, de carácter no exclusivo, intransferible y gratuito», dice el segundo artículo.
Es decir, la CNEA tendrá un derecho de uso gratuito sobre los desarrollos de Dioxitek, aunque la empresa no está obligada a transferirlos al organismo nuclear. Es un detalle sensible que tendría otra connotación ante una eventual privatización total o parcial de Dioxitek. «Están permitiendo el uso de esa tecnología con terceros», criticó una fuente.
El gobierno nacional incluyó a la empresa en el listado de empresas públicas a privatizar en la versión original de la Ley de Bases, pero fue finalmente retirada en la versión sancionada por el Congreso.
Desde la perspectiva de Dioxitek, la adenda «otorga la certeza jurídica indispensable para sus esquemas asociativos y habilita una nueva unidad de negocios en torno al UF6», según un informe firmado por el presidente de la empresa, Bruno Oberlis, con fecha del 4 de agosto, en donde se convalida la adenda y señalan las ventajas que generará.
«La regla de titularidad de mejoras en cabeza de quien las desarrolla incentiva la inversión de DIOXITEK en optimización de procesos, garantizándole la propiedad de sus innovaciones y, a la vez, el uso gratuito de las mejoras de la CNEA», indica el documento visto por EconoJournal.
«La facultad expresa de emplear la tecnología en las sociedades en las que participe remueve el principal obstáculo interpretativo para estructurar vehículos societarios (en particular, el esquema asociativo vinculado a la finalización de la planta NPU-1 y a la futura instalación de conversión a UF6)», agrega el reporte.
La propuesta de Nano Energy en Formosa
La empresa de capitales estadounidenses en abril presentó ante el Ministerio de Economía una iniciativa para invertir más de 230 millones de dólares en la finalización de la NPU de Dioxitek en Formosa.
La empresa estatal seguiría siendo la dueña de la planta y del terreno, transfiriendo su uso a una nueva sociedad con Nano Energy, a cambio del pago de un usufructo por la utilización del activo, según pudo saber este medio.
El proyecto contempla dos hitos principales. El primero consiste en la finalización de la construcción, puesta en marcha y operación de la instalación NPU-1 destinada a la producción de UO2.
Esta etapa incluye la adecuación de instalaciones, la incorporación de equipamiento faltante, así como la implementación de todos los sistemas técnicos, operativos y de seguridad necesarios para alcanzar condiciones de operación industrial segura y eficiente conforme a los estándares regulatorios nacionales e internacionales aplicables a la actividad nuclear.
El segundo hito prevé la construcción, puesta en marcha, operación y mantenimiento de una instalación complementaria, para la conversión de UO2 en UF6 (hexafloruro de uranio).
La construcción de la NPU en Formosa comenzó en 2014 y estuvo sujeta a multiples retrasos. El proyecto fue originalmente pensado como alternativa a la planta en la Ciudad de Córdoba (sujeta a presiones recurrentes de la municipalidad para que cese sus operaciones), de forma tal de suministrar el UO2 que necesitan las centrales argentinas actuales y para eventuales expansiones del parque nuclear con la tecnología de uranio natural y agua pesada.
En cambio, el acuerdo con Nano Energy busca redefinir los alcances del proyecto, en una sociedad que habilitará un negocio de exportación de UF6 y preservará la producción de UO2 para las centrales actuales.
En Vaca Muerta, el crecimiento de la producción abrió un nuevo frente de inversión: la necesidad de infraestructura para evacuar cada barril de crudo. En ese contexto, Techint E&C lidera la construcción de Duplicar Norte, un oleoducto de 207 kilómetros que conectará Auca Mahuida (Neuquén) con Allen (Río Negro).
Con un contrato EPC adjudicado por Oldelval, el ducto de 24 pulgadas avanzará por etapas: primero transportará 220.000 barriles diarios a fines de 2026, luego 300.000, y alcanzará los 500.000 barriles por día en el primer trimestre de 2027. La obra incluye 150 cruces especiales, trampas de scraper y 13 predios de válvulas, con una dotación máxima de 850 personas.
En paralelo, Techint participa junto con Sacde en el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), un oleoducto de 437 kilómetros y 30 pulgadas que conectará la cuenca neuquina con Punta Colorada en la costa de Río Negro. El proyecto busca convertirse en una nueva vía de salida para el petróleo argentino hacia los mercados internacionales.
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Recientemente, la UT Techint-Sacde completó su tramo del VMOS tras 15 meses de trabajos que incluyeron soldadura automática, planta de doble junta y cruces especiales sobre el río Negro. La infraestructura se integra con el sistema troncal de Oldelval y permitirá escalar la evacuación de crudo de Vaca Muerta.
La experiencia de Techint en grandes obras energéticas también se refleja en el Gasoducto Perito Moreno (573 km, 36 pulgadas) y en la Reversión del Gasoducto Norte, que modificó el sentido de circulación para llevar gas de Vaca Muerta al norte argentino.
Fuera del país, la compañía dirigida por Paolo Rocca finalizó en Chile el proyecto SADDN, con una inversión de US$1.000 millones. La obra incluyó 160 km de tuberías de 48 pulgadas, tres estaciones de bombeo y un reservorio de 250.000 m³ para transportar agua desalinizada desde la costa del Pacífico hasta las minas de Codelco en la cordillera.
Mientras tanto, el mercado argentino de grandes obras energéticas se vuelve más competitivo: Techint-Sacde enfrenta nuevos jugadores y quedó fuera de licitaciones recientes como el gasoducto San Matías y el proyecto Argentina LNG. Sin embargo, su participación en Duplicar Norte y VMOS la mantiene en el centro de la infraestructura crítica para la próxima etapa exportadora de Vaca Muerta.
En Vaca Muerta, YPF dio un paso clave al incorporar el primer sistema de fractura eléctrica del país. El equipo, bautizado Zeus y desarrollado por Halliburton, hasta ahora solo había operado en Estados Unidos. Con esta llegada, la formación neuquina se convierte en la primera experiencia internacional de la tecnología.
Con un contrato plurianual, YPF y Halliburton apuestan por un cambio estructural en la operación no convencional. El Zeus reemplaza los motores diésel por unidades eléctricas que generan energía en el propio sitio de trabajo, alcanzando entre 20 y 30 MW de potencia, equivalente al consumo de una ciudad de 30.000 habitantes.
Según datos técnicos, las unidades de bombeo entregan de forma sostenida hasta 5.000 caballos de fuerza, con ajustes instantáneos de presión y caudal. Menos piezas mecánicas significan menos paradas por mantenimiento y mayor confiabilidad operativa, tal como se comprobó en experiencias previas en Estados Unidos.
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En paralelo, el contrato incluye la implementación de OCTIV Auto Frac, una plataforma de automatización que estandariza cada etapa de fractura. “Estamos incorporando la última tecnología disponible en el mundo para seguir mejorando la productividad, la eficiencia y la competitividad de nuestras operaciones”, señaló Matías Farina, vicepresidente ejecutivo de Upstream de YPF.
Dentro de la estrategia 4×4 de YPF, el objetivo es acelerar el desarrollo de recursos shale mediante tecnología que reduzca tiempos de operación y mejore estándares ambientales.
Otro cambio visible es la reducción de camiones cisterna en locación, al no depender de diésel para los motores. También se percibe una baja significativa en los niveles de ruido, lo que impacta en mejores condiciones de trabajo.
Por último, el monitoreo remoto desde los centros de control de YPF se vuelve central: permite seguir cada parámetro en tiempo real y disminuir la exposición del personal en campo.
El programa incluyó contenidos vinculados con habilidades socioemocionales y laborales, además de capacitación técnica relacionada.
Latitud 45, compañía especializada en servicios de pumping en la Argentina, llevó adelante un programa de formación destinado a jóvenes de Vista Alegre y comunidades próximas, en Neuquén, con el objetivo de acercarlos al mundo laboral y a las oportunidades de desarrollo profesional que ofrece la industria del Oil&Gas.
La primera edición de la iniciativa reunió a 14 jóvenes de entre 18 y 29 años, quienes completaron 35 horas de formación distribuidas en ocho semanas. El programa incluyó contenidos vinculados con habilidades socioemocionales y laborales, además de capacitación técnica relacionada con las actividades que desarrolla la compañía.
La propuesta surgió a partir de la necesidad de abordar, con una mirada de largo plazo, la disponibilidad de personal capacitado que requerirá el crecimiento de la actividad en Vaca Muerta. En ese marco, Latitud 45 planteó un esquema orientado a generar un primer acercamiento entre los jóvenes de las comunidades cercanas y las posibilidades laborales que ofrece el sector energético.
El programa para la formación de jóvenes
El programa fue diseñado e implementado a partir de la articulación entre las capacidades técnicas y operativas de Latitud 45, organizaciones especializadas e instituciones locales. La idea inicial fue desarrollada junto con Luz García Cuerva, directora ejecutiva de la Fundación Horacio Zorraquin y consultora en sostenibilidad y capital humano, quien acompañó el proceso y trabajó en el vínculo entre los participantes y la compañía.
El recorrido comenzó con tres talleres centrados en habilidades socioemocionales, trabajo en equipo, comunicación y cultura laboral. Las capacitaciones estuvieron a cargo de Fundación Empujar, organización especializada en la preparación de jóvenes de contextos vulnerables para su incorporación al mercado laboral formal.
Formación técnica
Luego, los participantes realizaron siete jornadas presenciales de formación técnica dictadas por instructores internos de Latitud 45. Allí abordaron contenidos vinculados con la industria de petróleo y gas, servicios de pumping, seguridad, salud y ambiente, equipos de cementación, líneas de alta y baja presión y conducción vehicular.
Las últimas dos jornadas se desarrollaron en la base que la compañía posee en Vista Alegre. En ese espacio, los jóvenes tuvieron contacto directo con los equipos utilizados en las operaciones y pudieron conocer parte de las tareas que realizan los trabajadores de la empresa.
El cierre del programa contó con la entrega de certificados a los participantes, en reconocimiento por su desempeño, compromiso y dedicación. Del encuentro participaron Gaspar Melia, presidente de Latitud 45, y Marcelo Rucci, secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, junto con integrantes de los equipos de operaciones y capital humano de la compañía y representantes de la Comisión Directiva, la Mutual MEOPP y la obra social OSPEPRI.
“Tenemos una industria con enormes oportunidades de desarrollo y creemos que una parte fundamental de ese crecimiento es generar las condiciones para que el talento local pueda conocerla, formarse y proyectarse dentro de ella. Este programa nació con esa convicción y lo desarrollamos con el mismo nivel de profesionalismo y compromiso que ponemos en nuestra operación”, señaló Gaspar Melia durante el cierre.
Capacitación
Desde el ámbito sindical también destacaron el componente de capacitación y, particularmente, los contenidos relacionados con seguridad. “Es importante que se capaciten, sobre todo en seguridad. Esta iniciativa que tuvo esta empresa es lo que nosotros queremos hacer en nuestro centro de capacitación, que está próximo a inaugurarse”, sostuvo Marcelo Rucci.
Los participantes realizaron una evaluación de la experiencia al finalizar el programa. Entre las devoluciones recogidas se destacó la valoración de las herramientas adquiridas durante las distintas etapas de formación. “Sigan como van, que le están cambiando la vida a los pibes a base del conocimiento”, escribió uno de los jóvenes en la encuesta de cierre.
Cuando hablamos de “baterías de litio” solemos imaginar una única tecnología. Pero no existe una sola batería de litio. Existen distintas familias, con características muy diferentes, diseñadas para resolver problemas distintos.
Todas comparten un principio básico: los iones de litio se mueven de un lado a otro de la batería para almacenar y liberar energía. Lo que cambia es el material utilizado en los electrodos. Y ese cambio determina buena parte de lo que nos importa como usuarios: cuánta energía puede almacenar una batería, cuánto dura, qué tan segura es y cuánto cuesta.
La familia LFP, basada en litio, hierro y fosfato, es actualmente una de las más utilizadas en autos urbanos, taxis y baterías domésticas para paneles solares. Su principal ventaja es la seguridad: resiste temperaturas elevadas y es más difícil de incendiar. También soporta miles de ciclos de carga y descarga. La contrapartida es una menor densidad energética, por lo que para lograr la misma autonomía un vehículo puede necesitar una batería más pesada.
En el otro extremo aparece la química NMC, que combina níquel, manganeso y cobalto. Es habitual en vehículos eléctricos de alta gama y largo alcance porque permite almacenar más energía en el mismo espacio. Eso se traduce en autos más livianos y con mayor autonomía. A cambio, presenta una mayor sensibilidad al calor y, por ahora, un costo de fabricación superior.
Existe también el LTO, basado en titanato de litio, pensado para aplicaciones en las que la velocidad de carga y la cantidad de ciclos son prioritarias. Se utiliza en trenes, ómnibus eléctricos y sistemas de respaldo. Puede cargarse rápidamente y soporta una enorme cantidad de ciclos, aunque almacena menos energía por kilogramo y resulta más costoso. Esto permite entender algo importante: no existe una química “mejor” en términos absolutos. Existe una química más adecuada para cada necesidad.
Un mismo fabricante puede utilizar LFP en sus modelos de entrada y NMC en los vehículos de mayor rendimiento. No porque una batería sea buena y la otra mala, sino porque cada una prioriza características diferentes.
Alejandro Pérez Vargas, expresidente del Consejo Profesional de Ingeniería Química
Diversidad de baterías
Esta diversidad también ayuda a poner en perspectiva muchas noticias sobre “la nueva batería”. En general, no se trata de haber inventado nuevamente el litio, sino de modificar la combinación de materiales para conseguir una determinada ventaja: mayor autonomía, más seguridad, carga más rápida o menor costo.
Pero todas estas tecnologías comparten una limitación importante: utilizan un electrolito líquido inflamable. Ese componente permite el movimiento de los iones, pero también está detrás de uno de los principales riesgos de las baterías actuales.
Por eso, la próxima gran transformación no pasa solamente por mejorar las químicas existentes. También busca cambiar el corazón mismo de la tecnología.
Las baterías de estado sólido reemplazan ese electrolito líquido por un material sólido, como una cerámica, un cristal o un polímero especial. El objetivo es reducir el riesgo asociado a la inflamabilidad y, al mismo tiempo, habilitar el uso de litio metálico, que permite almacenar mucha más energía con el mismo peso.
Primeras versiones de las baterías de litio
Las primeras versiones ya están siendo probadas, pero las versiones plenas todavía no llegaron masivamente al mercado. El desafío es, fundamentalmente, de ingeniería: fabricar a gran escala, con materiales que mantengan un buen contacto eléctrico y bajo condiciones de humedad extremadamente controladas.
La evolución de las baterías no consiste, entonces, en encontrar una única tecnología que reemplace a todas las demás. Consiste en desarrollar soluciones diferentes para necesidades diferentes. La batería del futuro no será necesariamente una sola. Probablemente serán varias. Entenderlo es importante no solo para interpretar hacia dónde va la movilidad eléctrica y el almacenamiento energético. También para comprender que, detrás de cada avance tecnológico, hay una combinación de química, ingeniería, costos, seguridad y escala industrial.
(*) Expresidente del Consejo Profesional de Ingeniería Química.
En diálogo con Energía 360 Radio, el titular de Vialidad Rionegrina, Raúl Grün, confirmó que la provincia asumirá progresivamente la gestión y el mantenimiento de las rutas nacionales 22 y 151, tras el convenio firmado con Nación el 24 de agosto. Con 305 kilómetros ya liberados y obras críticas en agenda, el objetivo es garantizar corredores transitables, señalizados y seguros.
Con financiamiento en gestión por USD 60 millones de FONPLATA y el Ministerio de Economía, la Provincia busca intervenir los sectores más deteriorados. La declaración de emergencia vial aprobada por la Legislatura permitirá acelerar contrataciones y obras prioritarias.
De acuerdo con Grün, el desafío incluye proyectar una nueva traza para el Alto Valle y Vaca Muerta, que descomprima el tránsito de la RN22 y acompañe el desarrollo energético regional. “Estamos ante un gran desafío”, subrayó.
Entre los puntos críticos figuran el ingreso por Río Colorado, donde Nación reparará el puente; la rotonda de Choele Choel, que será transferida mediante contrato vigente; y la RN151, con 105 km en negociación para ser administrados por la Provincia.
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En cuanto a medidas técnicas, Vialidad Rionegrina instalará balanzas dinámicas en las rutas nacionales para controlar el peso de los camiones, una acción clave para preservar la infraestructura.
El gobernador Alberto Weretilneck y su par neuquino acordaron en el marco del Consejo Federal de Inversiones (CFI) realizar un estudio sobre la traza ideal para el Alto Valle y Vaca Muerta, con el fin de mejorar la conectividad y acompañar el crecimiento energético.
En los próximos días, Río Negro recibirá una misión de FONPLATA y del Ministerio de Economía para definir aspectos técnicos de la operación de préstamo y priorizar intervenciones en los tramos más críticos de ambas rutas.
Juan Cruz López, presidente de Transporte Peduzzi.
En Vaca Muerta, cada dato de producción esconde una operación logística que rara vez ocupa el centro de la escena: camiones disponibles, choferes habilitados, documentación al día. Cuando algo de eso falla, no hay pozo que se complete ni fractura que se ejecute. «La logística no acompaña la operación de Vaca Muerta: la sostiene», resume Juan Cruz López, presidente de Transporte Peduzzi, la compañía de transporte que junto con Brava Ingeniería conforma un grupo con más de 900 colaboradores y una huella operativa de más de 1.200.000 kilómetros recorridos por mes.
De las planillas sueltas a una sola fuente de verdad
El eje de esa confiabilidad es HYDRA, la plataforma tecnológica que Peduzzi desarrolló puertas adentro en lugar de adoptar un sistema estándar del mercado. HYDRA integra ocho áreas de la operación —control documental, RR.HH., logística, sala de control, mantenimiento, compras, almacenes y seguridad— en más de 120 pantallas operativas, con 13 procesos que corren de forma automática todos los días y 7 sistemas conectados entre sí: GPS, Tango, biometría, cámaras a bordo y portales de las operadoras, entre otros.
En la práctica, eso significa una sala de control con mapa en vivo de toda la flota y alertas automáticas ante excesos de velocidad, unidades detenidas o eventos de cámara; un parte diario que funciona como una foto exacta de qué unidad está operativa, en stand-by o en reparación en cada turno; y un esquema de mantenimiento preventivo calculado sobre kilómetros reales reportados por GPS —no por carga manual— que permite proyectar el alistamiento de la VTV con anticipación.
A esa base tecnológica se sumó recientemente una alianza con RSV bajo el concepto de inteligencia operativa, un paso que busca convertir la información en acciones automáticas sin depender de que una persona esté mirando una pantalla. «Menos pantallas, más automatización con criterio humano sobre lo crítico», sintetiza López.
Una demanda que puede duplicarse
El desafío que viene no es menor: la demanda de arena para fractura proyecta pasar de 4 a 8 millones de toneladas anuales, una presión directa sobre la disponibilidad de unidades, choferes habilitados y la coordinación simultánea entre múltiples operadoras y proveedores. Para Peduzzi, la pregunta no es solo cómo transportar más, sino cómo escalar sin resignar trazabilidad ni seguridad.
Ahí aparece la segunda pata del grupo. Brava Ingeniería, enfocada en operación y mantenimiento y en proyectos de movimiento de suelos, es la forma concreta en que el grupo busca correr aguas arriba en la cadena de valor: no quedarse solo en el transporte del insumo, sino integrar el servicio completo alrededor de la operación del cliente.
Ese movimiento viene acompañado de una agenda de sostenibilidad que incluye la medición y compensación de la huella de carbono de la operación, la incorporación de unidades a GNC a fines de 2025 y el desarrollo de proyectos de energía solar.
La escala, medida en números
Detrás de cada mensaje hay un tablero de control que lo respalda: 1.200.000 kilómetros recorridos por mes, monitoreados en tiempo real vía GPS; 200.000 horas hombre gestionadas mensualmente entre operación, mantenimiento y administración; un equipo de 900 colaboradores; y un sistema de prevención de incidentes que rankea la conducta de manejo de cada chofer con datos reales de GPS. A eso se agrega una matriz de cumplimiento documental —personas y unidades cruzadas por operadora— con semáforo de vencimientos que anticipa problemas antes de que se conviertan en una unidad parada en portería.
Para López, ese conjunto de indicadores es también la respuesta a la pregunta de fondo sobre qué significa este momento para la compañía:
«Hoy movemos 1.200.000 kilómetros y gestionamos 200.000 horas hombre por mes con 900 personas en el equipo. La escala ya la tenemos: lo que estamos construyendo es que funcione con la misma confiabilidad el día que se duplique”, aseveró Juan Cruz López, presidente de Transporte Peduzzi.
En una cuenca donde el crecimiento suele medirse en pozos y toneladas, Peduzzi y Brava proponen mirar también el otro lado de la ecuación: la infraestructura logística y tecnológica que tiene que estar lista antes de que la demanda llegue.
En el corazón de la actividad hidrocarburífera argentina, ROSEN Group inauguró una nueva oficina operativa en Neuquén. La compañía global, especializada en inspección y gestión de integridad de activos críticos, busca acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y responder con mayor agilidad a las necesidades de la industria.
Con casi 30 años de trayectoria en Argentina, ROSEN acumula más de 130.000 km de ductos inspeccionados en los últimos 15 años. La nueva base permitirá ofrecer servicios regionales de inspección avanzada, ingeniería de integridad, software, investigación y desarrollo, además de análisis predictivo con inteligencia artificial.
De acuerdo con Eduardo Soria, vicepresidente senior para Sudamérica, “Argentina está atravesando un cambio de paradigma en materia energética, pasando de ser un país importador de energía a convertirse en un exportador. La apertura de nuestra oficina en Neuquén es un paso importante para consolidar nuestra presencia tanto en el país como en la región”.
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Por su parte, Agustín Giai Levra, country manager de ROSEN Argentina, destacó que estar presentes en Neuquén les permitirá “trabajar más cerca de nuestros clientes, responder con mayor agilidad a sus necesidades y acompañarlos en la gestión de la integridad de su infraestructura crítica”.
En cuanto al contexto sectorial, el desarrollo de Vaca Muerta exige mayor control de ductos y activos críticos, bajo estándares de seguridad, eficiencia y sustentabilidad. La inspección avanzada y la gestión de integridad se vuelven claves para extender la vida útil de los sistemas y anticipar riesgos.
A nivel global, ROSEN cuenta con 45 años de trayectoria, más de 4.000 empleados y presencia en 110 países. Su estrategia combina tecnología de vanguardia con conocimiento local bajo el lema “Think globally, act locally”.
Entre sus soluciones destaca Data Fusion MFL, una tecnología que convierte datos de señales en perfiles 3D de alta resolución, mejorando evaluaciones de tuberías y elevando estándares de seguridad.
Dow es una de las firmas que se destaca por la construcción sostenible a nivel mundial.
La construcción sostenible es una práctica técnica y consciente sobre los recursos que se emplean tanto para el desarrollo como para la operación de un edificio. En su esencia más pura, un edificio sustentable es sinónimo de un edificio eficiente, capaz de optimizar el consumo de energía eléctrica, reducir desperdicios y gestionar el agua de forma inteligente.
Uno de los grandes mitos que aún persisten en el sector es el costo asociado a este modelo constructivo. Si bien suele estimarse que incorporar criterios de sostenibilidad puede implicar un incremento inicial marginal de entre el 2% y el 3% en el presupuesto de una obra, el retorno de inversión a largo plazo compensa con creces ese desembolso inicial.
De hecho, estudios de referencia como la Guía de Implementación del Proceso Integrativo del Consejo Colombiano de Construcción Sostenible (CCCS) demuestran que, al integrar equipos y decisiones en etapas tempranas, es posible lograr proyectos sostenibles que prácticamente no incrementan los costos iniciales y maximizan los ahorros operativos durante todo su ciclo de vida.
Ahorros operativos
Los ahorros operativos sostenidos durante la vida útil del inmueble devuelven con creces cada recurso invertido, transformando el gasto en rentabilidad tangible. A esto se suma el rol prioritario de la transparencia: la sustentabilidad debe ser comprobable y rigurosa. Por ello, las certificaciones otorgadas por terceros, especialmente bajo estándares globales como LEED en su reciente versión 5 -la herramienta más avanzada y completa disponible hoy-, resultan fundamentales para brindar métricas verificables y confiables a desarrolladores, fondos de inversión y a la comunidad.
América Latina cuenta con un escenario y un potencial sumamente interesantes en este camino. Informes sobre el estado de la descarbonización de la edificación en la región elaborados por el U.S. Green Building Council (USGBC) y Green Building Certification Inc. (GBCI) señalan que, si bien la región aporta cerca del 4% de las emisiones globales -en gran parte gracias a matrices eléctricas limpias en países como Costa Rica, Uruguay, Chile o Colombia-, el desafío principal radica en descarbonizar las cadenas productivas desde el origen, abordando la huella de los materiales a lo largo de todo su ciclo de vida.
Alianza con la ciencia y la innovación
En este eslabón, la alianza con la ciencia y la innovación en química de materiales -a través de insumos bajos en carbono, formulaciones biobasadas y tecnologías que reducen el uso de cemento y clinker- marca el verdadero punto de inflexión para toda la industria. A modo de ejemplo, la empresa multinacional Dow trabaja en diversos sectores vinculados a la construcción con productos diseñados desde su origen con una matriz sustentable.
A través de su negocio de construcción química, ofrece marcas y líneas de materiales seguros de baja huella de carbono fabricados con energías renovables, soluciones de base biológica (como emulsiones acrílicas derivadas de bioetanol), aditivos para adhesivos cerámicos con menor contenido de cemento y clinker, y emulsiones libres de sustancias restringidas (alquilfenoles etoxilados, amoníaco o formaldehído) con bajo contenido de compuestos orgánicos volátiles (VOC).
Los materiales que elegimos desde la etapa de diseño determinan el impacto ambiental del proyecto a lo largo de todo su ciclo de vida. Por eso, comprender la trazabilidad, la química y la eficiencia de estos insumos es una prioridad estratégica para el sector. El camino hacia una construcción verdaderamente sostenible no admite recetas aisladas ni atajos teóricos: requiere articulación, ciencia aplicada y el compromiso de todos los eslabones de la industria.
(*) Director de Expansión y Crecimiento de América Latina de Green Building Certification Inc. (GBCI).
En el mercado internacional, el petróleo Brent cerró este martes cerca de los US$98/barril, tras rozar los US$100 durante la sesión, su nivel más alto desde finales de julio. El repunte se produjo tras explosiones en la isla de Kharg, principal centro de exportación de crudo de Irán, y ataques hutíes contra instalaciones energéticas en Arabia Saudí.
Por su parte, el West Texas Intermediate (WTI) alcanzó los US$93/barril, su mayor nivel desde junio de 2026. La escalada de hostilidades en Medio Oriente refuerza los temores de interrupciones en el suministro global de hidrocarburos.
De acuerdo con Goldman Sachs, los mercados descuentan cada vez más un conflicto prolongado en la región, con riesgos al alza para los precios si persisten las interrupciones en el transporte marítimo hasta 2027. La firma elevó sus estimaciones de precio del crudo.
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En cuanto a los combustibles refinados, el gasóleo en Europa se acerca a los US$200/barril, mientras que las reservas mundiales disminuyen aceleradamente. Para Vitol Group, la pérdida de unos 4 millones de barriles diarios de exportaciones (2 millones de Medio Oriente y 2 millones de Rusia) explica la creciente escasez.
El estrecho de Ormuz, por donde transitan unos 10 millones de barriles diarios, se convierte en un punto crítico. Irán y Omán negocian una ruta de tránsito temporal, aunque persisten dudas sobre la seguridad de los cargamentos.
A nivel de demanda, China incrementó sus compras en agosto, lo que permitió aumentar exportaciones de productos refinados y dio cierto alivio a los mercados. Sin embargo, la volatilidad sigue marcada por los ataques y la incertidumbre logística.
“Cada vez que pensábamos que íbamos a avanzar, todo se venía abajo. Estamos prácticamente en el punto de partida” dijo Chris Weston (Pepperstone Group) para cerrar.
En mayo de 2026, Chile promulgó su primera Ley de Desalinización, tras siete años de debate parlamentario. La norma busca ordenar un sector en expansión, clave para abastecer la minería del cobre en el norte del país, aunque especialistas advierten que deja vacíos ambientales críticos.
A nivel productivo, el crecimiento minero explica la urgencia: entre enero y junio de 2026 el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) aprobó 23 proyectos por US$3.275 millones, y recibió otros 34 por más de US$18.000 millones. Según Cochilco, el consumo hídrico del sector pasará de 18,5 m³/s en 2024 a 20,6 m³/s en 2034, con el agua de mar cubriendo 67,6 % del abastecimiento.
Dentro de la nueva normativa, se crea una concesión especial de desalinización y se obliga a que proyectos industriales ingresen al sistema de evaluación ambiental. También se establece la elaboración de una Estrategia Nacional de Desalinización en un plazo máximo de 18 meses, con objetivos de seguridad hídrica y adaptación al cambio climático.
Por su parte, las críticas apuntan a que la ley no fija estándares específicos para las descargas de salmuera, ni protocolos obligatorios de monitoreo. Tampoco regula la captación de organismos marinos ni los impactos acumulativos de varias plantas sobre un mismo ecosistema. Para la oceanógrafa Laura Farías, la normativa “tiene buenas perspectivas para el cambio climático, pero no tiene una mirada desde el mar”.
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En cuanto al impacto ambiental, la bióloga marina María José Díaz advierte que la captación funciona como “una gran bomba que succiona todo”, incluyendo fitoplancton, huevos y larvas. Estudios en Caldera muestran cambios en la biodiversidad cerca de los emisarios, con disminución de especies sésiles y desplazamiento de organismos móviles.
A nivel energético, el desafío es igualmente relevante: Cochilco proyecta que el uso de agua de mar en minería demandará 5,4 TWh en 2034, equivalente al consumo de dos millones de hogares. Casi el 80 % de esa energía se destinará a bombear agua desde la costa hasta faenas mineras en altura.
En conclusión la ley avanza en ordenar concesiones y procedimientos, pero deja para una etapa posterior las normas ambientales concretas. El riesgo, según especialistas, es que la expansión de la desalinización avance más rápido que la regulación destinada a medir y limitar sus impactos.
La iniciativa busca ampliar el alcance a todos los bomberos voluntarios del área de distribución de la compañía. El acuerdo consolida un trabajo que, desde 2023, ya capacitó a más de 800 integrantes de distintas asociaciones de la Ciudad y la provincia de Buenos Aires.
MetroGAS y Fundación Bomberos de Argentina formalizaron un acuerdo para profundizar el trabajo conjunto, con el foco puesto en la capacitación y la preparación de las fuerzas de emergencia ante situaciones de crisis vinculadas al gas natural. Las prácticas se desarrollan en un predio único en el país, que simula una ciudad diseñada para recrear escenarios de riesgo bajo condiciones estrictas de seguridad.
El programa que lleva adelante MetroGAS contempla contenidos sobre la industria del gas, la identificación de combustibles y la lucha contra incendios, además de entrenamientos específicos sobre sistemas de evacuación de gases. Las actividades combinan módulos teóricoscon prácticas en escenarios simulados y, de este modo, los bomberos voluntarios que participan incorporan herramientas concretas para su actuación ante diferentes situaciones críticas.
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El acuerdo fue firmado por el CEO de MetroGAS, Sebastián Mazzucchelli, y el presidente de Fundación Bomberos, Antonio Sette, en el Centro de Entrenamiento Técnico (CET) que laprincipal distribuidora de gas del país tiene en la localidad bonaerense de Llavallol, partido de Lomas de Zamora.
Este predio cuenta con una particularidad única en el país, ya que es una ciudad simulada y diseñada de forma específica para la realización de prácticas seguras y la recreación de distintos escenarios de riesgo. Allí, la principal distribuidora de gas de Argentina realiza jornadas de formación tanto para el personal externo como interno de la compañía.
“La preparación y el entrenamiento son fundamentales para una respuesta más eficiente ante una emergencia. El trabajo articulado con quienes tienen la responsabilidad de intervenir en primera instancia nos permite la anticipación a situaciones críticas, el intercambio de conocimientos y la mejora en nuestra capacidad de respuesta”, señaló Mazzucchelli, tras la firma del convenio.
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Por su parte, Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de MetroGAS, destacó el recorrido previo de la iniciativa: “La rúbrica de este acuerdo es la consolidación de un trabajo que, solo en los últimos tres años, alcanzó a más de 800 bomberos.
El objetivo es la continuidad en el intercambio de saberes y herramientas con quienes tienen la responsabilidad de actuar frente a una emergencia, para que lo hagan de manera cada vez mássegura y coordinada”.
A través de los ejercicios prácticos se entrenan técnicas de intervención ante escapes con y sin fuego y, para ello, se utilizan simuladores que reproducen situaciones complejas como fuego de trinchera, jet fire y escapes laterales.
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“La capacitación es una herramienta fundamental de prevención. Esta formación a nuestro cuerpo de bomberos voluntarios se replica luego en la comunidad, las escuelas, los hogares, los comedores y los cuarteles. Con estas capacitaciones mejoran las condiciones para dar respuesta de manera rápida y segura, lo que significa un paso adelante para nuestra comunidad”, destacó Antonio Sette, presidente de Fundación Bomberos de Argentina, una organización sin fines de lucro que trabaja por las 1100 Asociaciones de Bomberos Voluntarios y 29 Federaciones Provinciales.
La alianza entre MetroGAS con la entidad permitirá la continuidad de estas iniciativas y robustece una red de colaboración que combina el conocimiento técnico, el entrenamiento y la articulación institucional.
De esta manera, el acuerdo marco entre ambas instituciones no constituye un punto de partida, sino la formalización de una trayectoria de trabajo. El próximo desafío de la empresa y la fundación se centra en la extensión del alcance de la capacitación para llegar a toda la zona de distribución de MetroGAS, buscando consolidar comunidades más preparadas y seguras.
El CEO de YPF, Horacio Marín, ratificó que la compañía busca alcanzar exportaciones por US$30.000 millones en 2030, transformando el crecimiento hidrocarburífero en una estrategia nacional de desarrollo. La definición fue realizada en el X Foro Pymes de ADIMRA, con presencia de gobernadores de Neuquén, Mendoza y Río Negro.
Dentro de esa propuesta, YPF se posiciona en un rol que excede su función como empresa energética. Marín planteó que el salto exportador debe articularse con provincias, municipios, sindicatos y pymes industriales, para que la expansión de Vaca Muerta se convierta en una plataforma de desarrollo productivo.
Los números son claros: con abastecimiento pleno del mercado interno, dos de cada tres barriles producidos se destinarían a exportación. La meta de US$30.000 millones supone convertir la producción hidrocarburífera en una fuente estructural de divisas para Argentina.
Por su parte, los mandatarios provinciales presentes destacaron la necesidad de integrar proyectos energéticos con infraestructura, empleo y proveedores locales. El vínculo con las pymes metalúrgicas aparece como clave para sostener la expansión, aportando equipamiento, logística y servicios especializados.
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A nivel macroeconómico, el desafío consiste en que el crecimiento exportador no opere como un circuito aislado de la economía nacional. La estrategia de YPF apunta a conectar el sector energético con el resto del aparato productivo, ampliando el efecto multiplicador sobre la industria y el empleo.
En cuanto a la premisa de Marín, la energía puede convertirse en una plataforma de desarrollo para el país. La meta de US$30.000 millones fija una referencia concreta hacia 2030, pero su cumplimiento dependerá de decisiones sobre producción, transporte, infraestructura y capacidad de proveedores.
Finalmente, la frase del CEO sintetiza el desafío: “El objetivo de YPF es un objetivo de país”. La meta exportadora será más que un número si logra arrastrar detrás suyo a una red de empresas, trabajadores y territorios capaces de transformar los recursos energéticos en desarrollo sostenido.
El crudo Medanito de Vaca Muerta consolidó un corredor logístico hacia Uruguay que ya funciona con la regularidad de una ruta permanente. La refinería de La Teja, operada por ANCAP, recibe cada vez más petróleo neuquino gracias a la renovación de su boya de amarre y a la ampliación de capacidad en Puerto Rosales, que duplicó su volumen de despacho a fines de 2025.
Los números muestran el salto: de 62.800 toneladas en 2023 a 240.000 en 2025, cuadruplicando el flujo en apenas tres años. Solo en junio de 2026 se embarcaron 200.000 toneladas, equivalentes a 1,5 millones de barriles. La cercanía geográfica y el ahorro en fletes transformaron a Uruguay en el socio más estable del Cono Sur.
La integración energética regional dejó de ser un proyecto en discusión para convertirse en un hecho operativo. El muelle offshore de Otamerica despacha entre 20 y 25 embarques mensuales, mientras la boya de José Ignacio recibe buques de hasta 150.000 toneladas.
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Pero el auge exportador convive con una tensión interna. YPF decidió extender los plazos de pago a proveedores de 45 a 75 días, trasladando sus problemas de caja hacia las pymes. El Centro de Economía Política Argentina (CEPA) advierte que esta medida obliga a financiar un mes adicional de sueldos, cargas fiscales y costos operativos sin respaldo de cobro.
El riesgo es claro: una red de servicios descapitalizada y debilitada podría no acompañar el ritmo de crecimiento que exhibe Vaca Muerta. Embargos y cadenas de incumplimientos comienzan a aparecer como síntomas de un modelo que privilegia el balance de la petrolera por encima de la salud del entramado productivo.
La paradoja es evidente: mientras el corredor exportador avanza con regularidad hacia Uruguay, las pymes proveedoras enfrentan dificultades crecientes en un marco económico hostil. El desafío para YPF será sostener la expansión sin erosionar la base de servicios que hace posible el boom neuquino.
El vocero presidencial, Adrian Ravier, remarcó la postura del gobierno nacional manifestada la semana pasada acerca de las sanciones previstas por Ley (26.659/2011) para las empresas que participen de la exploración y/o explotación de hidrocarburos en las Islas Malvinas anunciada por el consorcio británico-israelí, Rockhopper-Navitas, en el offshore Sea Lion, de la Cuenca Malvinas Norte.
Se refirió también a la decisión de iniciar la construcción de una Base Naval Integrada en Tierra del Fuego para aumentar capacidades en telecomunicaciones e inteligencia en ésa región estratégica del Atlantico Sur.
Ravier, expresó que “si no actuamos hoy con firmeza y celeridad, en pocos meses estas corporaciones tendrán la capacidad de apropiarse de las reservas del petróleo de nuestro mar. Permitir este avance sentaría un precedente peligroso, que podría facilitar que el Reino Unido profundice su usurpación y continúe explotando impunemente nuestros recursos estratégicos”.
“Ante esta amenaza, desplegamos todas las herramientas diplomáticas, económicas, judiciales y legales del Estado para defender nuestra soberanía”, señaló.
Y detalló que “en primer lugar, se firmó el decreto reglamentario 868 de 2026 para dar la máxima celeridad y coordinación a los procedimientos sancionatorios de la Ley 26.659”. A partir de este decreto, se nombra oficialmente al Ministerio de Relaciones Exteriores como autoridad de aplicación de la Ley referida, lo que permite concentrar las competencias administrativas y sancionatorias en el mismo ministerio que define la estrategia diplomática.
El funcionario destacó que además “se introduce una modificación al reglamento del RIGI a partir de la cual los representantes legales de los proyectos que adhieren al régimen deberán presentar una declaración jurada asegurando que ningún participante del proyecto viole la Ley 26.659”.
Y, por último, “se establece que todos los interesados en operar en el sector hidrocarburífero nacional deberán presentar una declaración jurada asegurando de forma expresa que ni ellos ni las personas humanas o jurídicas con participación directa o indirecta en sus empresas incurren o incurrirán en las conductas prohibidas por la Ley 26.659”.
Ravier leyó; “en síntesis, este decreto lleva a que quienes operen en nuestras islas a espaldas de nuestro Gobierno tenga que elegir: o una apuesta ilegal en aguas en disputa, o una operación rentable, segura y con reglas claras en el territorio continental de una Argentina soberana”.
Si se incurre en conductas prohibidas por la Ley 26.659 sancionaremos no solo a las operadoras, sino a sus accionistas, directores y proveedores, ratificó.
Ravier puntualizó en la conferencia habitual de los días martes en Casa Rosada que “en segundo lugar, mediante el DNU 867/2026 ampliaremos los recursos del Ministerio de Defensa, utilizando ingresos de capital que no afectan nuestra política de déficit cero. El fin prioritario será iniciar la construcción de la base naval integrada en Tierra del Fuego y aumentar nuestras capacidades en telecomunicaciones e inteligencia”.
“Esta base no tiene un carácter bélico, sino que funcionará como el polo logístico más importante del Atlántico Sur y servirá de apoyo operativo y científico para nuestra proyección geopolítica hacia la Antártida”, describió.
Preguntado que fue por los periodistas acreditados, Ravier sostuvo que “claramente el reclamo que todos pudieron escuchar en la cadena nacional es un reclamo pacífico, diplomático y no militar. No hay ningún conflicto bélico en este sentido”. Y también respondió “en relación con la base naval que se va a construir en Tierra del Fuego, es una base naval que se construye independientemente desde la Argentina. No hay ningún acuerdo con los Estados Unidos al respecto, ningún apoyo de ninguna índole”, aseveró.
Acerca de la “Defensa de la Soberanía Nacional”
Y también anunció que “En tercer lugar, se enviará al Congreso de la Nación, con carácter de urgencia, el proyecto de Ley de Defensa de la Soberanía Nacional. Esta ley va a endurecer las penas de la Ley 26.659. Se le prohíbe tanto al Estado argentino como al sector privado la celebración de contratos con compañías infractoras, proveedores y colaboradores”.
Ravier se explayó en su lectura detallando que “la ley habilitará el juicio en ausencia cuando corresponda, extenderá el alcance sancionatorio a otras actividades de explotación y creará el Consejo de Seguridad nacional”.
“Este consejo va a definir la política de seguridad nacional y va a velar por su aplicación transversal coordinando el trabajo de las áreas de Cancillería, Defensa, Inteligencia y Economía. Además, el proyecto también incluye un régimen de protección de infraestructuras críticas y un marco de protección aeroespacial y marítima”, describió.
El Vocero señaló además que “a estas medidas anunciadas por el Presidente, se le suma la denuncia penal presentada el día de ayer. El Canciller Pablo Quirno con el patrocinio del Procurador del Tesoro, Sebastián Amerio, presentó una denuncia penal contra las empresas que participan en la exploración y explotación ilegal de hidrocarburos en la Cuenca Malvinas Norte”.
“Nuestra respuesta judicial se complementa con una estrategia diplomática integral. La Cancillería ya ha enviado cerca de 180 notas de desaliento a empresas y a más de 29 países involucrados en estos proyectos ilegales. Hemos tejido alianzas y construido consensos regionales firmes, como el reciente comunicado conjunto con el Presidente de Chile, José Antonio Kast, que rechaza la extracción de recursos en las islas”, aseveró.
“Contamos con 18 resoluciones y declaraciones de foros internacionales que respaldan nuestro legítimo reclamo, incluyendo el Comité de Descolonización de las Naciones Unidas, la OEA, el Mercosur, la Celac, la Comunidad Iberoamericana y la Unión Europea”, recordó Ravier a modo de antecedentes del histórico reclamo planteado por sucesivos gobiernos.
Y destacó además que “en estos días también recibimos el apoyo de diversos participantes del sector energético. Las mayores empresas del mundo en provisión de equipos y tecnología petrolera emitieron comunicados de distanciamiento respecto al proyecto Sea Lion para evitar quedar alcanzadas por las inhabilitaciones del decreto 868 de 2026”.
“El mundo sabe que la Argentina está cambiando y que se encamina a ser un actor de peso en el concierto de las Naciones, una realidad que se refleja en hechos inéditos como la reevaluación de la postura histórica de los Estados Unidos respecto a las Malvinas”, enfatizó el funcionario, interpretando declaraciones del presidente Donald Trump.
Ravier casi reiteró un textual de Javier Milei en la cadena nacional de la semana pasada señalando que “Malvinas no pertenece a un gobierno ni a un partido ni a una facción de la política. Malvinas es una causa nacional. Por eso, repetimos el llamado a toda la dirigencia política, económica y social y a todos los sectores de nuestra sociedad civil. Podemos discutir muchos temas, pero ante Malvinas, debemos mostrar un frente unido ante el mundo”.
Resulta insoslayable ligar en lo discursivo estas declaraciones, con la expresada voluntad de Milei de reelegir en 2027.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, reveló el monto total de los RIGIs que presentará la compañía durante su presentación en el X Foro PyMEs Italia-América Latina 2026.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anticipó que la suma de los proyectos que la petrolera bajo control estatal presentará en los próximos meses ante el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) superará los US$ 150.000 millones. Esas iniciativas estarán vinculadas en particular a las distintas etapas de la plataforma exportadora Argentina LNG, que se encamina a su decisión final de inversión (FID).
Durante su exposición en el X Foro PyMEs Italia-América Latina 2026, realizado en el Palacio Libertad de la Ciudad de Buenos Aires y organizado por ADIMRA junto al Instituto Ítalo-Latinoamericano (IILA), el ejecutivo confirmó además que el proyecto de exportación gasífera sumará un tercer barco para elevar la capacidad de producción a 18 millones de toneladas anuales (MTPA).
El foro abrió con las intervenciones del presidente de ADIMRA, Elio Del Re, junto a autoridades italianas como Giorgio Silli (IILA) y Aurelio Regina (Confindustria). Asimismo, la agenda congregó a mandatarios clave para las inversiones estratégicas, como los gobernadores Rolando Figueroa (Neuquén) y Alberto Weretilneck (Río Negro) en el panel de energía, además de Carlos Sadir (Jujuy), Marcelo Orrego (San Juan) y Raúl Jalil (Catamarca) en el bloque minero.
El impacto del RIGI y la meta de producción hacia 2031
«Con los proyectos que vamos a presentar en los próximos meses alcanzaremos US$ 154.100 millones ingresados al RIGI, lo que va a permitir superar toda la producción histórica de YPF desde 1922 hasta la fecha«, afirmó Marín al analizar el impacto del esquema regulatorio en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta.
De concretarse en esos términos, la petrolera estará duplicando los RIGI hasta hoy presentados, que suman US$ 76.000 millones. El primero, por US$ 25.000 millones, corresponde al megaproyecto LLL Oil destinado a la ventana de petróleo no convencional, cuyo desarrollo proyecta la perforación de más de 1.100 pozos para alcanzar un pico de producción exportadora de 240.000 barriles diarios.
La segunda solicitud se enfoca en el segmento del gas natural licuado por un monto de US$ 51.000 millones, dedicado a la construcción del tren de licuación terrestre y las obras de infraestructura de transporte asociadas para viabilizar las exportaciones a escala global.
«El RIGI fue fundamental; sin este marco no hay GNL ni desarrollo pleno del petróleo, porque compensa el costo argentino o logístico por escala», remarcó en una jornada en la que se analizaron las condiciones y oportunidades de un salto de escala para las pymes proveedoras en las cadenas de valor de los hidrocarburos y la minería, entre otros sectores dinámicos de la economía.
Respecto a la magnitud de los montos a ingresar en el régimen de incentivos y las metas de producción de largo plazo, el directivo vinculó la masa de inversión con la escala operativa de la compañía: «Hoy YPF opera 400.000 barriles diarios de petróleo, y hacia 2031 proyectamos alcanzar un volumen consolidado de 2 millones de barriles diarios equivalentes entre petróleo y GNL«, anticipó.
Tercer barco para el Argentina LNG
«Estoy seguro de que vamos a firmar muy prontamente el tercer barco«, aseveró Marín. Con esta incorporación, el proyecto busca escalar hacia una capacidad total de 18 MTPA, es decir 24 MTPA considerando el del consorcio Southern Energy, una cifra que «ubicaría a la Argentina como el sexto exportador global de GNL, muy cerca de potencias consolidadas como Malasia».
El cronograma operativo inmediato, explicó Marín, contempla el despliegue de las primeras unidades flotantes a través del vehículo SESA, que comenzará a exportar a fines del año que viene con una capacidad inicial de 2,4 MTPA, para luego sumar un segundo buque de 3,6 MTPA a fines de 2028. Este esquema garantizará un piso de US$ 2.500 millones anuales en exportaciones, aun en escenarios de precios internacionales bajos.
Al respecto, el presidente de la compañía valoró el consorcio actual: «La decisión de YPF de trabajar junto a ENI y ADNOC fue extraordinaria porque nos complementamos perfectamente: ellos aportan su know-how como expertos en floating LNG y nosotros en el desarrollo no convencional, trabajando a la par en las obras de infraestructura».
Marín resaltó un círculo virtuoso de inversión y desarrollo gracias a la competitividad del recurso de Vaca Muerta, la transformación macroeconómica y el trabajo con el sector privado y las provincias.
La solidez técnica de la propuesta reside en el aprovechamiento de la ventana de wet gas (gas húmedo), lo que permite duplicar los ingresos mediante la extracción de líquidos asociados. La iniciativa contempla enviar al exterior 50 MMm³/d de gas natural junto a 100.000 barriles diarios de condensados —a los que se sumarán otros 100.000 barriles en fases de expansión—, generando divisas por un rango de US$ 10.000 a US$ 12.000 millones anuales durante dos décadas.
Para sostener esta estructura, YPF encabezará un project finance por US$ 29.000 millones a desembolsar en cuatro años, calificado por JPMorgan como el más grande en la historia de Latinoamérica, con miras a rubricar en Buenos Aires la Decisión Final de Inversión (FID) antes de fin de año.
En el plano ejecutivo, la compañía ya cerró la asignación de los cinco bloques acordados con ENI y tiene todos los contratos rubricados, a la espera de una última licitación para la provisión de tuberías. Asimismo, concluyeron las recepciones de ofertas para las instalaciones de procesamiento, incluida la planta principal cotizada entre US$ 8.000 y US$ 10.000 millones, cuyo adjudicatario se conocerá en las próximas semanas.
Este despliegue dará paso en 2027 a una etapa de construcción masiva en la cuenca y en la costa, que incluirá el trazado del gasoducto de SESA, una tubería de 48 pulgadas de diámetro (1,22 metros) sin precedentes en el país, un poliducto dedicado, una planta de separación en Neuquén cuatro veces superior a la mayor existente y una terminal rionegrina de 125 hectáreas.
El gobierno suma estrategias para financiar obras en las rutas de Vaca Muerta. Foto: Matías Subat.
El gobierno de Neuquén firmó este martes un acuerdo con petroleras de Vaca Muerta para la prefinanciación de rutas estratégicas en la zona de Añelo y Rincón de los Sauces. Se trata de un esquema hasta ahora inédito por el cual las empresas aportarán financiamiento por unos 154,5 millones de dólares, ampliables hasta en un 15%, a través de adelantos de regalías y canon extraordinario de producción.
El acuerdo lo firmó en Buenos Aires el gobernador Rolando Figueroa con la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y concluye casi siete meses de negociaciones. Ahora deberá pasar a la Legislatura para su ratificación.
Las operadoras que participarán del esquema, aunque con diferentes compromisos de inversión, son YPF, Vista, Pan American Energy, Chevron, Pluspetrol, Shell, Total Austral, Pampa Energía, Tecpetrol, Phoenix, Harbour Energy, Continental Resources, y GeoPark. El listado incluye dos más que cuando se firmó el primer MOU (memorándum de entendimiento, por sus siglas en inglés) a principios de año.
Una de las novedades de esta herramienta es que, a diferencia del esquema del fideicomiso que se acordó para la construcción del bypass de Añelo, aquí las operadoras no serán las encargadas de licitar y ejecutar las obras, sino la Provincia. En una suerte de inversión de roles, el gobierno deberá presentarles a las firmas la certificación de los avances para que las petroleras paguen los montos correspondientes.
La Provincia también elaborará los proyectos ejecutivos para licitar las obras y el acuerdo establece que todas deberán ser «proyectadas, diseñadas y ejecutadas», en la medida que sea factible, considerando el uso potencial de bitrenes y otros vehículos de gran capacidad de carga a lo largo de sus trazas.
El gobierno justificó que los planes de crecimiento de la industria en la zona de Vaca Muerta «requieren de la ejecución de ciertas obras de infraestructura vial en el corto y mediano plazo», así como de otras complementarias, especialmente en materia de repavimentación de rutas provinciales.
Cómo es el esquema de financiamiento
Por el acuerdo, las empresas prefinanciarán una serie de obras priorizadas por el gobierno provincial por hasta 154,5 millones de dólares, que podrá ampliarse hasta en un 15% adicional una vez concluidas las licitaciones.
Los aportes serán imputables a los pagos que deban abonar las operadoras por el producido de los hidrocarburos provenientes de áreas de las cuales sean titulares o respecto de las cuales deban abonar regalías o canon extraordinario de producción.
El convenio detalla que las empresas podrán deducir los aportes de forma automática contra el pago periódico de las regalías y/o canon, pero que esas deducciones tendrán un límite conjunto equivalente al 20% del monto total que corresponda en el mes. Es decir, el 80% restante de las regalías y/o canon extraordinario mensual deberá ser abonado «íntegramente» a la Provincia.
El acuerdo para prefinanciar rutas en Vaca Muerta lo firmó el gobierno de Neuquén con la CEPH.
Lo firmado por el gobierno de Rolando Figueroa y la CEPH también deja abierta la posibilidad de que parte de las obras se financien con los peajes a los que puedan estar obligadas las empresas por el uso de la infraestructura vial provincial. Este aspecto resulta, por ahora, menos probable en el corto plazo porque el gobierno aún no avanzó con su instalación en ninguna traza.
En cuanto a los montos que aportará cada compañía, se fijaron en 13 porcentajes para el primer año del acuerdo marco. Según pudo saber este medio, los mayores números recaerán sobre YPF, en primer lugar, seguido por Vista. Entre ambas alcanzarían alrededor de la mitad del financiamiento.
El resto de las empresas aportarían porcentajes de entre el 8% y el 0,3%.
Tanto el mecanismo para definir la distribución de los aportes como el esquema de adelanto de regalías fueron los puntos más discutidos en la negociación.
El acuerdo con las petroleras implicará que el repago de las obras, es decir, la devolución por parte de la Provincia, se haría recién en 30 meses. Figueroa había anticipado en marzo, cunado anunció el entendimiento, que sería en el momento en que se espera el «incremental» de regalías por los proyectos de exportación.
Las rutas que se financiarán
Como había anticipado EN/CLAVE, las obras a ejecutar con este acuerdo son cuatro.
Una es la pavimentación de la Ruta 8, desde el empalme de Ruta 6 hasta el Camino de la Tortuga. La Provincia ya está ejecutando con fondos propios el tramo de la Ruta 6 desde Rincón de los Sauces hasta esa intersección con Ruta 8, en la zona de Crucero Catriel, por lo que, además de sumar asfalto nuevo, se rehabilitará el que actualmente se encuentra deteriorado.
Esto permitirá conectar Neuquén capital con Rincón de los Sauces por pavimento, sin necesidad de pasar por Añelo.
Por otro lado, el convenio incluye la pavimentación y repavimentación de la Ruta 51 (Mari Menuco), entre el empalme con la Ruta 8 y el empalme con la Ruta 17; la repavimentación de la Ruta 8, entre el empalme con la Ruta 51 y el empalme con la Ruta 7, incluida una nueva intersección en el empalme de las rutas 7 y 8; y la repavimentación de la Ruta 7, en el tramo comprendido entre el límite con la provincia de Río Negro y el empalme con la Ruta 8.
En simultáneo a estas obras priorizadas, la Provincia informó que se encuentra ejecutando o ha finalizado con fondos propios el bypass de Añelo -rutas provinciales 7 y 17; la repavimentación de la Ruta 5 (entre las rutas provinciales 6 y 7); la repavimentación de la Ruta 6 (entre los empalmes con la 5 y la 8); la pavimentación y duplicación de la ruta provincial 67; y proyecta la duplicación de calzada en las rutas provinciales 7 y 51.
El acuerdo irá a la Legislatura
El acuerdo firmado hoy será rubricado mediante una ley provincial que será debatida en la Legislatura provincial, según confirmaron fuentes a EconoJournal. El objetivo es poder darle al convenio un marco jurídico que para la industria funcionaría como un respaldo legal que garantice tanto la ejecución de las rutas, como también el repago de las obras.
«Fue algo que propusimos a la provincia ya que consideramos que todo tiene que salir bajo un orden jurídico», explicó en reserva una fuente de la industria.
Al respecto de las negociaciones, participantes de las compañías involucradas comentaron que el acuerdo se gestó considerando las necesidades planteadas por la Provincia de Neuquén: «Todo se consensuó internamente (entre las operadoras). De esta forma, se determinó qué porcentaje de participación tendría cada una de las empresas teniendo en cuenta su acreaje y producción actual y la estimada a futuro», detallaron.
En relación a las diferencias de este convenio con el que permitió construir el Bypass de Añelo, fuentes al tanto de las negociaciones indicaron que esta vez se decidió que sea la provincia la encargada de ejecutar las rutas. «La operadora se tiene que encargar de producir petróleo y gas, no rutas», resaltaron.
La provincia del Neuquén firmó un acuerdo con la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para la concreción de obras viales para la transitabilidad y el desarrollo de Vaca Muerta. La infraestructura será prefinanciada por las principales empresas operadoras.
El gobernador Rolando Figueroa suscribió el acuerdo marco en Buenos Aires con el presidente de la CEPH, Carlos Ormaechea, y los responsables de las compañías YPF; Pan American Energy; Chevron; Pluspetrol; Total Austral; Vista Oil & Gas; Pampa Energía; Wintershall; Shell; Phoenix Global Resources; GeoPark; Continental Resources y Tecpetrol.
Por el acuerdo, las empresas prefinanciarán una serie de obras priorizadas hasta 154,5 millones de dólares, que puede ser ampliable hasta en un 15 % adicional una vez concluidas las licitaciones, señaló el gobierno provincial.
Los aportes serán imputables a pagos que deban abonar por el producido de los hidrocarburos provenientes de áreas de las cuales sean titulares o respecto de las cuales deban abonar regalías, canon extraordinario de producción y/o peajes a los que puedan estar obligados por el uso de la infraestructura vial provincial. En simultáneo, la Provincia culminará con fondos propios o financiamiento de terceros, una serie de obras complementarias acordadas.
En el convenio, la Provincia se compromete a ejecutar tanto las obras priorizadas como las obras complementarias. Las empresas harán los aportes para prefinanciar los trabajos que forman parte del convenio y que implican cerca de 160 kilómetros de rutas.
La Provincia elaborará los proyectos ejecutivos necesarios para la posterior licitación de las obras. Todas las obras serán proyectadas, diseñadas y ejecutadas, en la medida que sea factible, considerando el uso potencial de bitrenes y demás vehículos de gran capacidad de carga a lo largo de sus trazas.
Tras la firma, Figueroa destacó que el acuerdo representa un “win-win” para la Provincia y las compañías, porque “se acelera la curva de concreción de las rutas que necesitamos en Neuquén” y también “las operadoras se benefician al poder transitar por rutas de asfalto”.
Explicó que “los recursos son de la provincia, porque es un anticipo de regalías y de futuros peajes” y remarcó que, de esta forma, se logra “volcar en obras” la monetización de los recursos que genera la actividad en Vaca Muerta. “El proceso de transformación de la provincia ya empezó”, señaló el gobernador.
Las empresas podrán deducir los aportes de forma automática contra el pago periódico de las regalías y/o canon extraordinario de producción que corresponda. Las deducciones tendrán un límite conjunto equivalente al 20 % del monto total de las regalías y/o canon extraordinario de producción correspondiente a cada período mensual. En consecuencia, el 80 % restante de las regalías y/o canon extraordinario de cada mes deberá ser abonado íntegramente a la Provincia.
“Hace mucho tiempo venía la infraestructura retrasada y la industria lo entendió”, dijo Figueroa y recordó que “atravesar Añelo le costaba a toda la industria 22 millones de dólares al año”. Destacó entonces que “todas las rutas de Vaca Muerta las paga la Provincia, pero con el financiamiento de las operadoras vía regalías anticipadas y peaje”.
“Todos esos kilómetros de ruta, que son alrededor de 160 contando repavimentación, nos van a permitir hacer un win-win con las empresas”, aseveró. “Tenemos que reactivar otros sectores de la economía y estoy seguro que lo vamos a lograr”, remarcó.
Los planes de crecimiento de la industria hidrocarburífera en la zona de Vaca Muerta requieren de la ejecución de ciertas obras de infraestructura vial en el corto y mediano plazo, así como la ejecución de otras obras viales complementarias especialmente en materia de repavimentación de rutas provinciales.
Obras priorizadas y complementarias
El detalle de las obras que prefinanciarán las empresas incluye la pavimentación de la ruta provincial N° 8, desde el empalme con la ruta provincial N° 6 hasta el “Camino de la Tortuga”; la pavimentación y repavimentación de la ruta provincial N° 51, entre los empalmes con la 8 y la provincial 17; la repavimentación de la ruta 8, entre los empalmes con la ruta N° 51 y la provincial N° 7, incluida una nueva intersección en el empalme de las rutas 7 y 8; y la repavimentación de la ruta 7, en el tramo comprendido entre el límite con la provincia de Río Negro y el empalme con la 8.
En simultáneo a estas obras priorizadas, la Provincia se encuentra ejecutando o ha finalizado con fondos propios el Bypass de Añelo – rutas provinciales N° 7 y 17; la repavimentación de la ruta provincial N°5 (entre las rutas provinciales 6 y 7); la repavimentación de la ruta provincial 6 (entre los empalmes con la 5 y la 8); la pavimentación y duplicación de la ruta provincial N°67 (entre los empalmes de la ruta nacional 22 y la provincial 51). Además, proyecta la duplicación de calzada en las rutas provinciales 7 y 51.
La Provincia y las empresas celebraron un Memorándum de Entendimiento el 10 de febrero de 2026 para sentar las bases de la negociación y los lineamientos para la potencial celebración de este acuerdo marco. El 29 de abril, la Provincia y las empresas suscribieron una adenda en la cual individualizaron cuáles son las obras de infraestructura prioritarias.
El encuentro realizado en San Miguel de Tucumán convocó a recuperar la planificación hídrica y energética. Sus conclusiones convergen con una agenda internacional que revaloriza la hidroelectricidad frente al cambio climático y los desafíos del desarrollo.
El XII Congreso Argentino de Presas y Aprovechamientos Multipropósito, realizado entre el 2 y el 5 de septiembre en San Miguel de Tucumán, destacó el papel estratégico de la hidroelectricidad en la transición energética y la necesidad de impulsar una planificación de largo plazo para la infraestructura hídrica.
Organizado por el Comité Argentino de Presas, el encuentro reunió a especialistas, profesionales, organismos, universidades y empresas. Durante cuatro jornadas se presentaron trabajos técnicos y científicos sobre planificación, construcción, rehabilitación y operación de obras hidráulicas, junto con cuestiones de seguridad, gestión del agua y sostenibilidad.
Los debates pusieron de relieve el aporte de la hidroelectricidad como fuente renovable y su capacidad para brindar potencia firme y flexibilidad a sistemas eléctricos con una participación creciente de energía solar y eólica.
Esta perspectiva converge con una agenda que gana espacio entre organismos internacionales. Un ejemplo es el enfoque sobre desarrollo hidroeléctrico presentado en 2026 por el Banco Mundial, que destaca la complementariedad de esta tecnología con otras fuentes renovables y su contribución a los sistemas energéticos del futuro.
Las conclusiones del encuentro quedaron plasmadas en la Declaración de Tucumán, aprobada al cierre del Congreso. El documento considera la regulación y el almacenamiento de agua una “prioridad estratégica ineludible” y plantea que Argentina y América Latina deben ampliar esa capacidad para garantizar el abastecimiento, reducir la vulnerabilidad ante sequías e inundaciones y “coprotagonizar la transición energética”.
La Declaración propone valorar los aprovechamientos multipropósito por el conjunto de sus beneficios: agua potable, riego, control de crecidas, generación renovable, almacenamiento energético y desarrollo territorial. También llama a “recuperar la capacidad de planificar y ejecutar”, incorporando desde el inicio criterios exigentes de seguridad, gestión del riesgo y sostenibilidad ambiental y social.
El documento advierte, además, que postergar decisiones puede significar energía renovable desaprovechada, mayor vulnerabilidad de los sistemas de generación y limitaciones para la producción.
Con una convocatoria a gobiernos, universidades, empresas, profesionales y sociedad civil, el Congreso planteó la necesidad de recuperar una agenda activa de aprovechamiento del agua: la infraestructura hídrica y energética necesaria para 2040 y 2050 debe comenzar a planificarse hoy.
MetroGAS y Fundación Bomberos de Argentina formalizaron un acuerdo para profundizar el trabajo conjunto, con el foco puesto en la capacitación y la preparación de las fuerzas de emergencia ante situaciones de crisis vinculadas al gas natural. El acuerdo consolida un trabajo que, desde 2023, ya capacitó a más de 800 integrantes de distintas asociaciones de la Ciudad y la provincia de Buenos Aires.
Las prácticas se desarrollan en un predio único en el país, que simula una ciudad diseñada para recrear escenarios de riesgo bajo condiciones estrictas de seguridad. El programa que lleva adelante MetroGAS contempla contenidos sobre la industria del gas, la identificación de combustibles y la lucha contra incendios, además de entrenamientos específicos sobre sistemas de evacuación de gases.
Las actividades combinan módulos teóricos con prácticas en escenarios simulados y, de este modo, los bomberos voluntarios que participan incorporan herramientas concretas para su actuación ante diferentes situaciones críticas.
El acuerdo fue firmado por el CEO de MetroGAS, Sebastián Mazzucchelli, y el presidente de Fundación Bomberos, Antonio Sette, en el Centro de Entrenamiento Técnico (CET) que la principal distribuidora de gas del país tiene en la localidad bonaerense de Llavallol, partido de Lomas de Zamora.
“La preparación y el entrenamiento son fundamentales para una respuesta más eficiente ante una emergencia. El trabajo articulado con quienes tienen la responsabilidad de intervenir en primera instancia nos permite la anticipación a situaciones críticas, el intercambio de conocimientos y la mejora en nuestra capacidad de respuesta”, señaló Mazzucchelli, tras la firma del convenio.
Por su parte, Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de MetroGAS, destacó el recorrido previo de la iniciativa: “La rúbrica de este acuerdo es la consolidación de un trabajo que, solo en los últimos tres años, alcanzó a más de 800 bomberos. El objetivo es la continuidad en el intercambio de saberes y herramientas con quienes tienen la responsabilidad de actuar frente a una emergencia, para que lo hagan de manera cada vez más segura y coordinada”.
A través de los ejercicios prácticos se entrenan técnicas de intervención ante escapes con y sin fuego y, para ello, se utilizan simuladores que reproducen situaciones complejas como fuego de trinchera, jet fire y escapes laterales.
“La capacitación es una herramienta fundamental de prevención. Esta formación a nuestro cuerpo de bomberos voluntarios se replica luego en la comunidad, las escuelas, los hogares, los comedores y los cuarteles. Con estas capacitaciones mejoran las condiciones para dar respuesta de manera rápida y segura, lo que significa un paso adelante para nuestra comunidad”, destacó Antonio Sette, presidente de Fundación Bomberos de Argentina, una organización sin fines de lucro que trabaja por las 1.100 Asociaciones de Bomberos Voluntarios y 29 Federaciones Provinciales.
La alianza entre MetroGAS con la entidad permitirá la continuidad de estas iniciativas y robustece una red de colaboración que combina el conocimiento técnico, el entrenamiento y la articulación institucional. De esta manera, el acuerdo marco entre ambas instituciones no constituye un punto de partida, sino la formalización de una trayectoria de trabajo.
Acerca de MetroGAS
Constituida en 1992, MetroGAS es líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano. Abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los siguientes partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
Ante el aumento de los reclamos de usuarios bonaerenses por fuertes subas en las facturas de electricidad, el Organismo de Control de la Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA) profundizó las auditorías comerciales sobre las distribuidoras y difundió una serie de recomendaciones para quienes detecten posibles errores de facturación.
La medida del organismo se da en medio de un nuevo incremento de hasta el 2,4% que habilitó el Gobierno bonaerense para septiembre y de la administración nacional para el Área Metropolitana.
La Gerencia de Control de Concesiones de OCEBA lleva adelante desde hace varias semanas controles en distintas zonas de la provincia donde se concentra la mayor cantidad de reclamos por incrementos en los montos de las facturas. La tarea apunta a determinar si los importes cobrados responden efectivamente al consumo registrado o si existen errores que deben ser corregidos.
En los últimos días, personal del organismo realizó controles en la Costa Atlántica y posteriormente se trasladó al municipio de Campana, donde se verificaron denuncias formales relacionadas con posibles inconsistencias en las facturas eléctricas.
Según explicó OCEBA, en cada caso se analiza el historial de consumo del usuario, se verifica su correspondencia con los registros de medición y se controla el comportamiento y el cumplimiento de las obligaciones por parte de las empresas distribuidoras.
Qué hacer si llega una factura de luz con un aumento excesivo
Frente a una factura cuyo monto resulte desmedido o no guarde relación con el consumo habitual, OCEBA estableció un procedimiento que los usuarios deben seguir antes de recurrir al organismo de control.
El primer paso es realizar el reclamo ante la distribuidora eléctrica correspondiente, de acuerdo con el área de concesión en la que se encuentre el domicilio. Si la empresa no resuelve el reclamo de manera satisfactoria, el usuario puede recurrir a OCEBA y presentar allí la denuncia. En ese caso, es importante conservar y dejar constancia de la respuesta que haya dado la distribuidora.
El organismo provincial remarcó que la intervención permite revisar la facturación y determinar si el importe reclamado fue calculado correctamente. Cuando se verifica que una factura fue emitida de manera incorrecta, OCEBA puede disponer las medidas necesarias para evitar el cobro de los montos que no correspondan y exigir a la distribuidora que realice las correcciones y refacturaciones necesarias.
Además, ante la detección de incumplimientos, el organismo puede aplicar las sanciones correspondientes a las empresas distribuidoras.
Reclamos online las 24 horas
Para facilitar el trámite, OCEBA cuenta con el Formulario Único de Reclamos (FUR), una herramienta disponible online las 24 horas para que los usuarios puedan realizar sus presentaciones.
El Ministerio de Economía suspendió temporalmente la desinversión obligatoria de YPF en Metrogas tras acordarse su venta a Edenor, mediante la Resolución 1469/2026, publicada este martes en el Boletín Oficial.
La medida desactiva las normas del ex ENARGAS que forzaban a la petrolera estatal a desprenderse de sus acciones de manera urgente. La decisión responde tanto a las modificaciones estructurales del mercado gasífero como a la reciente venta total de estas acciones a la distribuidora eléctrica Edenor por US$780 millones de dólares.
De esta manera, se frena una disputa regulatoria de una década. La controversia se remonta a 2012, cuando YPF adquirió el control indirecto de Metrogas a través de la compra de participaciones en Gas Argentino S.A. y Metroenergía S.A. Aunque dicha operación fue inicialmente avalada por el ente regulador y la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia, el escenario cambió en 2016.
En ese año, el ex ENARGAS emitió una nota ordenando a Metrogas presentar un plan de adecuación para ajustarse a las restricciones del artículo 34 de la Ley 24.076. Dicha normativa prohíbe que los productores de gas tengan una participación controlante en distribuidoras, con el fin de evitar “acuerdos preferenciales” que puedan encarecer el precio de las tarifas que se trasladan a los usuarios finales por medio del mecanismo de pass-through.
YPF recurrió administrativamente esta orden argumentando la irrazonabilidad de los plazos. Si bien la petrolera intentó avanzar en un proceso de venta a través del Citibank, la inestabilidad macroeconómica desatada en 2018 frustró la operación.
En la nueva resolución de la cartera económica se concluye que los motivos que dieron origen a la exigencia de desinversión obligatoria han devenido “abstractos e insustanciales”. De acuerdo con los considerandos de la medida, el mercado de gas natural en la Argentina se encuentra estructurado bajo el Plan Gas.Ar.
Este régimen regula los volúmenes, la asignación de compradores y los precios a través de subastas y concursos públicos controlados por la Secretaría de Energía, eliminando la posibilidad de negociaciones libres o de pactos preferenciales entre YPF y Metrogas.
El texto oficial detalló que el Plan Gas.Ar representa aproximadamente el 68% de la producción promedio nacional de gas entre enero de 2024 y marzo de 2026. Asimismo, expuso que en los informes técnicos oficiales se constató que durante los años 2024 y 2025 Metrogas no realizó compras a YPF fuera de este esquema regulado o de forma spot.
Economía remarcó además que una ejecución intempestiva de la orden de venta podría poner en riesgo la esencialidad, continuidad y universalidad del servicio público de distribución de gas, afectando directamente “el bienestar general y los derechos humanos fundamentales de la población”.
El argumento decisivo que convalidó la suspensión de los efectos de las viejas intimaciones es que YPF ya ha completado de manera exitosa el proceso de venta de sus activos, tras acordar con Edenor la transferencia de la totalidad de su participación.
La suspensión de la orden de desinversión obligatoria se mantendrá vigente hasta el 31 de diciembre de 2028, cuando finaliza el Plan Gas.Ar, o bien hasta que se perfeccione el procedimiento de desinversión privado en curso a favor de Edenor, adoptando como límite temporal “lo que ocurra primero”.
Veinte entidades vinculadas a la agroindustria, la producción y los biocombustibles solicitaron al Senado de la Nación el “urgente tratamiento” y la aprobación del nuevo Marco Regulatorio de Biocombustibles, que recibió despacho favorable la semana pasada en las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y de Presupuesto y Hacienda.
La carta dirigida a los senadores nacionales fue firmada por bolsas de cereales y comercio, cámaras empresarias, organizaciones de productores y representantes de las cadenas del maíz, la caña de azúcar y los biocombustibles. En ella, las entidades instaron a avanzar con el proyecto correspondiente al expediente S-809/26 y sus iniciativas relacionadas, destacando que “nos dirigimos a ustedes en representación de las instituciones y cámaras abajo firmantes con el propósito de instar el urgente tratamiento y la aprobación parlamentaria del dictamen favorable”.
Según las organizaciones, el texto aprobado en comisión constituye un proyecto legislativo clave para el desarrollo socioeconómico, energético, industrial y ambiental del país. Consideraron que representa un “avance significativo” al modernizar la normativa vigente e introducir modificaciones sustanciales.
Entre los principales puntos destacados, mencionaron el aumento progresivo de los porcentajes de mezcla obligatoria de biocombustibles. El dictamen unificó siete proyectos y propone que el corte de biodiésel se mantenga inicialmente en 7,5% para luego subir al 10% a los 12 meses de sancionada la ley. En el caso del bioetanol, la mezcla obligatoria pasaría del 12% actual al 15% en el mismo período.
Además, el proyecto contempla un esquema de transición para las pymes de biodiésel no integradas hasta finales de 2035 y fomenta la competencia entre empresas integradas y no integradas, abriendo así una porción creciente del mercado.
Las entidades también resaltaron el impacto ambiental y energético del nuevo régimen, señalando que “consolida el rol de los biocombustibles como una herramienta efectiva para la descarbonización del transporte, alineando al país con los estándares internacionales de mitigación del cambio climático y transición energética”.
En cuanto a la calidad de los combustibles, destacaron que la mayor integración de biocombustibles mejora el octanaje y las propiedades técnicas de las mezclas comercializadas en el mercado interno.
El proyecto además abre oportunidades para el desarrollo tecnológico y la innovación, con perspectivas de crecimiento a partir de un mercado libre que incluye autos flex, kits y estaciones de servicio de etanol, además de cortes provinciales mayores en bioetanol y biodiésel y una previsibilidad de inversiones a 15 años. También se mencionan nuevos productos como el SAF y el biocombustible marítimo.
En términos económicos, las organizaciones indicaron que el régimen promueve un mercado competitivo que protege el bolsillo del consumidor, fomenta la inversión, genera empleo federal y agrega valor en origen.
Finalmente, las entidades firmantes solicitaron al Senado que otorgue pronto tratamiento en el recinto para la sanción definitiva del dictamen.
El Gobierno anunció este lunes que presentará una denuncia penal contra cinco empresas vinculadas con la exploración y explotación de hidrocarburos en las Islas Malvinas. La presentación estará a cargo del canciller, Pablo Quirno, con el patrocinio letrado del procurador del Tesoro de la Nación, Sebastián Amerio.
La presentación judicial alcanzará a las compañías Navitas Petroleum Development & Production Ltd., Navitas Petroleum Atlantic United, Navitas Petroleum LP, JHI Associates Inc. y Eco (Atlantic) Oil & Gas Ltd, según un comunicado dado a conocer por la Oficina del Presidente.
El Ejecutivo señaló que Navitas Petroleum Development & Production, Navitas Petroleum Atlantic United y JHI Associates cuentan presuntamente con licencias otorgadas por el Reino Unido para la exploración y/o explotación de hidrocarburos en la Cuenca Malvinas Norte. Para la
La denuncia alcanza a los accionistas Navitas Petroleum LP y Eco (Atlantic) Oil & Gas Ltd y se dirige, además, contra los directores, gerentes, síndicos, miembros de consejos de vigilancia, administradores, mandatarios, representantes o autorizados que hubieran intervenido en los hechos investigados.
“La presentación de esta denuncia constituye una acción concreta para proteger los recursos naturales y velar por la soberanía de la República Argentina sobre las islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur y los espacios marítimos e insulares correspondientes”, señaló la Oficina del Presidente.
El gobierno nacional indicó que continuará con las investigaciones y las acciones que considere necesarias ante actos que, según su posición, vulneren los derechos soberanos de la Argentina.
En paralelo, Javier Milei firmó una instrucción presidencial dirigida al ministro de Economía, Luis Caputo, para que se priorice, durante la elaboración del proyecto de Presupuesto Nacional 2027, el desarrollo de la Base Naval Integrada y de otros proyectos estratégicos destinados a la seguridad nacional y la protección de los intereses soberanos.
El proyecto de Presupuesto 2027 deberá ser remitido al Congreso el próximo 15 de septiembre.
El jueves pasado, Milei anunció por cadena nacional una serie de medidas para reforzar el reclamo de soberanía de la Argentina sobre las Islas Malvinas y frenar el proyecto de explotación petrolífera offshore de Sea Lion.
Entre las iniciativas, confirmó la construcción de una Base Naval Integrada en Tierra del Fuego, el envío al Congreso de un Proyecto de Ley de Defensa de la Soberanía Nacional y el endurecimiento de las sanciones a empresas extranjeras que operan sin autorización argentina en el archipiélago.
El impuesto a los combustibles se convirtió en el tributo que más creció en términos reales durante la gestión de Javier Milei, pero ese incremento no tuvo como correlato una recuperación de la inversión vial.
Según un informe del Instituto Argentina Grande (IAG), la carga impositiva sobre las naftas aumentó 240% real desde noviembre de 2023, mientras que la Dirección Nacional de Vialidad (DNV) ejecutó apenas el 32,7% de los recursos recaudados por el gravamen con asignación específica para ese destino.
El contraste adquiere mayor dimensión cuando se observa la evolución nominal. Desde el comienzo de la actual gestión, el impuesto a los combustibles líquidos (ICL) aumentó 1.387%, frente a una inflación acumulada de 329%. Descontado el efecto de los precios, la presión tributaria sobre la nafta más que se triplicó.
El resultado también modificó el peso del impuesto dentro del precio final. En noviembre de 2023, los tributos representaban el 8,9% del valor de la nafta. En agosto de 2026 llegaron al 20,1%. Sobre un litro de nafta súper de $2.045 en la Ciudad de Buenos Aires, $411 corresponden a impuestos.
La contracara aparece en el precio real del combustible. A valores constantes de agosto de 2026, el litro de nafta costaba $1.333 en noviembre de 2023 y contenía apenas $120 correspondientes al impuesto. Desde entonces, el precio real del combustible aumentó 53,4%, con una incidencia significativa del incremento del componente tributario.
El incremento impositivo aumentó el aporte de las naftas a las cuentas públicas. De hecho, el impuesto a los combustibles es el tributo cuya recaudación real más creció en comparación con el año 2023, acumulando una suba del 91% en términos reales en el período de enero a agosto.
Solo los Derechos de Exportación acompañaron este crecimiento (+3,9%), favorecidos por la baja base que dejó la sequía histórica del 2023. En contraste, otros tributos clave como la recaudación de la seguridad social sufrieron caídas notorias a raíz de la pérdida de puestos de trabajo registrado.
Sin embargo, el informe advierte una profunda contradicción en el uso de estos recursos específicos. Pese a que el presidente Javier Milei sostuvo de manera pública que “una ruta en buen estado salva tantas vidas como un auto seguro”, las inversiones reales van en sentido opuesto.
Entre enero y agosto de 2026, los ingresos reales por el impuesto de asignación específica destinado a vialidad aumentaron un 91,2% real frente a 2023. En simultáneo, el gasto real devengado por la Dirección Nacional de Vialidad (DNV) sufrió un recorte del 82,3% en comparación con igual período de 2023.
En términos agregados, de todos los fondos recaudados por el impuesto que corresponden a Vialidad, la DNV ejecutó tan solo el 32,7%. En la práctica, el gasto de Vialidad por todo concepto, incluyendo recursos de créditos externos y transferencias del Tesoro Nacional, terminó siendo incluso inferior a la suma teórica que le correspondía por asignación específica del impuesto a los combustibles.
En paralelo, el consumo de nafta en los primeros siete meses de 2026 acumuló una caída del 5,26% en comparación con el mismo período de 2023, lo que equivale a una pérdida neta de 314 millones de litros de combustible volcados al mercado local. En relación al año pasado, el descenso en las ventas alcanza el 1,84%, según el reporte basado en estadísticas de la Secretaría de Energía.
La baja de ventas afectó a todas las provincias del país aunque la caída no es homogénea. Mientras que las provincias menos afectadas fueron Buenos Aires y Neuquén, el impacto más severo se localizó en las zonas de frontera. Misiones encabeza el retroceso con un derrumbe del 32,48% en el consumo, seguida por Formosa con una baja del 26,26%.
El informe del IAG explica que este fuerte retroceso en los distritos limítrofes responde a que el precio local de la nafta aumentó por encima del valor que tiene en los países vecinos, anulando la conveniencia que solía atraer la demanda fronteriza y provocando un desplome de las ventas de estos combustibles.
El consorcio integrado por YPF, Eni y XRG (ADNOC) lanzó la licitación para adquirir las tuberías de dos gasoductos de 48 pulgadas y un poliducto de 24 pulgadas, parte del megaproyecto Argentina LNG. La compulsa, valuada en alrededor de USD 2.000 millones, marca un hito clave hacia la decisión final de inversión (FID) del proyecto de exportación de gas de Vaca Muerta.
En Houston, durante el encuentro Shale in Argentina, Horacio Marín confirmó el lanzamiento de la licitación, interpretada en la industria como un paso irreversible por la magnitud de la inversión en caños.
La iniciativa contempla la participación de fabricantes locales e internacionales. En Argentina estará Tenaris, mientras que a nivel global se esperan ofertas de Welspun (India), Vallourec (Francia), JFE Steel (Japón), US Steel (EE.UU.), además de compañías chinas y surcoreanas.
El pliego circula desde hace diez días y la primera etapa incluye consultas técnicas de los oferentes. Las ofertas económicas se presentarán a mediados o fines de octubre, con adjudicación prevista para noviembre o principios de diciembre.
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El proyecto Argentina LNG demandará una inversión total de USD 14.000 millones, estructurada mediante un project finance sin antecedentes en la región. Bancos internacionales como JPMorgan y Santander trabajan en el cierre financiero, que sería el mayor de la historia de América Latina.
La magnitud del financiamiento se explica por el contexto internacional: la crisis en Irán afectó las exportaciones de GNL de Qatar y obligó a compradores europeos a buscar alternativas. En paralelo, el alineamiento del gobierno argentino con la administración de Donald Trump es visto como un paraguas geopolítico favorable para atraer capital.
De concretarse, Argentina LNG se convertirá en el primer proyecto de exportación de GNL a gran escala en el país, abriendo una nueva etapa para el gas de Vaca Muerta y posicionando a Argentina como proveedor estratégico en el mercado global.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, firmó en Buenos Aires un acuerdo histórico con las principales operadoras de Vaca Muerta para financiar más de 1000 kilómetros de rutas y un plan integral de agua mediante el anticipo de regalías provinciales. La iniciativa busca mejorar la logística hidrocarburífera y garantizar infraestructura hídrica clave para el desarrollo productivo de la provincia.
El entendimiento fue alcanzado con las compañías nucleadas en la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), entre ellas YPF, Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Shell, Total, Vista, Pluspetrol, Tecpetrol, Phoenix Global Resources, Harbour Energy, Wintershall Dea, Geopark y Continental Resources.
Según Figueroa, el mecanismo constituye un “win-win”: los fondos provienen de regalías anticipadas y se vuelcan en obras que benefician tanto a la provincia como a las operadoras, que podrán transitar por rutas asfaltadas en el corazón de Vaca Muerta.
Las primeras obras incluyen la pavimentación y repavimentación de la ruta provincial 8, trabajos complementarios en la ruta 6 en Rincón de los Sauces, mejoras en la ruta 51 entre las rutas 8 y 17, repavimentación de la ruta 8 entre las rutas 51 y 7, y obras sobre la ruta 7 desde el límite con Río Negro hasta el empalme con la ruta 8.
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El acuerdo también contempla un capítulo central vinculado al agua. Neuquén ejecuta actualmente una inversión cercana a USD 200 millones en gestión hídrica y un plan de agua potable por USD 42 millones para Neuquén capital, Plottier, Centenario y Vista Alegre, que incluye nuevas plantas de tratamiento.
Figueroa vinculó la política hídrica con la expansión agroindustrial, mencionando el Corredor del Viento para ampliar la superficie bajo riego y las obras de pretratamiento de líquidos en Plaza Huincul y Zapala. “Tenemos que ser un Neuquén productor, productor de calidad”, afirmó.
El mandatario destacó además el interés internacional detectado en su reciente gira por Washington y Houston, donde inversores se mostraron sorprendidos por la planificación provincial. “Estamos construyendo el Neuquén del mañana”, aseguró, diferenciando su modelo de desarrollo de experiencias donde el oil & gas no dejó infraestructura ni beneficios sociales.
Con este acuerdo, Neuquén apuesta a un esquema de largo plazo que integra rutas, agua, vivienda, gas e infraestructura urbana, consolidando la sustentabilidad social y productiva de la provincia.
Podio eólico de junio 2026, según el Informe de Generación Renovable Variable de Cammesa.
Es habitual escuchar que la Patagonia tiene «los mejores vientos del mundo». Si bien desde lo técnico no es una expresión tan acertada, la productividad en generación eólica que brindan parques chubutenses, entre otros, es muy alta: el último año, la administradora mayorista del mercado eléctrico, Cammesa, puso en un podio a un complejo del sur de esa provincia por tener un rendimiento de hasta un 80 por ciento. La causa tiende a ser tecnológica, propia de los aerogeneradores, pero también topográfica y específica de la calidad, densidad y persistencia del viento.
Roberto Jones es Licenciado en Geografía, profesor universitario de Climatología y durante años fue parte del Centro Regional de Energía Eólica de la Provincia de Chubut: «Desde una perspectiva técnica nunca nos gustó que se dijera que los patagónicos son los mejores vientos del mundo. Hay algo de marketing en todo esto. Pero sí son vientos excelentes”, afirmó a EconoJournal.
Existe una combinación específica de variables, que no es la misma en todos los sitios de la Patagonia. En el sur de Chubut, Jones describe «una combinación de calidad de viento, densidad y persistencia y una topografía muy adecuada, una pampa sin obstáculos, muy buena para producir energía eólica. A partir de agosto y hasta marzo los vientos del oeste son muy buenos, luego bajan un poco en invierno. La calidad de las máquinas también cuenta. Es una sumatoria de condiciones ideales”.
Últimos podios ventosos
En sus podios, Cammesa calcula el factor de carga sobre la energía posible a generar, es decir, la energía que el parque efectivamente generó más la que se dejó de generar por restricciones de red: en diciembre de 2025, Manantiales Behr, de YPF Luz, registró así un factor de carga de 80,2%. Pero no fue un mes aislado: en los últimos cinco informes, el podio eólico del país quedó siempre en manos de parques patagónicos, con nombres que rotaron. Manantiales Behr, Kosten, Garayalde, Bicentenario y Loma Blanca I, II y III.
Estos últimos, en el norte de la provincia de Chubut, propiedad de Goldwind, tienen los últimos podios de factores de carga a junio 2026. “Ahí el viento es otro, menos intenso, pero más persistente y constante. Eso favorece el factor de carga, porque hay un viento constante más horas en el día y más días en el año; aunque sea menor la velocidad, el porcentaje de horas en el año en que la máquina es capaz de generar a plena cargase cumple”, aclara Jones.
Para tomar dimensión de lo alto que están estos podios patagónicos: el factor de carga eólico promedio mundial a 2024 rondó el 35%, según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).
Parque eólico Loma Blanca III, en Chubut, hizo podio con un factor de carga de 67,8% en junio 2026, según Cammesa. Foto: web Goldwind.
Vientos del oeste
Detrás de esa persistencia hay una explicación de escala global. Jones dice que la región está bajo la influencia de los vientos del oeste que se originan en el Pacífico, con un núcleo cercano a la Isla de Pascua: el carácter marcadamente oceánico del hemisferio sur sostiene esa dirección de viento de forma muy estable.
Y está la estacionalidad: los vientos pierden algo de intensidad en el invierno austral y la recuperan en verano, a medida que los cinturones de alta y baja presión se desplazan con las estaciones. “Si se mira el promedio anual, los vientos patagónicos son mucho más marcados en una época del año y más tranquilos en otra. Tiene que ver con la circulación global del viento”, precisa Jones.
De ahí que los factores de carga difieran de una estación a otra y que parques eólicos con podios muy altos luego exhiban promedios de indicadores más moderados.
Jones es cauto respecto a cuánto se sabe realmente sobre por qué esta zona muestra tan altos factores de capacidad. «No conozco estudios al respecto», dice sobre el fenómeno de los factores de carga elevados: lo describe como algo observado, casi anecdótico, sin una investigación sistemática detrás, «es una linda perspectiva para investigar».
Y agrega: “Muchas veces se dicen cosas que no son; es cierto que Patagonia tiene muy buenos vientos, pero si ves los de Costa Rica, donde hay presencia de vientos alisios con comportamiento monzónico, que rotan su dirección en unos 180 grados entre una estación y la otra con muy buenas velocidades, ahí las máquinas trabajan todo el tiempo e incluso tienen sobrecalentamiento, porque no paran. Esos sí son los mejores vientos del mundo”.
Sobre la producción de energía con el recurso eólico patagónico, Jones destaca la interrupción en capacidad de transporte: “El incremento en potencia instalado en la provincia de Chubut se ha detenido por la estrangulación a partir de Puerto Madryn, donde la capacidad de transporte quedó colmada en 2022 o 2023”.
El megaproyecto Vaca Muerta Sur (VMOS), que construyen ocho de las principales petroleras del país, avanza hacia su tramo final y prepara su primera emisión de deuda en el mercado local. La compañía proyecta colocar una Obligación Negociable (ON) por USD 150 millones, ampliable hasta USD 200 millones, como parte de la estructura financiera de una obra valuada en USD 3.300 millones.
La iniciativa conectará la formación neuquina con una nueva terminal de exportación sobre el Golfo San Matías, en Río Negro, y ya alcanzó un avance físico del 80% y económico del 68%. El oleoducto de casi 600 kilómetros permitirá multiplicar la capacidad de exportación de crudo argentino.
Según la presentación a inversores, el bono tendrá un plazo de 4 años, amortización íntegra al vencimiento y pagos de intereses semestrales. Estará denominado en dólares MEP, con tasa fija a definir en la licitación, y cuenta con calificación AAA de FIX. El monto mínimo de suscripción será de USD 100. La empresa realizará un roadshow la próxima semana.
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La colocación local es sólo una parte de la estructura financiera. VMOS prevé cubrir aproximadamente USD 2.000 millones con deuda internacional, USD 1.000 millones mediante aportes de accionistas y otros USD 300 millones con deuda local o préstamos bancarios. A agosto, ya se habían desembolsado USD 1.628 millones de la línea internacional y los accionistas habían aportado USD 698 millones.
Del costo total, alrededor de USD 2.977 millones corresponden directamente a inversiones de capital: USD 1.510 millones para el oleoducto y USD 1.466 millones para las terminales. El resto se destinará al pago de intereses durante la construcción, impuestos y una reserva de caja.
VMOS está integrado por YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Chevron, Shell y Tecpetrol. Se espera que el proyecto inicie operaciones en el primer semestre de 2027 con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, que escalará a 390.000 b/d y luego a 550.000 b/d hacia fines de 2027.
La presentación revela además que la sociedad ya contempla una ampliación posterior que llevaría la capacidad hasta 700.000 b/d en 2029, consolidando a la Argentina como exportador relevante de crudo.
Con esta emisión, VMOS busca diversificar sus fuentes de financiamiento y sumar al mercado local a un proyecto que redefine la infraestructura energética del país.
El gobernador neuquino, Rolando Figueroa, cerró su gira por Washington y Houston con compromisos de financiamiento internacional y el anuncio de una segunda ronda de licitaciones de áreas hidrocarburíferas. La visita posicionó a Neuquén como uno de los polos más atractivos para la inversión shale en Argentina.
En sus encuentros, Figueroa presentó el Plan Exploratorio Neuquén y subrayó el potencial de Vaca Muerta como motor de desarrollo energético y social. Se reunió con organismos multilaterales como el Banco Mundial y el BID, que manifestaron interés en financiar infraestructura vial y urbana vinculada al crecimiento hidrocarburífero.
También mantuvo reuniones con Continental Resources, encabezada por Harold Hamm, y con autoridades del Departamento de Estado de EE.UU., quienes analizaron oportunidades de inversión en la Cuenca Neuquina. La presencia de YPF y de la Secretaría de Energía y Minería reforzó la institucionalidad del proyecto.
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El mandatario destacó que el modelo neuquino busca monetizar el subsuelo con parámetros objetivos y volcar los ingresos en obras de infraestructura. “Estamos construyendo el Neuquén del mañana, con rutas, agua, vivienda y servicios que acompañen el desarrollo energético”, afirmó.
La segunda ronda de licitaciones de áreas hidrocarburíferas se lanzará en las próximas semanas, ampliando la participación de empresas internacionales y consolidando la provincia como destino de inversión.
La estrategia provincial apunta a integrar producción de petróleo y gas con infraestructura social, evitando el modelo extractivo sin beneficios duraderos. “No queremos que cuando termine el oil & gas quede tierra arrasada; queremos un Neuquén sustentable”, remarcó Figueroa.
Con esta gira, Neuquén se posiciona en el radar de inversores globales y busca asegurar financiamiento para proyectos de largo plazo que conecten energía, infraestructura y desarrollo social.
La minería argentina enfrenta el desafío de garantizar disponibilidad y continuidad operativa en entornos extremos, con faenas ubicadas a más de 4.000 metros de altura y sometidas a temperaturas severas. En ese contexto, YPF presentó Diesel 10 Minero, un combustible especialmente diseñado para responder a las exigencias de la actividad.
El producto posee ultra bajo contenido de azufre, no contiene biocomponentes y fue formulado para asegurar desempeño confiable en condiciones de alta montaña. Su lanzamiento responde a una necesidad concreta de la industria: contar con combustibles adaptados a operaciones donde la productividad depende de la continuidad energética.
La estrategia de YPF no se limita al combustible. Con una participación superior al 90% en el mercado minero, la compañía consolida una propuesta integral que combina logística especializada, productos energéticos, asistencia técnica y soluciones de infraestructura.
Un componente clave es la nueva base logística en San Antonio de los Cobres, inaugurada en septiembre. Ubicada a 4.000 msnm, incluye una estación modular, una planta de suministro y un patio logístico para equipos e insumos. Este complejo fortalece la capacidad de abastecimiento en la Puna salteña y aporta eficiencia a los proyectos mineros de la región.
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La propuesta se complementa con YPF Luz, que aporta contratos de abastecimiento eléctrico, generación on-site y desarrollo de líneas de alta tensión. Con una capacidad instalada de 3,8 GW en ocho provincias, la empresa ofrece energía confiable y adaptada a las necesidades de cada operación minera.
Por su parte, YPF Gas integra suministro de GLP, infraestructura y soporte técnico especializado, con presencia operativa en General Güemes. Su experiencia en proyectos de gran escala permite acompañar a la industria con esquemas energéticos diseñados para garantizar continuidad y seguridad en entornos remotos.
El paquete de soluciones se completa con el Servicio Técnico YPF, que aporta lubricantes, refrigerantes, urea automotriz y herramientas de mantenimiento predictivo. A través de sistemas como AUCTOR, la compañía ayuda a anticipar fallas, optimizar intervalos de mantenimiento y reducir costos operativos.
La visión de YPF es clara: posicionarse como socio estratégico de la minería argentina, integrando combustibles, logística, electricidad, gas y asistencia técnica bajo una misma propuesta de valor.
La provincia de Mendoza dio un paso clave en el desarrollo de Vaca Muerta con el proyecto piloto de la UTE Quintana Energy–TSB en el área Cañadón Amarillo. La inversión comprometida asciende a USD 44 millones y ya se completó una campaña de sísmica 3D sobre 202,5 km², la primera realizada en el territorio desde 2017.
El gobernador Alfredo Cornejo, acompañado por los ministros Jimena Latorre y Natalio Mema, recibió a representantes de la UTE junto con más de treinta firmas del Clúster de Proveedores para la Minería y la Energía de Cuyo (CProMEC). El encuentro permitió que empresas locales conocieran de primera mano las próximas etapas del proyecto y los bienes y servicios que demandará la operación.
Según la operadora, los resultados de la sísmica habilitan la perforación de dos pozos piloto, que podrían concretarse en los próximos meses, adelantando el cronograma inicial. La estrategia busca incorporar proveedores mendocinos desde las primeras instancias, generando un entramado productivo capaz de integrarse a la cadena de valor no convencional.
Las áreas fueron adjudicadas en el marco del Proyecto Andes de YPF, y el Gobierno de Mendoza prorrogó por diez años tres de las seis concesiones involucradas. El paquete de compromisos incluye además un proyecto de almacenamiento subterráneo de gas en El Portón y la continuidad de la explotación convencional.
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Durante su intervención, Cornejo destacó que la provincia tomó decisiones orientadas a reconfigurar la actividad hidrocarburífera convencional y generar condiciones para avanzar en el desarrollo no convencional. “Estamos haciendo una gran apuesta. Hemos ampliado los plazos de las concesiones y tomado decisiones cuyos resultados quizás no se vean durante mi gobierno, pero sí en el crecimiento de estas empresas y en el desarrollo de Mendoza”, afirmó.
El empresario Claudio Urcera, presidente de TSB SA, asumió el compromiso de facilitar la vinculación entre proveedores mendocinos y el entramado neuquino. “Nos comprometimos a trabajar con empresas mendocinas y darles prioridad. También queremos contribuir a abrir el mercado neuquino para que exista una relación más sencilla, fluida y posible entre los proveedores de ambas provincias”, señaló.
Por su parte, el vicepresidente de CProMEC, Julio Totero, subrayó que las empresas locales buscan acceder a las contrataciones a partir de su competitividad, experiencia y calidad, sin recurrir a mecanismos obligatorios de compre local.
Con esta iniciativa, Mendoza se posiciona como un nuevo actor en el desarrollo de Vaca Muerta, integrando inversión, exploración y proveedores locales en una estrategia de largo plazo.
El despliegue de los ductos plásticos reforzados permite tendidos de hasta 3.000 metros diarios sin soldaduras ni maquinaria pesada.
El desarrollo de la infraestructura no convencional en Vaca Muerta comenzó a incorporar alternativas de ingeniería local para optimizar los tiempos de montaje y reducir los costos de mantenimiento por degradación del material. En ese escenario, la compañía neuquina Zoxi desplegó una línea de producción de cañerías flexibles —reinforced enrollables, según la descripción que realizan en la empresa— que compiten en aplicaciones clave con el acero tradicional, un segmento en el que hoy se posiciona como el único fabricante nacional y sudamericano con esta oferta tecnológica.
Con 25 años de trayectoria en el sector, Zoxi inició su actividad enfocada en el desarrollo de soluciones anticorrosivas para la industria del petróleo y del gas. Tras sumar certificación ISO 9001 en el 2000 y habilitar plantas operativas en la Patagonia, la firma concretó en 2018 el montaje de una unidad industrial específica en la localidad pampeana de 25 de Mayo dedicada a la extrusión de termoplásticos de alta resistencia, cuyas primeras unidades salieron al mercado en 2020.
El producto, denominado Z-FleX, consiste en una cañería de polietileno modificado que incorpora un refuerzo estructural de fibra de aramida (Kevlar). Esta combinación otorga al ducto una resistencia mecánica equivalente a la del metal pero elimina por completo los efectos del óxido y los agentes corrosivos presentes en los fluidos de producción, un problema histórico que genera millonarias erogaciones anuales en reparación y recambio de tuberías.
En términos operativos, los tubos flexibles se producen en diámetros de 2, 3, 4 y 6 pulgadas, soportan presiones operativas de hasta 4.000 PSI y toleran temperaturas de trabajo de hasta 130°C. Asimismo, presentan una vida útil estimada en 25 años y cuentan con la acreditación bajo la norma API-15S emitida por el American Petroleum Institute, la especificación técnica internacional que regula la utilización de tuberías plásticas reforzadas en la industria petrolera.
El reemplazo del acero en ductos de petróleo , gas y fluidos
Una de las principales ventajas operativas radica en el proceso de logística e instalación en campo. Al ser despachados en bobinas y carreteles de gran longitud, los conductos permiten realizar tendidos de hasta 3.000 metros diarios, reduciendo la necesidad de uniones soldadas, el uso de maquinaria pesada y el número de horas hombre en locación, factores que aceleran la puesta en marcha de los bloques productivos en la formación Vaca Muerta.
Para sostener el estándar del proceso de fabricación, la firma trabaja con insumos provistos por compañías globales como Dow y DuPont, y dispone en la Patagonia del laboratorio propio Z-TEC, dedicado al ensayo e investigación de polímeros. La planta de 25 de Mayo demandó desembolsos de capital por cerca de US$ 30 millones y funciona de manera continua en esquemas de 24 horas durante seis días a la semana.
La demanda de esta tecnología responde a la necesidad del sector de acompañar el incremento proyectado en los volúmenes de extracción de crudo y gas natural. En un contexto en el que estimaciones sectoriales señalan que las inversiones en obras de transporte ascenderán a entre US$ 15.000 y US$ 20.000 millones, la ampliación de los tendidos secundarios de recolección en boca de pozo permite evitar cuellos de botella.
Un camión de Zoxi traslada e instala carreteles de la cañería flexible Z-FleX en un yacimiento de la cuenca neuquina.
La nómina de clientes de la proveedora patagónica abarca a operadoras y empresas de servicios que actúan en los yacimientos locales, entre las que figuran YPF, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Pluspetrol, Vista Energy, TotalEnergies, Phoenix Global Resources, PECOM, PETSA y Oldelval. Apoyada en este nivel de actividad, la empresa opera con una plantilla inferior a los 200 empleados, prevé una facturación cercana a los US$ 70 millones para los próximos doce meses y proyecta un margen de rentabilidad operativa (EBITDA) en torno al 30%.
En forma paralela a la actividad en hidrocarburos, la compañía prevé utilizar la capacidad técnica de coextrusión desarrollada para sus cañerías con el objetivo de responder a la demanda de proyectos en la industria minera. Los requerimientos de transporte de fluidos severos en yacimientos de cobre y litio constituyen un mercado de diversificación para los tubos termoplásticos, en el marco del proceso de reactivación que atraviesan los proyectos metalíferos en las provincias cordilleranas.
Las principales compañías internacionales de servicios petroleros que operan en la Argentina confirmaron que no participan en el proyecto Sea Lion en torno a las Islas Malvinas. Tras la postura inicial de SLB, ahora se sumaron Halliburton, Baker Hughes y DLS Archer, que descartaron de manera explícita cualquier tipo de vínculo contractual o técnico con las operaciones offshore en la cuenca Malvinas Norte.
El alineamiento responde al endurecimiento normativo dispuesto por el Poder Ejecutivo mediante el Decreto 868/2026, que agilizó la aplicación de las sanciones previstas en la Ley 26.659. La medida establece un trámite sumario de solo 10 días hábiles para resolver inhabilitaciones de 5 a 20 años, la caducidad de concesiones y la obligación de presentar una declaración jurada de cumplimiento soberano para obtener permisos de la Ley de Hidrocarburos.
De la misma manera, el decreto condiciona el acceso a los beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios del RIGI, alcance que abarca tanto a los titulares de los proyectos como a toda su cadena societaria. El objetivo oficial es bloquear el desarrollo petrolero en las Islas Malvinas y comprometer a las multinacionales que operan en Vaca Muerta para dejar sin proveedores al offshore en el Atlántico Sur.
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Las multinacionales de servicios petroleros SLB, Halliburton y Baker Hughes conforman el Big Three global de la industria, dominando la provisión de tecnología de ingeniería, fractura hidráulica y perforación dirigida. Por su parte, DLS Archer se posiciona como contratista de perforación y completación en el mercado local e internacional.
Halliburton Argentina formalizó una declaración en la que ratificó que “respeta la soberanía de la República Argentina” y reafirmó su “compromiso con el desarrollo responsable del sector energético del país”. Baker Hughes y DLS Archer enviaron presentaciones similares, aclarando que “no participan ni tienen previsto participar en procesos de licitación para proyectos hidrocarburíferos en las Islas Malvinas” y que sus actividades locales se ajustan estrictamente al marco legal vigente.
Con la salida de los principales jugadores globales de equipos, perforación y tecnología de pozos, el desarrollo hidrocarburífero impulsado por las británicas Rockhopper Exploration y la israelí Navitas Petroleum enfrenta una barrera crítica de logística y proveedores calificados.
El presidente Javier Milei anunció que incrementará la presión sobre las petroleras extranjeras que pretendan iniciar la explotación en las Islas Malvinas. La reacción oficial pone el foco en el proyecto Sea Lion, ubicado a 220 kilómetros al norte del archipiélago, y traslada a la Cancillería el rol de autoridad de aplicación de la Ley 26.659.
El acuerdo estratégico alcanzado entre Estados Unidos e Irán provocó un desplome inmediato en el precio internacional del petróleo. La sobreoferta generada y el reordenamiento de los mercados internacionales abrieron el debate sobre si esta baja se trasladará a los combustibles en las estaciones de servicio argentinas.
La raíz del movimiento está en la diplomacia internacional: la reactivación de los canales comerciales entre Washington y Teherán alivió tensiones en una de las zonas de mayor producción de hidrocarburos del planeta. Como respuesta, los mercados globales reaccionaron con un marcado abaratamiento del crudo.
Para Argentina, que busca consolidar un esquema de precios alineado a valores internacionales, una caída de esta magnitud representa en teoría una presión a la baja en los costos de refinación de las petroleras locales. Sin embargo, especialistas advierten que la estructura de costos internos no responde de manera automática a los vaivenes externos.
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Entre los factores que explican la demora en reflejar las bajas internacionales en los surtidores locales se destacan el desfasaje cambiario y la inflación, que elevan los costos de distribución y salarios; las actualizaciones impositivas pendientes, que funcionan como un piso de recaudación; y el retraso acumulado en precios de boca de expendio, que las refinadoras utilizan para equilibrar sus balanzas comerciales.
Por el momento, las pizarras de las estaciones de servicio se mantienen estables. El desplome del petróleo en el mundo ya es un hecho consolidado, pero el interrogante sobre cuándo y cómo se traducirá en una rebaja para los consumidores argentinos sigue supeditado a la agenda económica y regulatoria de los próximos meses.
El ministro de Relaciones Exteriores, Pablo Quirno, presentó una denuncia penal contra cinco empresas petroleras por realizar actividades ilegales de exploración y explotación de hidrocarburos en el offshore las Islas Malvinas.
Las empresas denunciadas son: Navitas Petroleum Development & Production Ltd., Navitas Petroleum Atlantic United, Navitas Petroleum LP, JHI Associates Inc. y Eco (Atlantic) Oil & Gas Ltd.
La presentación cuenta con el respaldo legal del procurador del Tesoro de la Nación, Sebastián Amerio y se denunció la violación de la Ley 26.659 (2011) , por operar con licencias ilegítimas otorgadas por el Reino Unido en la plataforma continental argentina. y la presentación cuenta con el respaldo legal del procurador del Tesoro de la Nación, Sebastián Amerio.
Según un comunicado emitido por la Oficina del Presidente, la acción penal no solo alcanza a las corporaciones, sino también a “todos los directores, gerentes, síndicos, miembros del consejo de vigilancia, administradores, mandatarios, representantes o autorizados que hubiesen intervenido en el hecho punible”.
La Cancillería entonces inició procedimientos sancionatorios contra 45 personas físicas y jurídicas vinculadas, y se prevé excluir a estas compañías de proyectos en Vaca Muerta. Además, Javier Milei instruyó priorizar fondos para la Base Naval Integrada en el Presupuesto 2027.
El texto argumenta que los recursos en disputa forman parte inalienable del patrimonio local: “La presentación de esta denuncia constituye una acción concreta para proteger los recursos naturales y velar por la soberanía de la República Argentina sobre las islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur y los espacios marítimos e insulares correspondientes, por ser parte integrante del territorio nacional”.
El desarrollo de ésta denuncia será analizado en la reunión de gabinete prevista para el martes 9 en Casa Rosada.
Con una inversión multimillonaria y la primera producción prevista para 2028, el proyecto Sea Lion avanza hacia la explotación petrolera al norte de las Malvinas mientras el Gobierno argentino endurece las sanciones contra las empresas involucradas. Pero detrás del renovado discurso soberanista de Javier Milei se abre una disputa más compleja: la posibilidad de utilizar la presión diplomática, financiera y logística para elevar los costos de Navitas y Rockhopper. Hoy como ayer, el papel de Chile y de Punta Arenas como eventual centro de abastecimiento se perfila como una de las piezas clave de la estrategia argentina en una ecuación que puede determinar la rentabilidad —y, en un escenario extremo, la viabilidad— del proyecto anglo-israelí
Navitas Petroleum y Rockhopper Exploration anunciaron el impulso del proyecto Sea Lion, desarrollo offshore ubicado a unos 220 kilómetros al norte de las Islas Malvinas, en la Cuenca Malvinas Norte. La primera, de origen israelí, actúa como operadora del proyecto con una participación del 65%, mientras que la británica Rockhopper —descubridora del yacimiento en 2010— controla el 35% restante. Tras más de una década de estudios, ambas compañías tomaron en diciembre de 2025 la decisión final de inversión para desarrollar la Fase 1 del proyecto, que contempla una inversión de US$ 1.800 millones hasta la primera producción, US$ 2.100 hasta concluir la Fase 1 y un total de US$ 3.900 millones para completar la explotación proyectada a 30 años.
El yacimiento contaría con reservas probadas y probables de 314 millones de barriles y recursos recuperables auditados de unos 500 millones. La producción inicial está estimada en 55.000 barriles diarios, los que serán extraídos mediante la unidad flotante FPSO Aoka Mizu, a la que se sumará una segunda unidad, la OSX-1, adquirida en agosto de 2026 por US$ 125 millones. La operadora sostiene que los trabajos de perforación comenzarán a principios de 2027 y que el primer crudo de la Fase 1 está programado para el primer semestre de 2028, operando bajo licencias otorgadas por el gobierno kelper con el respaldo del Reino Unido.
Obviamente, por encontrarse en aguas disputadas con la Argentina, el gobierno de Javier Milei, a regañadientes anunció medidas sancionatorias contra las empresas que provean o participen del proyecto.
Mi amigo Bibi
La relación de Javier Milei con Benjamín Netanyahu puede convertirse en la pieza más incómoda en el tablero del conflicto. Milei pidió a países “amigos” no ignorar actividades lesivas para la soberanía argentina, mientras su gobierno sostiene que el diferendo no afecta la relación bilateral con Israel y que mantiene comunicación permanente con las autoridades israelíes.
Esta dualidad es especialmente sensible porque Milei viene cultivando un vínculo político estrecho con Netanyahu, y el desarrollo de Sea Lion —cuyo operador y propietario del 65% es la israelí Navitas Petroleum (cotiza en Tel Aviv), mientras el 35% restante es de la británica Rockhopper— coloca al Presidente en una posición incómoda.
Según Reuters, entre los principales inversores de Rockhopper figuran también los fondos israelíes Noked Capital, Brosh Funds e ION Fund Management, por lo que el capital israelí está presente en ambas partes de la estructura.
Aunque el estado de Israel no es accionista directo de Navitas, la compañía está sometida a la Israel Securities Authority, cotiza en Tel Aviv y mantiene relaciones regulatorias, fiscales, financieras e institucionales con el Estado israelí, llegando a presentar sus comunicaciones societarias simultáneamente ante la autoridad de valores y la bolsa.
La pregunta es ¿hasta qué punto Milei usará su relación con Netanyahu para hacer valer la posición argentina?. Si Netanyahu responde favorablemente, la alianza con Israel será un activo soberano; si Israel se mantiene al margen y Navitas sigue operando normalmente, sus adversarios argumentarán que la cercanía con Netanyahu no logró frenar una actividad que el gobierno considera ilegal.
El dato que añade relevancia es que Sea Lion ya superó la Final Investment Decision, Navitas controla el 65% y el desarrollo ya está en marcha y el primer crudo está previsto para marzo de 2028, por lo que ya no es una posibilidad remota sino una realidad operativa que plantea a Milei un dilema de difícil resolución.
Medidas
Mientras tanto, la credibilidad de Javier Milei se desploma y crece el escepticismo entre la ciudadanía, fundamentalmente por los antecedentes del Presidente, por sus propias contradicciones y el evidente oportunismo político que lo motivan.
Quien atesorara un retrato de Margaret Thatcher en su despacho presidencial y la definiera como “una de las grandes líderes de la historia de la humanidad” —la misma que durante el conflicto por Malvinas ordenó hundir el crucero Gral. Belgrano para evitar continuar con las conversaciones de paz—, ejecuta ahora un giro de 180 grados para abrazar el popular reclamo soberano mediante anuncios de sanción a las empresas que operen en el archipiélago.
La comunidad internacional no tardó en señalar la incongruencia: el propio ex primer ministro británico Boris Johnson lo describió como “anglófilo y admirador de Thatcher”, asegurando no creer “ni por un segundo” que el mandatario argentino busque una confrontación real con el Reino Unido.
El timing de esta cruzada soberanista no es casual. Navitas y Rockhopper, desafiaron abiertamente las sanciones argentinas y ratificaron que el proyecto Sea Lion seguirá adelante sin “efectos materiales”, evidenciando la ineficacia de las medidas anunciadas. Mientras tanto, la administración Milei atraviesa su peor momento de popularidad: la imagen positiva cayó a niveles que rondan el 30% mientras la desaprobación ronda el 56% al 70%, con una caída sostenida que los analistas atribuyen al deterioro económico y al descontento social. La pérdida de 241.000 empleos privados formalesentre fines de 2023 y mayo de 2026 y la inflación que se proyecta en torno al 30% anual completan un cuadro de gestión que genera opiniones negativas.
La ofensiva argentina
A pesar de la falta de credibilidad, el Gobierno argentino desplegó una estrategia en varios frentes, concebida expresamente para elevar ese punto de equilibrio entre los costos de producción de crudo y el precio del mercado internacional, desglosado en tres grandes frentes:
Régimen sancionatorio y exclusión del RIGI. El Decreto 868/2026 reglamenta la Ley 26.659 y amplía su alcance a accionistas, directores y proveedores, al tiempo que excluye del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) a todas aquellas empresas vinculadas a la explotación no autorizada en Malvinas. Esta disposición persigue un objetivo estratégico: forzar a los contratistas y suministradores a elegir entre operar en el archipiélago o acceder a los megaproyectos de Vaca Muerta y demás iniciativas estratégicas en territorio continental argentino.
Proceso sancionatorio y notificaciones diplomáticas. El Ejecutivo abrió un procedimiento formal contra 45 personas y empresas, y ha cursado notificaciones a otras 180 firmas con sede en 29 países, incluyendo bancos de la talla de HSBC y destacadas aseguradoras internacionales. Esta suerte de “guerra logística” genera un clima de incertidumbre que se traduce, en el plano financiero, en un encarecimiento del crédito estimado entre 200 y 500 puntos básicos adicionales por concepto de prima de riesgo geopolítico, además de provocar la reticencia de proveedores globales a comprometerse con el proyecto.
Medidas de disuasión militar y portuaria. La reactivación de la Base Naval Integrada en Tierra del Fuego y la reforma de las leyes provinciales para bloquear el uso de puertos argentinos constituyen señales inequívocas que elevan el riesgo percibido por los inversores, introduciendo un factor de tensión adicional en la ecuación económica del proyecto.
Los números
Navitas Petroleum y Rockhopper Exploration, publican inversiones de capital (CAPEX) y los costos operativos (OPEX), pues ambas cotizan en Bolsa. Ambos indicadores determinan —en principio— la viabilidad económica de un emprendimiento offshore de tal envergadura.
Tomando la información pública disponible, que proviene en su mayoría de reportes de ambas empresas además de análisis sectoriales publicados entre 2025 y 2026, el CAPEX informado asciende a US$ 1.800 millones para alcanzar la primera producción —first oil— y a US$ 2.100 millones para la finalización completa de la denominada Fase 1, montos que incluyen contingencias y costos financieros. Los principales rubros que componen el CAPEX se resumen en el siguiente cuadro:
Rubro
Estimación
Perforación y terminación de pozos (drilling & completions)
20‑25 % del CAPEX total
Equipos y sistemas de control submarinos (subsea equipment)
10‑15 % del CAPEX (US$ 210‑315 millones)
Adquisición de la plataforma FPSO (buque de producción, almacenamiento y descarga)
Aprox. US$ 125 millones (antes de actualizaciones)
Pedidos de equipos de larga entrega e ingeniería
Incluidos en los US$ 1.800 millones
Cabe destacar que el costo de perforación puede ser significativo: en estimaciones anteriores, la perforación de dieciocho pozos se presupuestó en US$ 1.200 millones, lo que evidencia el peso de esta partida dentro del desembolso total.
Por su parte, los gastos operativos —OPEX— se circunscriben a costos directos a nivel de proyecto, que incluyen los cánones de arrendamiento de la FPSO, así como los costos fijos y variables asociados a su operación: mantenimiento, personal, consumibles y demás erogaciones recurrentes. Estos costos se expresan comúnmente por barril producido, conforme a la siguiente tabla:
Indicador
Valor
OPEX por barril (vida del campo)
US$ 17 /bbl
OPEX por barril (con FPSO arrendada)
US$ 20,10 /bbl
Costo total por barril (CAPEX + OPEX)
US$ 25 /bbl
Estas cifras reflejan la estructura de costos de un proyecto offshore remoto, donde el arrendamiento y la operación de la FPSO representan una parte relevante del OPEX. No obstante, es preciso advertir que en la información publicada por Navitas y Rockhopper no se contabilizan los costos logísticos, es decir, ni el flete de la producción desde la plataforma hacia el mercado —ya sea Malvinas u otro destino— ni tampoco los costos logísticos asociados al transporte de insumos, bienes y servicios que la producción requiere. Esta omisión introduce un factor de incertidumbre que, de no ser debidamente considerado, podría subestimar el costo real por barril y, con ello, la verdadera rentabilidad del proyecto en su conjunto.
¿Y la logística?
Los gastos logísticos (tanto de capital como operativos) son un componente estructural y de gran magnitud en cualquier explotación off shore, pero con mayor incidencia en Sea Lion, por la complejidad política que encierra.
Los números no se encuentran desagregados en los montos del CAPEX ni del OPEX y para este caso en particular, deberían estarlo. La lejanía geográfica, la ausencia de infraestructura fija en tierra y la necesidad de una cadena de suministro marítima dedicada desde Punta Arenas (punto de cálculo) hacen que la logística sea uno de los principales motores del sobrecosto frente a proyectos en aguas más accesibles o en tierra firme.
Para obtener cifras más precisas, sería necesario acceder a los desgloses internos de Navitas Petroleum o Rockhopper Exploration, que no son de públicos.
No obstante, es posible hacer un cálculo somero. Los rubros logísticos que integran Sea Lion se distribuyen entre las partidas de inversión de capital y los costos operativos recurrentes, abarcando desde el transporte de insumos y personal hasta la infraestructura portuaria y los servicios de agenciamiento.
En el ámbito del CAPEX, es decir, de los desembolsos de capital, se deben contemplar en primer término los buques de apoyo y suministro —conocidos como offshore supply vessels—, embarcaciones destinadas al transporte de materiales, repuestos, caños, equipos de perforación y consumibles diversos, que son conducidos desde los puertos de abastecimiento hasta la plataforma flotante FPSO.
Asimismo, debe preverse también la infraestructura portuaria y de almacenamiento en tierra, en caso de que se desarrolle, pues si bien el proyecto opera íntegramente en el mar, resulta imprescindible contar con instalaciones logísticas en los puertos de aprovisionamiento —¿será Punta Arenas, Chile?— para concentrar y acondicionar los insumos previamente al embarque.
También se deben incluir los sistemas de carga, descarga y transferencia offshore, denominados offloading systems, consistentes en equipos especializados para trasvasar el crudo desde la FPSO hacia los buques tanque o shuttle tankers.
Dentro de este capítulo, los helicópteros y las bases de apoyo, que garantizan el traslado de personal y carga liviana hacia y desde las instalaciones emplazadas en alta mar, son un punto de extrema importancia.
Al OPEX se añade el mantenimiento y la operación de la flota de apoyo, que comprende el suministro de combustible, la remuneración de las tripulaciones, la contratación de seguros y las reparaciones de los buques de suministro. La logística de personal constituye otro rubro esencial, abarcando el transporte de los trabajadores en sus rotaciones, tanto por vía aérea como marítima, así como el alojamiento en tierra y demás atenciones asociadas al desplazamiento y estancia del personal.
Además, debe sumarse el almacenamiento y la gestión de inventarios en los puertos de abastecimiento, junto con los servicios de agenciamiento marítimo y aduanero en los puertos de escala, necesarios para el despacho de mercancías y el cumplimiento de las normativas vigentes en cada jurisdicción. No existen cifras desagregadas públicamente para los rubros logísticos específicos.
El Breakeven
El punto de equilibrio del proyecto Sea Lion no constituye una cifra inamovible, sino una magnitud sensible que fluctúa en estricta correspondencia con la intensidad y el alcance de las acciones políticas que el Gobierno argentino eventualmente decida instrumentar.
Según Navitas y Rockhopper, la base de cálculo es de ~US$ 25 por barril para la vida útil del campo y cada medida de presión adoptada por el Gobierno argentino, introduce un incremento que puede reducir la rentabilidad a niveles que pondrían a prueba la viabilidad del proyecto. Como dijimos, perforar un pozo offshore en el entorno de Malvinas exige un desembolso de entre US$ 70 y 140 millones. Como referencia un pozo horizontal en Vaca Muerta puede oscilar entre US$ 10‑20 millones. La lejanía del continente, la complejidad de la logística marítima y la propia condición de zona en disputa colocan al proyecto en un umbral de rentabilidad intrínsecamente estrecho, donde cada nueva presión política se amplifica con un efecto multiplicador.
La reacción del mercado
Desde los anuncios del gobierno argentino, la respuesta de los mercados financieros fue elocuente y no admite equívocos: las acciones de Navitas Petroleum y Rockhopper Exploration se desplomaron hasta un 10% en las bolsas de Tel Aviv y Londres inmediatamente después del anuncio del paquete de medidas. No obstante, las operadoras insisten en que las sanciones no tendrán “efectos materiales” sobre el cronograma del proyecto y mantienen inalterable su compromiso con la fecha de primera producción, fijada para marzo de 2028.
Como salvaguarda ante la creciente incertidumbre, contrataron una póliza de seguro contra riesgos políticos por la suma de US$ 1.000millones, un blindaje que busca proteger la inversión frente a eventuales acciones unilaterales o perturbaciones extraordinarias.
Negación de área
En el ámbito estratégico y geopolítico, la negación de área trasciende lo puramente militar e incorpora herramientas diplomáticas, económicas y legales, erigiéndose como una estrategia asimétrica mediante la cual Estados más débiles buscan contrarrestar la superioridad de grandes potencias, valiéndose de acuerdos regionales que niegan el uso de infraestructura, puertos o espacio aéreo para encarecer y complicar los despliegues del adversario, aplicándose en todos los dominios de la guerra moderna —marítimo, aéreo, terrestre, espacial y ciberespacio—, de modo que cualquier incursión en un área de interés resulte prohibitivamente costosa.
Este mecanismo que, aplicado al caso de Sea Lion, explica el objetivo último de las medidas argentinas: elevar el costo logístico y financiero del proyecto y desalentrlo hasta hacerlo inviable.
Si la ofensiva se limita a un pulso diplomático en el que Chile continúa actuando como puerto de abastecimiento, el proyecto lograría sobrevivir con un breakeven ajustado, aunque más vulnerable.
Si, por el contrario, Argentina logra materializar un cerco logístico efectivo que aísle por completo a las islas de los puertos sudamericanos, el umbral de rentabilidad se eleva hasta niveles que ponen en seria duda la viabilidad económica de la extracción en la cuenca norte del archipiélago, transformando el ejercicio de optimización financiera en una cuestión de supervivencia operativa. Por tanto, la viabilidad del proyecto dependerá -en un alto porcentaje- del respaldo chileno.
Si nos preguntásemos sobre los efectos en los costos de producción de una eventual denegación de acceso a los países sudamericanos —Argentina, Brasil, Uruguay, Paraguay y Chile—, la respuesta resulta compleja e indefectiblemente se bifurca en dos escenarios nítidamente diferenciados, porque la coyuntura actual no refleja un rechazo unánime, sino una potencial y aguda confrontación diplomática cuyo curso y desenlace es absolutamente incierto.
El escenario opone, fundamentalmente, a Argentina contra Chile que se perfila como el principal proveedor del proyecto y polo logístico clave. El alcalde de Punta Arenas impulsa activamente la ciudad como principal centro de abastecimiento, arguyendo que la distancia marítima entre su ciudad y Montevideo es la mitad, al tiempo que la naviera chilena Easter Island Naviera (EIL) negocia una ruta marítima mensual regular.
Si bien fuentes argentinas sostienen que el gobierno chileno respalda su posición, la dinámica comercial revela una realidad distinta. De hecho el alcalde de Punta Arenas declara públicamente que el intercambio con las islas podría ascender a unos US$ 20 millones anuales. Una cifra nada despreciable para cualquier ciudad sureña.
Cualquier acción por parte del Gobierno argentino en este sentido, implicaría un movimiento diplomático y de la Defensa que marcaria un giro de ciento ochenta grados en la actual política exterior de la Argentina.
Escenarios
Ensayar el impacto económico en distintos escenarios posibles ante una eventual denegación de acceso a puertos sudamericanos para el proyecto Sea Lion, es un ejercicio estratégico y económico para nada ocioso. Como señalamos previamente y partiendo de una línea de base en la que el breakeven se ubica en ~US$ 25 por barril, es un escenario posible si Punta Arenas se consolida como hub logístico.
Pero si la Argentina lograra un bloqueo total de los buques con bandera de Malvinas y/o con flete destinado a Sea Lion o a la explotación en esa área, el escenario sería totalmente negativo para Navitas. En caso de imposibilidad de operar en el continente americano, la ruta de abastecimiento debería desviarse hacia Sudáfrica o el Reino Unido, agregando entre 3.500 y 6.000 millas náuticas adicionales, lo que elevaría los fletes marítimos entre un 200% y un 300%, alargando el tránsito de suministros de unos 3 días desde Punta Arenas a 15 días mínimo con Ciudad del Cabo.
Ello exigiría inversiones no presupuestadas en almacenamiento intermedio en las islas, con un incremento estimado del OPEX de +US$ 5 a 10 por barril y un posible aumento del CAPEX de US$ 200 a 500 millones.
El nuevo punto de equilibrio se desplazaría así a un rango de US$ 32‑38 por barril o más, lo que torna el proyecto marginalmente viable solo con Brent por encima de US$ 38, y económicamente inviable si el crudo cae por debajo de US$ 30. El retraso en la primera producción se cifraría en 12 a 24 meses, trasladando la fecha estimada a 2029‑2030, con un costo adicional por demora de US$ 100 a 200 millones anuales en intereses y costos fijos, a lo que se suma un encarecimiento del financiamiento de entre 200 y 500 puntos básicos por la prima de riesgo geopolítico.
Antecedentes
A pesar del “cul de sac” en el que se encuentra Javier Milei, nada indica que la Argentina vaya a quedarse de brazos cruzados. Las cifras de popularidad del presidente, en casi todos segmentos está en franco declive. Por lo cabe esperar algo más que un DNU y las notas enviadas a 180 empresas vinculadas el negocio energético en general y a Vaca Muerta en particular.
Cabe recordar que en noviembre de 2010, la Argentina logró persuadir a los otros once países miembros de la Unión de Naciones Sudamericanas (Unasur) para que acordaran bloquear el acceso a los veinticinco buques que enarbolaban la bandera de las Islas Malvinas, medida que se vio reforzada en diciembre de 2011, cuando los países del Mercosur y sus Estados asociados —entre los cuales se contaba Chile— adoptaron una resolución de similar tenor.
Posteriormente, el 11 de enero de 2012, el canciller británico William Hague declaró ante el Parlamento que, merced a un diálogo que calificó de “productivo y honesto”, había conseguido que Chile, Uruguay y Brasil aceptaran recibir embarcaciones provenientes de Malvinas, siempre que estas cambiaran su pabellón por el británico o por el de cualquier otra nacionalidad.
La respuesta argentina no se hizo esperar: el canciller Héctor Timerman se comunicó personalmente con sus homólogos de Brasil, Antonio Patriota; de Chile, Alfredo Moreno; y de Uruguay, Luis Almagro, quienes le confirmaron, de manera inequívoca, que sus respectivos gobiernos no habían modificado en absoluto su posición.
En aquella oportunidad, el gobierno de Sebastián Piñera emitió un comunicado en el que precisaba que “Chile continuará aplicando, conforme al derecho internacional y a la legislación chilena, las medidas destinadas a impedir que embarcaciones que naveguen con la bandera de Malvinas ingresen a los puertos nacionales”; el gobierno de José Mujica, por su parte, afirmó que su postura “no ha cambiado un ápice” y que “de ninguna manera podemos aceptar buques con la bandera de Malvinas en nuestro puerto”; y Brasil, finalmente, ratificó también su renuencia a admitir barcos que enarbolaran la enseña malvinense.
De este modo, la Argentina logró que las tres naciones reafirmaran su negativa simultánea a brindar apoyo logístico a las Islas, consolidando así una posición regional sin precedentes en el contexto del reclamo soberano.
Andrea Previtali, presidente de la empresa Tenaris.
«Tenaris opera en Argentina desde hace más de 70 años, en los cuales no ha suministrado productos o servicios para proyectos de producción de petróleo y gas en las Islas Malvinas”, aseguró a EconoJournal Andrea Previtali, presidente de la empresa.
La declaración adquiere relevancia porque Tenaris es la mayor proveedora de tubos para la industria petrolera del mundo con casi un 30% del mercado y participa del segmento de servicios especiales tras la compra de activos de la estadounidense Baker Hughes en 2021.
El ejecutivo agregó además que “la compañía no mantiene vínculos comerciales con los proyectos alcanzados por las medidas anunciadas recientemente por las autoridades argentinas”.
El Grupo Techint se desmarcó de este modo del desarrollo offshore que impulsan Rockhopper y Navitas en el norte de las Islas Malvinas, en línea con las declaraciones que en las últimas horas formularon las principales compañías internacionales de servicios petroleros, como SLB, Halliburton, Baker Hughes y DLS Archer firmas que descartaron de manera explícita cualquier tipo de participación o prestación de servicios.
El alineamiento responde al endurecimiento normativo dispuesto por el gobierno de Javier Milei mediante el Decreto 868/2026. La norma agilizó la aplicación de las sanciones previstas en la Ley 26.659 para aquellas empresas, contratistas o proveedoras que intervengan sin autorización oficial en actividades hidrocarburíferas dentro de la plataforma continental argentina.
La apuesta de Tenaris por Vaca Muerta
Tenaris está enfocada en apuntalar el desarrollo de Vaca Muerta. Previtali aseguró el año pasado en la Argentina Oil & Gas Expo que la meta de duplicar la producción en la formación no convencional no es solo un número: “Si cumplimos con este plan, pasaremos a tener una importancia que es parecida a la de un país como Noruega, uno de los más importantes players por lo menos para Europa. Entonces, estamos en una situación donde tenemos retos, pero también oportunidades para desarrollar muchas cosas, inclusive la industria que es algo necesario y tendrá también una posibilidad de desarrollo”.
El presidente de Tenaris Cono Sur subrayó que el «know-how» industrial de la compañía, basado en la mejora continua y el análisis metódico, fue transferido con éxito a la operación en el campo. «Tenemos centenares de ingenieros que pasan tiempo en medir cómo mejorar el segundo en cada tramo. Cuando entramos en la operación de fracking, lo primero que hicimos fue mandar a este team de gente que tiene competencias específicas a ver cómo era la organización del tiempo, del trabajo, de todos los ciclos de producción de cada fase. Y ahí encontramos oportunidades de mejora, empezando de un nivel mucho más superficial”.
“En cuatro o cinco años, con este approach muy metódico, muy ingenierístico, muy industrial de eficiencia continua, logramos lanzar un proyecto de mejora de la productividad. Logramos llegar al nivel de performance y de reliability que son comparables a los primeros, la best in the class en el servicio de fracking», destacó.
Desde su creación en 1994, la compañía estuvo vinculada a la operación de las centrales Atucha I y Embalse, completó la construcción de Atucha II y llevó adelante la extensión de vida de la Central Nuclear Embalse
Nucleoeléctrica Argentina cumple 32 años como operadora de las tres centrales nucleares del país y atraviesa una nueva etapa orientada a ampliar su actividad hacia el mercado internacional, a partir de la exportación de servicios nucleares especializados.
Desde su creación en 1994, la compañía estuvo vinculada a la operación de las centrales Atucha I y Embalse, completó la construcción de Atucha II y llevó adelante la extensión de vida de la Central Nuclear Embalse. Actualmente, uno de sus principales proyectos es la extensión de vida de Atucha I.
Ese recorrido permitió a la empresa desarrollar capacidades técnicas y operativas en proyectos de alta complejidad, que ahora busca trasladar a una nueva unidad de negocios. La propuesta contempla la prestación internacional de servicios de ingeniería, mantenimiento, fabricación de componentes y capacitación de profesionales.
En agosto, el Directorio de Nucleoeléctrica aprobó una nueva estructura organizacional destinada a acompañar el desarrollo de sus unidades de negocio, con especial atención en la exportación de servicios nucleares especializados. La decisión formalizó dentro de la estructura de la compañía una actividad que ya venía desarrollándose y estableció una organización específica para ofrecer esas capacidades en otros mercados.
“Durante más de cinco décadas la Argentina acumuló conocimiento técnico, operativo y humano que hoy tiene valor en el mercado internacional. Ese reconocimiento no se declara, se gana operando bien todos los días. Ese es nuestro mayor activo”, señaló el presidente de Nucleoeléctrica, Juan Martín Campos.
De Embalse a la extensión de vida de Atucha I
Una parte central de las capacidades que la compañía busca internacionalizar está vinculada con la gestión de grandes proyectos nucleares. Nucleoeléctrica llevó adelante la extensión de vida de la Central Nuclear Embalse, la primera experiencia de este tipo realizada sobre una central nuclear argentina. El proyecto permitió habilitar un segundo ciclo operativo de 30 años.
En la actualidad, la compañía desarrolla un proceso similar en Atucha I, la primera central nuclear de América Latina, con el objetivo de extender su operación por otros 20 años. El proyecto comprende trabajos de ingeniería, modernización y reemplazo de componentes y sistemas de la instalación.
A estos antecedentes se suma Atucha II, cuya construcción fue completada por Nucleoeléctrica. Con una potencia de 745 MW, es actualmente la central nuclear de mayor potencia del país.
La empresa también avanza con infraestructura complementaria para el complejo nuclear de Atucha. Entre los proyectos en ejecución se encuentra el sistema de almacenamiento en seco de combustible gastado de Atucha II, una instalación desarrollada con ingeniería nacional que apunta a acompañar la continuidad operativa de la central en el largo plazo.
Capacidades especializadas y experiencia internacional
La nueva estrategia comercial se apoya además en conocimientos específicos desarrollados por la compañía a lo largo de su trayectoria. Nucleoeléctrica desarrolló soluciones para centrales de tecnología CANDU y participó en proyectos y servicios vinculados con instalaciones nucleares de distintos países. Entre sus capacidades se encuentra el retubado de reactores, una de las intervenciones de mayor complejidad técnica dentro de la industria nuclear.
La experiencia acumulada en operación, mantenimiento, ingeniería y ejecución de grandes proyectos constituye la base de la propuesta de servicios que la empresa busca llevar al exterior. El objetivo es aprovechar esas capacidades en un contexto internacional en el que distintos países evalúan la extensión de vida de sus centrales existentes. Una parte de la flota nuclear mundial se aproxima al final de sus ciclos operativos originales, lo que genera demanda potencial para trabajos de modernización, mantenimiento, ingeniería y extensión de vida.
En ese escenario, Nucleoeléctrica busca posicionar la experiencia desarrollada en las centrales argentinas como una oferta de servicios para otros operadores e instalaciones nucleares, sumando una nueva dimensión a su actividad histórica como generadora de electricidad, según detallaron desde la empresa.
A través del mecanismo de georreferenciación implementado para la asignación de bonificaciones energéticas durante 2025, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación detectó y rechazó 17.843 solicitudes de inscripción al beneficio presentado por usuarios que viven en el barrio porteño de Puerto Madero o en countries y barrios cerrados del AMBA y la provincia de Córdoba.
Mediante herramientas de geolocalización y cruce de información con los entes reguladores y las prestadoras de servicios, el sistema frenó estas solicitudes antes de que el beneficio se hiciera efectivo, al detectar que correspondían a usuarios con manifiesta capacidad de pago de los servicios de electricidad y gas. El relevamiento arrojó, además, que 1.508 números de documento intentaron inscribirse entre dos y cinco veces desde julio de 2025 a la fecha, insistiendo pese a que el sistema ya los había identificado como no calificados.
La Secretaría de Energía continúa avanzando en la segmentación de los beneficios energéticos y, a través de la Disposición 11/26, incorporó por primera vez al Gran Neuquén al sistema de georreferenciación -tal como se hizo en 2025 con AMBA y Córdoba-, lo que permitirá excluir del padrón y quitarle el beneficio a cerca de 500 usuarios que ya lo venían percibiendo pese a residir en zonas de manifiesta capacidad de pago.
La medida se dictó en el marco del Decreto 943/25, que creó el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), y tiene como antecedentes directos la Disposición N° 1/25 -que aprobó la metodología aplicada en AMBA y Puerto Madero- y la Disposición N° 6/25, correspondiente a Córdoba.
Para Neuquén, la identificación se realizó cruzando datos de urbanizaciones cerradas, elaborados a partir de imágenes satelitales y del Portal Poblaciones del Observatorio de la Deuda Social Argentina (CONICET-ODSA-UCA), con los padrones de usuarios provistos por el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN), las cooperativas CALF, CEEZ, COPELCO y de Plottier, y el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE).
Los usuarios y solicitantes afectados pueden pedir la revisión de su caso a través de la plataforma de Trámites a Distancia (TAD), aunque tienen la obligación de probar que la exclusión o el rechazo es incorrecto.
En un año, Vaca Muerta añadió 139.715 barriles diarios de petróleo no convencional, cifra que supera la producción total de toda la formación en 2018. Según el Monitor Oil & Gas de julio elaborado por RICSA ALyC, la producción pasó de 508.865 barriles diarios en julio de 2025 a 643.581 barriles diarios en julio de 2026, consolidando a la cuenca neuquina como el principal motor del crudo argentino.
Este crecimiento representa un aumento del 27% interanual y eleva la participación de Vaca Muerta al 70,5% del petróleo nacional, frente al 61% registrado en julio del año anterior. La producción total de crudo en Argentina se ubicó en 916.200 barriles diarios, quedando a menos de 84.000 barriles de alcanzar la meta del millón establecida por el Gobierno y las operadoras.
La evolución de Vaca Muerta en los últimos ocho años ha sido exponencial. La producción se multiplicó casi doce veces desde 2018, cuando apenas alcanzaba los 54.128 barriles diarios. Los incrementos anuales se intensificaron con el paso del tiempo, pasando de aumentos de alrededor de 30.000 barriles diarios entre 2018 y 2019 a superar los 120.000 barriles en el último año, el mayor salto registrado en toda la serie histórica.
La expansión se sostiene sobre una base sólida de 4.716 pozos activos, con un incremento de 42 respecto al mes anterior. Entre los principales productores de crudo se destacan Bajo del Choique y Loma Campana LII, mientras que en gas natural sobresalen Rincón del Mangrullo y Fortín de Piedra.
En cuanto a las compañías, YPF mantiene el liderazgo con 348.000 barriles diarios, representando el 38% del mercado nacional. Su bloque Loma Campana-LII aporta 67.000 barriles y es el activo individual más relevante. Detrás se posicionan PAE con 103.000 barriles (11%) y Pluspetrol, que con 94.000 barriles (10%) ascendió al tercer puesto, desplazando a Vista Energy (82.000 barriles, 9%). Este ascenso se vincula a la incorporación de activos de la ex ExxonMobil Exploration Argentina. Shell Argentina exhibió el mayor crecimiento mensual, con un aumento del 33,3% hasta los 44.000 barriles diarios.
La producción de gas natural mostró un comportamiento distinto, con un promedio nacional de 157,8 millones de metros cúbicos diarios, un 1,2% por debajo del año anterior y un 0,9% menor que en junio. Total Austral lidera con 35 millones de metros cúbicos diarios (22% del mercado), seguido por YPF con 31 millones y Tecpetrol con 23 millones. En Neuquén, la producción alcanzó 118,1 millones de metros cúbicos diarios, donde el gas no convencional representa el 91% del total provincial. La producción gasífera de Vaca Muerta creció un 33% entre enero y julio de 2026.
Este récord productivo ocurre en un contexto internacional favorable. El barril Brent promedió USD 83,8 en julio, un 18% más que en el mismo mes del año anterior, con un rango entre USD 68,53 y USD 105,32 durante el mes. Este aumento se relaciona con el cierre del estrecho de Ormuz desde mediados de julio, que redujo el tránsito de crudo de 4,4 a 3 millones de barriles diarios, además de la persistente tensión entre Estados Unidos e Irán. En agosto, el precio promedio parcial se elevó a USD 91,40.
La combinación de mayor precio y volumen impulsó los ingresos por exportación de crudo, que alcanzaron USD 1.020 millones en julio, un 144% más que el año previo. Las cantidades exportadas crecieron un 107% interanual y un 36,2% respecto a junio, alcanzando un acumulado de USD 5.722 millones en los primeros siete meses, un 59,2% más. El complejo Combustibles y Energía sumó exportaciones por USD 1.506 millones en julio y USD 9.151 millones en el año, con un superávit sectorial de USD 884 millones.
Neuquén se consolida como el principal distrito exportador energético del país, con ventas por USD 897 millones en julio y un acumulado de USD 5.122 millones en 2026. La Cuenca Neuquina, que incluye Neuquén, norte de Río Negro, sur de Mendoza y oeste de La Pampa, aportó 722.142 barriles diarios (79% del crudo nacional) y 122 millones de metros cúbicos diarios de gas (77% del total), con un crecimiento interanual del 24,5%.
La meta de alcanzar el millón de barriles diarios está cada vez más cerca, quedando a 83.800 barriles diarios de ese objetivo. El ritmo actual sugiere que la marca podría superarse antes de fin de año, siempre que la infraestructura para evacuar la producción se mantenga al nivel requerido. El próximo reporte de producción de agosto será clave para evaluar esta proyección, en un mercado internacional que ha mantenido el precio del Brent por encima de los USD 85 durante la mayor parte del periodo.
En un contexto provincial, el gobernador de Neuquén anunció la firma de un acuerdo en Houston con las principales petroleras de Vaca Muerta para financiar la construcción de 1.000 kilómetros de nuevas rutas, con el objetivo de iniciar las obras antes de fin de año y mejorar la conectividad para la actividad energética.
Por otra parte, Neuquén acumula exportaciones por USD 5.209 millones en los primeros siete meses de 2026, acercándose a Córdoba en el ranking nacional, con más del 98% de estos envíos vinculados a combustibles y energía impulsados por Vaca Muerta.
El ministro de Energía, Gustavo Medele, destacó que Chile y Brasil son mercados clave para expandir la demanda del gas neuquino, aunque subrayó la necesidad de mejorar la competitividad y cerrar contratos para lograr ese objetivo. Además, la provincia trabaja en diversificar su matriz productiva para sostener su economía más allá de los hidrocarburos.
Finalmente, el Ministerio de Economía aprobó la inscripción al régimen de incentivos para MEGA, que invertirá USD 365 millones en aumentar un 27% su producción de líquidos del gas natural. Este plan incluye obras en Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, con una proyección hasta fines de 2028 y la generación de hasta 800 puestos de trabajo.
En un anuncio realizado durante el encuentro Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World en Houston, la secretaria de Energía, María Tettamanti, confirmó que el Plan Gas finalizará a fines de 2028 sin posibilidad de extensión. Este programa estatal, que ha sido uno de los principales instrumentos de regulación del mercado gasífero argentino en los últimos años, será reemplazado por un esquema basado en contratos directos entre privados.
Tettamanti explicó que el Gobierno está promoviendo que distribuidoras, industrias y generadores negocien directamente con productores y comercializadores, dejando que el Estado se retire progresivamente de su rol interventor. Esta medida se enmarca dentro de la política de desregulación energética que impulsa la administración de Javier Milei.
La funcionaria recordó que el Plan Gas nació como respuesta a un mercado intervenido que había perdido su capacidad de autorregulación. Citó una metáfora para ilustrar esta situación: el Estado le “cortó las piernas” al sector privado y luego le proporcionó “muletas”, como el propio Plan Gas. Aclaró que todos los contratos vigentes se mantendrán hasta su vencimiento porque constituyen derechos adquiridos, garantizando que no se verá afectada la propiedad privada.
Actualmente, el Plan Gas mantiene su vigencia hasta 2028 y regula los compromisos de abastecimiento entre productores y los distintos segmentos de demanda. Durante 2026, la Secretaría de Energía comenzó a fomentar una transición hacia contratos más directos entre productores y distribuidoras, anticipando así la eliminación gradual del esquema estatal.
En su exposición, Tettamanti dedicó gran parte a explicar el cambio conceptual impulsado por la Ley Bases en la política de hidrocarburos. “Dejamos de hablar de autoabastecimiento”, afirmó, y destacó que el potencial de recursos argentinos, especialmente el desarrollo de Vaca Muerta, hace obsoleta la limitación de la política energética a cubrir solo la demanda interna.
El nuevo objetivo, según la secretaria, es maximizar la rentabilidad para los inversores, asegurando tanto el suministro nacional como la posibilidad de exportar. La Ley Bases, sancionada en 2024, modificó la Ley de Hidrocarburos 17.319 y redefinió el marco regulatorio para la producción, transporte, procesamiento y comercialización de petróleo y gas.
Entre sus cambios más importantes, se incluyeron nuevas autorizaciones para construir y operar oleoductos, gasoductos, plantas de almacenamiento y bombeo, así como instalaciones portuarias y plantas de procesamiento. Tettamanti destacó que para aumentar significativamente la producción y exportación de hidrocarburos, no basta con desarrollar yacimientos, sino que es imprescindible contar con la infraestructura necesaria para evacuar la producción.
En este sentido, mencionó plantas de tratamiento, oleoductos, gasoductos y sistemas de transporte de líquidos y gas natural como elementos clave que deben crecer al ritmo de Vaca Muerta. Subrayó que la respuesta del capital privado ya comienza a reflejarse en resultados concretos, y el Gobierno busca que la infraestructura energética se expanda acorde al desarrollo del yacimiento.
La secretaria resumió la orientación del Gobierno con una frase contundente: “Menos Estado, más privado; menos regulación, más libertad. Ese es el camino trazado”. Esta misma lógica se aplica también al sector eléctrico y al gas natural. Criticó las intervenciones tarifarias y congelamientos de administraciones anteriores, que paralizaron inversiones esenciales en redes de gas y electricidad.
Respecto a la situación actual, detalló que durante 2025 se completaron las revisiones tarifarias y que las empresas reguladas cuentan ahora con mecanismos mensuales que permiten actualizar sus ingresos en términos reales. Esto ya se traduce en nuevas inversiones y mejoras en la calidad del servicio.
Finalmente, Tettamanti expresó su deseo de que el sistema energético dependa cada vez menos de decisiones tomadas desde la Secretaría de Energía: “Voy a sentir muy exitosa mi gestión si cada vez me tienen que venir menos a hablar”. Cerró con un llamado a los inversores: que quienes ya apuestan por Argentina continúen haciéndolo y que los nuevos se sumen a esta transformación.
El Gobierno nacional confirmó que el Reactor Argentino Multipropósito RA-10 comenzará su proceso de puesta en marchaantes de fin de año con el objetivo de completar esa etapa durante los primeros meses de 2027, y anunció un esquema para incorporar inversión privada en la planta de producción de radioisótopos asociada al proyecto.
El anuncio fue realizado por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, durante una actividad en el Centro Atómico Ezeiza, donde precisó que el montaje de equipos y sistemas del reactor alcanzó el 96%.
Según informó la Secretaría de Asuntos Nucleares, cuando comenzó la actual gestión el montaje registraba un avance del 52% y distintos contratos y frentes de obra se encontraban paralizados por falta de financiamiento.
EL RA-10 SE PONDRÁ EN MARCHA EN EL 2027
Estamos cada vez más cerca de poner en marcha el RA-10. Con el montaje electromecánico en un 96%, presentamos la hoja de ruta para iniciar su puesta en marcha antes de fin de año y el modelo que prevé incorporar inversión privada para… pic.twitter.com/X8K0WValkX
— Comisión Nacional de Energía Atómica (@CNEA_Arg) September 4, 2026
En la actualidad, unas 530 personas trabajan en el proyecto, mientras las tareas se concentran en completar el montaje y realizar los ensayos de funcionamiento de los distintos sistemas.
El RA-10 es desarrollado por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), que es propietaria de la tecnología, con participación de INVAP en la gestión del proyecto y en la provisión de servicios de ingeniería.
Ramos Napoli sostuvo que la finalización del reactor no resulta suficiente para avanzar con la producción comercial de radioisótopos, ya que será necesaria una planta asociada destinada a procesar los materiales irradiados.
Para financiar esa infraestructura, el Gobierno definió un esquema que permitirá incorporar capital privado tanto para su desarrollo y construcción como para las actividades productivas y comerciales vinculadas al reactor.
El Estado, en tanto, mantendrá bajo su responsabilidad la definición de la política nuclear, la regulación, la seguridad y las salvaguardias, de acuerdo con lo establecido por la Ley 24.804 de Actividad Nuclear.
El RA-10 tendrá una potencia de 30 MW y estará destinado a la investigación y producción. No generará electricidad, sino que utilizará los neutrones provenientes de la fisión para desarrollar productos y servicios destinados a la salud, la industria, la ciencia y la tecnología.
Entre los radioisótopos que podrá producir se encuentran el molibdeno-99, utilizado para obtener tecnecio-99m para estudios de diagnóstico por imágenes; lutecio-177, empleado en tratamientos oncológicos; e iridio-192, utilizado en aplicaciones médicas e industriales.
De acuerdo con las proyecciones oficiales, la capacidad del reactor podría representar alrededor del 20% del mercado mundial actual de determinados radioisótopos y permitiría abastecer la demanda local y exportar excedentes.
El proyecto también contempla la producción de silicio dopado para semiconductores de alta potencia y la prestación de servicios de ensayo de materiales, irradiación y análisis para usos científicos e industriales.
Las tres empresas de servicios petroleros de más grandes del mundo, todas ellas grandes jugadores de Vaca Muerta, anunciaron que no participará en proyectos hidrocarburíferos en las Islas Malvinas. Son SLB, Baker Hughes y Halliburton, y su decisión llegó después de que el Gobierno endureciera las sanciones para las compañías que operen en las islas sin autorización argentina.
En las primeras horas del sábado, SLB anunció su decisión en un comunicado en el que mencionó la publicación en el Boletín Oficial del decreto 868/26 del Poder Ejecutivo Nacional, en el que se establece el nuevo régimen sancionatorio, más duro pero de la misma narturaleza que el que disponía la ley 26.659 -conocida como “Ley Pino Solanas”- , sancionada en 2011 y modificada en 2015.
En este contexto, SLB indicó que “no está participando ni tiene previsto participar en procesos de licitación que tengan por objeto la prestación de servicios para proyectos hidrocarburíferos en las Malvinas, así como en los espacios marítimos circundantes”. Y concluyó: “SLB reafirma su compromiso con el cumplimiento de las normas vigentes”.
Declaración de Halliburton, la 2da empresa de servicios petroleros más grande del mundo sobre las Islas Malvinas
La compañía, de origen francés pero con sede en Estados Unidos, opera en 100 países, era conocida como Schlumberger. Se especializa en trabajar detrás de las grandes operaciones petroleras con tecnología, equipos y servicios que permiten perforar pozos, evaluar reservorios y llevar adelante etapas de producción.
Otra compañía que se desmarcó fue Baker Hughes, con sede central en Houston, Estados Unidos, que también informó que “no participa ni tiene previsto participar en procesos de licitación que tengan por objeto la prestación de servicios para proyectos hidrocarburíferos en las Islas Malvinas, así como en los espacios marítimos e insulares circundantes”.
Que las principales compañías de servicios del mundo (SLB, Halliburton, Backer Hughes) sigan apostando por YPF y por la Argentina es una señal muy clara de todo lo que tenemos por delante.
Y posteriormente Halliburton destacó que “respeta la soberanía argentina y reafirma su compromiso con su pueblo, y el desarrollo responsable del sector energético del país”.
“Halliburton Argentina S.A. no participa en el Proyecto Sea Lion ni en ninguna actividad relacionada de exploración o producción que se lleve a cabo en torno a las Islas Malvinas. Halliburton Argentina S.A. desarrolla sus operaciones en pleno cumplimiento de las leyes y regulaciones de la República Argentina”, completó.
Qué negocios tiene SLB en Vaca Muerta
SLB, Baker Hughes y Halliburton, los tres gigantes de los servicios petroleros en el mundo, se dedican a dar soporte a las empresas del sector, que son las concesionarias de los yacimientos.
Justamente esta semana, el número uno de SLB en la Argentina, Patricio Whitney, habló en un encuentro en Houston sobre el fuerte incremento en la cantidad de pozos que se espera para Vaca Muerta, a raíz de las inversiones atadas al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
SLB tiene operaciones tecnológicas y de servicios con varios de los principales productores de la formación, como YPF, Vista Energy, Tecpetrol y Pluspetrol, entre otras.
Así, con la aclaración de que no participará en Malvinas (aunque no estaba involucrada en el proyecto Sea Lion), la empresa deja claro que no se expondrá a quedar alcanzada por el nuevo régimen de sanciones y preservará sus contratos millonarios en Vaca Muerta.
De esta forma, esas empresas reafirman su compromiso con Argentina para no poner en riesgo sus operaciones en el país, más rentables, grandes y seguras que una apuesta en las Malvinas, territorio de soberanía disputada con Gran Bretaña.
En una medida que se enmarca en la política de “protección de los recursos naturales argentinos”, el Gobierno argentino publicó un listado de 45 personas y empresas sancionadas por participar —de manera directa o indirecta— en actividades vinculadas a la explotación petrolera en las islas Malvinas, bajo administración británica, sin autorización de Argentina.
El listado incluye directores, accionistas, ejecutivos y firmas internacionales que, según la Secretaría de Energía y la Cancillería, participan en actividades consideradas “ilegales” por el Estado argentino, dado que se desarrollan sin autorización de Buenos Aires y en un territorio cuya soberanía reclama la Argentina.
Las sanciones implican prohibiciones de operar en Argentina, restricciones financieras y limitaciones para participar en licitaciones o acceder a permisos energéticos. También se establecen impedimentos para que las personas físicas ingresen al país o mantengan vínculos comerciales con empresas locales.
El desarrollo intensivo de Vaca Muerta ha abierto las puertas a otro proyecto de dimensiones históricas, la producción de Gas Licuado.
Con tecnología primitiva, la revolución económica era imposible. El mineral de plata, en grandes terrones, era fundido en diminutos hornos, calentados con leñas y ramas. El procedimiento sólo funcionaba con mineral de alta ley y requería ingentes cantidades de combustible vegetal. Las dos cosas estaban en extinción en el Potosí de 1562.
En La Argentina Renegada, Daniel Larriqueta describe la epopeya que implicó en aquel contexto virreinal del siglo XVI el desarrollo intensivo del mineral de plata en Potosí, entonces parte del Virreinato del Alto Perú. El cerro con la riqueza en sus entrañas sólo tendría valor si se encontraban nuevos métodos para para tratar el mineral de menor ley y una nueva fuente energética para explotarlo.
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La mega obra fue posible, según Larriqueta, por la combinación de un nuevo liderazgo -el del nuevo Virrey Francisco de Toledo-, la imitación de tecnologías de frontera de las explotaciones auríferas en Méjico, la puesta en explotación de otros recursos mineros y energéticos, y una gran movilización de mano de obra especializada -ingenieros en minas e hidráulicos provenientes de España- más los contingentes de trabajo indígena.
La extracción de plata por amalgamación con el mercurio se practicaba en Méjico y había que imitarla, pero había que contar con envíos de mercurio procedentes de España, que privilegiaba el ya pujante desarrollo mejicano.
A mitad de camino entre Lima y Cuzco, en Huancavélica se había descubierto un yacimiento con mineral que contiene mercurio, pero había que explotarlo. Se monta una gran empresa para hacerlo. Al bajar la ley del mineral se requería extraer grandes volúmenes de roca del Cerro Rico para obtener un rendimiento en plata que justificara el negocio. Lo que implicaba transporte e instalación de molienda.
Los ingenieros diseñaron y ejecutaron un sistema de represas que desde los 4500 metros de altura fueron almacenando y canalizando agua de cuyo torrente se alimentó la construcción de una sucesión de gigantescos molinos movidos por fuerza hidráulica.
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Estos “ingenios” industriales reducían el mineral, lo amalgamaban con el mercurio y realizaban la separación de la plata. En 1578, Felipe II, recibió el mayor cargamento de plata de las Indias, con un flujo que se mantendría constante por los próximos 50 años.
El megaproyecto de plata de Potosí fue transformacional en la historia virreinal, radicó uno de los mayores asientos poblacionales de la época, puso en marcha la definitiva fundación del Tucumán, el Paraguay, Chile y el Río de la Plata y generó una fuente de demanda constante de bienes y servicios artesanales a las provincias argentinas en la etapa colonial.
Pero el megaproyecto de plata de Potosí dejó otra lección. La afluencia masiva de plata de Potosí generó una gran distorsión de precios en la península (antecedente de la llamada “enfermedad holandesa”) que fue mal gestionada y desestructuró la economía española.
A su vez, la apropiación de renta y su uso por las autoridades virreinales prodigó malos hábitos fiscales, porque, como sostiene Roberto Cortés Conde, la renta de regalías financió el gasto público y reemplazó el cobro de impuestos legislado con aprobación de los colonos.
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Mutatis mutandi, el desarrollo intensivo de Vaca Muerta ha abierto las puertas a otro proyecto de dimensiones históricas. La Argentina, con una matriz energética gasífera, también se estaba quedando sin gas y dependía de crecientes importaciones (Bolivia, GNL).
El populismo cortoplacista nos llevó a depredar reservas y a cortar exportaciones. Estaban los recursos no convencionales (shale gas, shale oil), pero para extraerlos de la formación (roca madre) había que recurrir a la tecnología del fracking y a perforar pozos horizontales, todo un know how que revolucionó la producción hidrocarburífera de Estados Unidos.
En Vaca Muerta, que alberga mucho más gas que petróleo, empezó a recorrerse la curva de aprendizaje, con incertidumbre y vaivenes por la envergadura que implicaba la empresa. Crecientes y sostenidas inversiones que permitieron el desarrollo intensivo, y la Argentina importadora de energía ya puede exhibir crecientes superávits energéticos, con grandes avances en obras de infraestructura de evacuación (ductos, almacenaje, puertos).
Con el aporte sustancial del petróleo de Vaca Muerta vamos camino a producir 1.5 millones a principio de la próxima década. Pero la coronación de este desarrollo energético transformacional viene de la mano del GNL. Santiago Martínez Tanoira, Maia Goldin (YPF) y Marcos Pourteau (PAE) resaltaron datos impactantes de la megaobra en el Congreso convocado por Runrún Energético.
El proyecto Southern Energy, ya en ejecución, y el proyecto Argentina LNG que avanza al cierre del compromiso de inversión, van camino a consolidar una nueva ruta marítima para el gas por barco, sin estrangulamientos (chokepoints).
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A los dos barcos licuefactores que operarán entre 2027 y 2028 se sumarán otros 2 gigantes (los más grandes del mundo) por construirse.
Entre ambos proyectos van a movilizar unos 380 barcos de carga (más de uno por día) en un complejo industrial que radicará población y empleo (soberanía territorial y marítima). La Argentina duplicará su producción de gas natural (280 MMm3/d) y se convertirá en el segundo país exportador de etano líquido en el mundo, expandiendo, además, la producción de propano y butano en un 75%.
Las exportaciones de energía que promedian los 10 mil millones de dólares pueden alcanzar los 45.000 millones en 2035. ¿Qué uso le va a dar el estado -nación, provincias- a los ingentes recursos de apropiación de renta que irá recibiendo vía regalías e impuestos? Como enseña la historia, de esto también depende el final feliz de la revolución energética en curso.
Fuente: Clarín (Daniel Montamat, EX SECRETARIO DE ENERGÍA Y EX PRESIDENTE DE YPF)
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A su vez, para todos los nuevos usuarios, habrá una promoción de bienvenida: quienes se descarguen y registren, cuando realicen su primera carga desde la app, recibirán 300 Puntos Pris de regalo, equivalentes a un voucher de $ 6.000 y acumulable con las promociones vigentes.
Los clientes de la app poseen también vouchers de descuento de hasta $ 30.000, que pueden canjear todos los días de la semana, tanto en su carga de combustible como en las tiendas Super 7 o Shop Express.
“Conocemos las necesidades de los consumidores argentinos y sabemos que los descuentos en combustibles son muy valorados por todos ellos porque realmente son importantes a la hora de ahorrar”, destacó Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy.
Beneficios para agendar
Todos los sábados, los clientes tendrán un reintegro del 10% en la carga de combustibles Súper, Premium e Ion Diesel en las estaciones adheridas utilizando la app Puma Pris y pagando con la tarjeta Visa Personal Pay. El beneficio cuenta con un tope de $ 4.000 por transacción y un máximo de dos cargas por mes.
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Todos los días, los descuentos van del 5 al 10 % pagando con la tarjeta de crédito VISA AL2. El descuento se aplica en cargas de Diesel (5% de descuento o 200 lts o 3 transacciones), Ion Diesel (10 % de descuento o 200 lts o 3 transacciones), Súper (5 % de descuento o 50 lts o 3 transacciones) o Premium (5 % de descuento o 50 lts o 3 transacciones). No es acumulable con otras promociones y está vigente hasta el 31 de diciembre.
Todos los jueves, los descuentos van del 20 al 25%. Con la tarjeta de débito Visa Banco Patagonia, hay un 20 % de descuento con tope de $ 7.500 para los clientes Plus Plan Sueldo. En tanto, los clientes Singular Plan Sueldo disponen de un 25 % de descuento con un tope de $ 15.000 con Tarjeta de Débito o Crédito Visa Banco Patagonia. Adicionalmente, los clientes Singular cuentan con un 20 % de descuento con tope de $ 10.000 con las mismas tarjetas.
Todos los viernes, se encuentran descuentos que van del 10 al 20 %. Abonando exclusivamente con MODO y con las Tarjetas de Crédito Visa o Mastercard Comafi, o Tarjeta Visa Débito Comafi, hay un 10 % de descuento con tope de $ 5.000 semanal para clientes de la Cartera General, un 20 % de descuento con tope de $ 8.000 semanal para clientes de Cartera Premium, o un 20 % de descuento con tope de $ 10.000 semanal para los de Cartera ÚNICO BLACK (el ahorro se verá reflejado como reintegro en la cuenta).
Sobre Puma Energy
Puma Energy es una compañía petrolera global integrada de refinación, transporte, almacenamiento y distribución que opera en 46 países.
En Argentina, Puma Energy produce combustibles y lubricantes, con más de 400 estaciones de servicio en todo el país. A su Refinería en Bahía Blanca, la terminal en la localidad de Campana y su planta de lubricantes en Avellaneda, se suman más de 50 Agroservicios en los principales puntos de la zona productiva de la Argentina.
Un informe de la International Gas Union (IGU), junto a Arpel y Olade, estima que los recursos técnicamente recuperables de Vaca Muerta podrían cubrir entre 45 y 124 años del consumo actual de Argentina, Brasil, Bolivia, Uruguay y Chile. La magnitud de este potencial abre la posibilidad de que Argentina se convierta en proveedor regional de gas natural y motor de integración energética en el Cono Sur.
Según el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG), la formación neuquina cuenta con entre 4,1 y 11,1 billones de m³ (Tcm) de gas natural técnicamente recuperable, equivalentes a 144–393 Tcf. El valor de referencia utilizado por el estudio es de 7,2 Tcm, unos 255 Tcf. Para dimensionar, el consumo combinado de los cinco países en 2024 fue de 90 bcm, lo que muestra que Vaca Muerta podría abastecer la región por varias décadas.
La integración gasífera del Cono Sur ya cuenta con 16 gasoductos transfronterizos construidos desde fines de los años 60. Sin embargo, buena parte de esa infraestructura está infrautilizada por la falta de excedentes exportables. El crecimiento de Vaca Muerta puede cambiar ese escenario y permitir que Argentina recupere un rol central en el mercado regional.
En los últimos años, la producción de gas no convencional argentino pasó de 17 millones de m³ diarios en 2015 a 90 millones en 2025, compensando la caída del convencional. Este cambio permitió recuperar exportaciones hacia Chile, que reemplazó parte de sus importaciones de GNL por gas argentino más competitivo.
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El informe también destaca oportunidades hacia Uruguay, donde el precio del gas argentino se vincula al costo del GNL importado. Si Vaca Muerta genera excedentes suficientes, Uruguay podría acceder a gas más barato y estable.
En el caso de Brasil, se analizan cuatro alternativas de conexión, siendo el corredor de Uruguaiana-Porto Alegre el preferido. La construcción del tramo faltante permitiría transportar 15 millones de m³ diarios de gas argentino, con una inversión estimada en US$4.500 millones (US$2.500 millones del lado argentino).
Además del mercado regional, Vaca Muerta se proyecta hacia el GNL. El consorcio Southern Energy FLNG avanza con dos unidades flotantes en el Golfo San Matías, previstas para 2027 y 2028, mientras que Argentina LNG (YPF, Eni y ADNOC) contempla una capacidad inicial de 12 Mtpa, ampliable a 18. En marzo de 2026, Southern Energy firmó un contrato con SEFE (Alemania) para suministrar 2 Mtpa de GNL por ocho años, el mayor acuerdo de exportación de Argentina hasta la fecha.
El desafío será transformar los recursos en producción, procesarlos y contar con infraestructura suficiente para abastecer tanto a los mercados regionales como a las futuras plantas de GNL. De concretarse estas inversiones, Vaca Muerta no solo consolidaría el crecimiento gasífero argentino, sino que se convertiría en pieza clave de la integración energética latinoamericana.
Horacio Marín confirmó a EconoJournal el lanzamiento de la compulsa desde Houston, donde participó el jueves del encuentro Shale in Argentina.
HOUSTON (Enviado especial). Existe un indicador no escrito entre las empresas de ingeniería y construcción que permite medir cuán cerca está de concretarse un proyecto de infraestructura para el transporte de hidrocarburos: el momento en que el comitente de una obra pone en la calle la licitación para comprar los caños. Cuando una iniciativa alcanza esa instancia —y más aún cuando se adjudica la compulsa, se firma el contrato y se emite la orden de compra de los materiales—, la industria interpreta que el proyecto difícilmente tenga vuelta atrás.
La razón es sencilla: la inversión comprometida en la adquisición de las tuberías alcanza una magnitud que hace muy costoso interrumpir su ejecución. YPF y sus socios en Argentina LNG están cerca de atravesar ese umbral.
La petrolera que conduce Horacio Marín, junto con la italiana Eni y XRG, la compañía internacional de inversiones energéticas de ADNOC, lanzó formalmente la licitación para adquirir los caños que requerirá el megaproyecto de exportación de gas natural licuado. XRG es propiedad de ADNOC, la petrolera estatal de Abu Dhabi.
El consorcio ya había iniciado la compulsa para contratar la ingeniería y seleccionar a las empresas constructoras de los distintos subproyectos que integran la iniciativa, cuya ejecución demandará inversiones por más de US$ 14.000 millones. Ahora dio un paso más significativo: puso en marcha la licitación para suministrar las tuberías de dos gasoductos de 48 pulgadas y un poliducto de 24 pulgadas.
En la Argentina no existen antecedentes de construcción de gasoductos de semejante porte. Por esa razón, será la primera vez que se comprarán en el país caños con ese diámetro, espesor y libraje. La magnitud económica de la compulsa permite dimensionar la escala del proyecto: solo el costo de las tuberías se estima en alrededor de US$ 2.000 millones.
Desde Houston, durante el “Shale in Argentina”, Horacio Marín confirmó a @econojournal que el consorcio integrado por YPF, la italiana Eni y XRG lanzó oficialmente la licitación para adquirir los caños del proyecto Argentina LNG.
El propio Marín confirmó a EconoJournal el lanzamiento de la compulsa desde Houston (Texas), donde participó el jueves del encuentro Shale in Argentina, una jornada dedicada a analizar las oportunidades de inversión y el desarrollo de Vaca Muerta.
El pliego fue puesto en circulación formalmente hace diez días. La primera etapa del proceso contempla un período de consultas y devoluciones técnicas por parte de las empresas participantes, que permitirá terminar de ajustar la letra chica y los mecanismos con los que se seleccionará a los proveedores.
YPF y, fundamentalmente, Eni —que dentro del consorcio lidera los procesos de contratación vinculados con la infraestructura de midstream y exportación de GNL— ultiman los detalles de la licitación. El objetivo es alcanzar el mayor grado de competencia posible entre los oferentes.
La escala de la provisión plantea un desafío particular: son pocas las compañías capaces de fabricar por sí solas la totalidad de los tubos requeridos por el proyecto. Por eso, el diseño de la compulsa buscará que cada fabricante pueda ofertar en función de su capacidad fabril disponible.
En el plano local, el único fabricante que participará será Tenaris, la compañía del Grupo Techint especializada en la producción de tubos para la industria petrolera. También se prevé la presentación de Welspun, el grupo indio que se adjudicó la provisión de caños para el proyecto de GNL flotante de Southern Energy, y de distintos fabricantes chinos.
La adjudicación a Welspun por US$ 203 millones generó una fuerte polémica, dado que la compañía india desplazó con su oferta económica a Tenaris y a otros cuatro oferentes chinos. El episodio derivó, además, en un ataque público del presidente Javier Milei contra el titular del Grupo Techint, Paolo Rocca.
También se espera la participación en la nueva compulsa de fabricantes globales como la francesa Vallourec, la japonesa JFE Steel Corporation y la estadounidense US Steel, así como de empresas chinas y surcoreanas, entre otras.
“Esperamos que las ofertas económicas se presenten a mediados de octubre o, como máximo, hacia fines de ese mes, para estar en condiciones de adjudicar los contratos durante noviembre o en los primeros días de diciembre. La licitación incluirá, además, una cláusula de mantenimiento de las ofertas durante un plazo determinado, de manera de contar con una ventana de tiempo suficiente hasta cerrar el project finance de la obra”, explicó a EconoJournal una persona al tanto del proceso licitatorio.
Un financiamiento sin antecedentes
La clave de todo el proceso —y el hecho que podría desencadenar un efecto dominó sobre las diferentes etapas de Argentina LNG— será que YPF y sus socios logren cerrar el project finance por alrededor de US$ 14.000 millones. En la estructuración del financiamiento trabajan bancos internacionales como JPMorgan y Santander.
No existen antecedentes de un préstamo de esa envergadura para un proyecto en la Argentina, un país que durante las últimas décadas atravesó recurrentes crisis económicas que restringieron su acceso al mercado internacional de capitales. De concretarse en los términos previstos, se convertiría, de hecho, en el mayor project finance de la historia de América Latina.
Sin embargo, existen condiciones en el escenario internacional que alimentan el optimismo de YPF. Por un lado, el conflicto bélico en Irán alteró el tránsito energético a través del estrecho de Ormuz y afectó especialmente las exportaciones de GNL de Qatar, un proveedor central del mercado mundial. Esa disrupción obligó a compradores europeos —entre ellos, compañías de Italia y Alemania— a buscar fuentes alternativas de abastecimiento para garantizar el gas que necesitan durante el invierno.
Por otro lado, el alineamiento del gobierno argentino con la administración de Donald Trump es interpretado por los impulsores del proyecto como un paraguas geopolítico favorable. En esa clave, el martes de la semana pasada Marín se reunió en Washington con Juan Pablo Segura, que hace dos semanas asumió como secretario de Estado adjunto para Asuntos del Hemisferio Occidental del gobierno estadounidense, en un evento organizado por el embajador argentino Alec Oxenford.
En YPF consideran que ese vínculo puede contribuir a mejorar la percepción de riesgo entre bancos internacionales y fondos de inversión, y facilitar así el acceso al capital necesario para construir el megaproyecto. Personas que trabajan en la estructuración financiera del proyecto incluso aseguran extraoficialmente que la fecha prevista para alcanzar ese hito ya está definida, y que todo el proceso se organiza en función de ese cronograma. Aún así, no subestiman la complejidad del closing del proceso.
En los años noventa, el proyecto de potasio en el sur de Mendoza reveló un problema estructural que aún persiste: ningún concesionario ferroviario, ninguna provincia y ningún organismo nacional ofreció una solución logística integrada. La empresa minera nunca recibió la propuesta básica que hubiera evitado su colapso: “ustedes exploten la mina, nosotros garantizamos el traslado”.
Esa ausencia de coordinación terminó siendo el primer síntoma de un sistema ferroviario fragmentado que, tres décadas después, continúa sin resolver su rol estratégico.
El caso terminó de estallar en 2012, cuando el proyecto ferroviario forzado hizo caer la iniciativa minera. No fue por presiones municipales, sino por la falta de licencia social y de un esquema operativo rentable para todos los actores. Sin una red capaz de mover grandes volúmenes a costos competitivos, la mina quedó aislada y económicamente inviable.
Ese antecedente hoy se replica desde Jujuy hasta Río Negro, donde la minería y el Oil & Gas reciben promesas individuales que, analizadas en conjunto, podrían ser viables si existiera un ferrocarril moderno, integrado y con capacidad suficiente.
El nuevo pliego ferroviario lanzado en 2026 vuelve a repetir el error. No garantiza que las minas tengan ferrocarril, y las pocas que lo tendrán dependerán de subsidios del Tesoro Nacional. La red seguirá aislada, con distintos anchos de vía y estándares de capacidad heredados de 1870 y 1899.
La Ley 27.132 ordena intermodalidad camión–tren–puerto, pero el pliego no la contempla. Tampoco premia a quien proponga reconstruir toda la red, ni incentiva la integración con puertos, corredores internacionales o centros logísticos.
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El análisis técnico es contundente: las vías actuales, limitadas a 20 toneladas por eje, hacen inviable cualquier recupero de inversión. En cambio, la reconstrucción a 32,5 toneladas por eje permitiría amortizar la infraestructura en menos de 20 años y habilitaría trenes de carga pesada, contenedores, manufacturas y transporte de pasajeros.
La evidencia muestra que la diferencia entre mantener la red obsoleta o reconstruirla define si el país pierde o gana dinero por kilómetro operativo.
El informe del Foro Económico Mundial y la CEPAL refuerza este diagnóstico. América Latina produce el 40% del cobre mundial y el 30% del litio, pero la falta de interconexión logística impide capturar valor agregado. El caso del Corredor Bioceánico de Capricornio demuestra que una red integrada puede reducir entre 30% y 40% los costos logísticos y acortar hasta 15 días los tiempos de transporte.
Sin embargo, el pliego argentino considera obras clave —como el Ramal C14 entre Salta y Socompa— apenas como “mantenimiento pesado”, ignorando su rol estratégico para la minería y la exportación.
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La ausencia de intermodalidad también deja fuera al camión, a los puertos y al cabotaje. La eliminación histórica de estaciones y predios ferroviarios para usos ajenos al transporte amputó los nodos de transferencia que el Código Civil y Comercial y la Ley 27.132 ordenan recuperar. Sin esos nodos, la cadena logística queda fragmentada y los costos se disparan. El pliego perpetúa esa lógica, habilitando que predios esenciales sean declarados “no necesarios para la explotación”, incluso cuando son claves para la integración territorial.
Argentina aún está a tiempo de cambiar el paradigma. Un modelo ferroviario integrado, con reconstrucción total de la red, gobernanza federativa y cumplimiento de las leyes vigentes permitiría reducir costos logísticos, mejorar la competitividad minera y energética, y recuperar la licencia social que hoy falta.
Pero si la concesión avanza tal como está redactada, quien quiera reconstruir la red no tendrá incentivos ni posibilidades de ganar el concurso. Y el país quedará atrapado otros 50 años en estándares del siglo XIX, mientras la economía demanda infraestructura del siglo XXI.
La inteligencia artificial no vive en la nube: necesita electricidad abundante, constante y barata. En esa carrera por los megavatios, Vaca Muerta podría dejar de ser únicamente un yacimiento de hidrocarburos y transformarse en la usina de la próxima economía digital.
En julio, Argentina alcanzó un récord de 916.200 barriles de petróleo diarios, un 17,2% más que un año antes. De ese total, 643.100 barriles provinieron de Vaca Muerta. En gas natural, la producción nacional llegó a 158,8 millones de m³ diarios, con 96,5 millones aportados por la formación neuquina. Esa base energética abre la posibilidad de sostener centros de datos, inteligencia artificial y manufacturas electrointensivas.
La tendencia internacional muestra que las petroleras ya están dando este paso. Chevron anunció en 2025 una alianza para desarrollar hasta 4 GW de generación a gas destinada a centros de datos en EE.UU., y firmó un contrato de 20 años con Microsoft para abastecer un complejo en West Texas. ExxonMobil evalúa proyectos de más de 1,5 GW con captura y almacenamiento de carbono. La lógica es clara: en lugar de vender gas como commodity, buscan vender electricidad firme a los hyperscalers.
En Argentina, YPF ocupa una posición privilegiada. No solo accede a Vaca Muerta, sino que a través de YPF Luz participa en la generación eléctrica. Según su informe de sostenibilidad 2024, contaba con 3.392 MW de capacidad instalada, generaba el 9,3% de la electricidad del país y tenía 368 MW renovables en construcción. Estos activos muestran que reúne los elementos necesarios para convertirse en integrador de gas, generación térmica, renovables y contratos de suministro digital.
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La Agencia Internacional de Energía estima que el consumo eléctrico de los centros de datos podría más que duplicarse hacia 2030. El cuello de botella no será solo la generación, sino también transmisión y permisos. Por eso gana relevancia el modelo “behind the meter”: centrales instaladas junto al consumidor, capaces de suministrar electricidad directamente a la infraestructura computacional.
El interés internacional ya existe. En 2025, OpenAI y Sur Energy anunciaron una carta de intención para evaluar Stargate Argentina, un proyecto de hasta US$25.000 millones y 500 MW de capacidad. Aunque aún no se concretó, el anuncio muestra que el país empieza a aparecer en las conversaciones globales sobre infraestructura de inteligencia artificial.
La oportunidad consiste en decidir qué proporción de la energía se exporta como commodity y qué parte se utiliza para construir capacidades industriales dentro del país. Exportar hidrocarburos es la vía más directa. Generar electricidad y atraer centros de datos agrega inversión tecnológica, empleo especializado y servicios digitales de mayor complejidad.
El verdadero riesgo es exportar la oportunidad junto con el gas. Vaca Muerta no debería medirse únicamente por los barriles y metros cúbicos que produce, sino por la cantidad de industrias que consigue construir alrededor de ellos. La diferencia no está en el subsuelo, sino en la ambición industrial y la velocidad de ejecución.
Las principales empresas de servicios petroleros confirmaron que no participarán de las operaciones hidrocarburíferas en torno a las Islas Malvinas.
Las principales compañías internacionales de servicios petroleros que operan en la Argentina se desmarcan del proyecto Sea Lion en torno a las Islas Malvinas. Tras la ratificación inicial transmitida días atrás por SLB, ahora se sumaron las declaraciones de Halliburton, Baker Hughes y DLS Archer, firmas que descartaron de manera explícita cualquier tipo de participación o prestación de servicios en el proyecto offshore.
El alineamiento de los gigantes del servicio de campo responde al endurecimiento normativo dispuesto por el Poder Ejecutivo nacional mediante el Decreto 868/2026. La norma agilizó la aplicación de las sanciones previstas en la Ley 26.659 para aquellas empresas, contratistas o proveedoras que intervengan sin autorización oficial en actividades hidrocarburíferas dentro de la plataforma continental argentina. La medida apunta justamente a bloquear el desarrollo petrolero en las Islas Malvinas.
La medida establece un trámite sumario de solo 10 días hábiles para resolver inhabilitaciones operativas de 5 a 20 años y la caducidad de concesiones, e impone como condición excluyente la presentación de una declaración jurada de cumplimiento soberano para obtener permisos de la Ley de Hidrocarburos.
De la misma manera condiciona la posibilidad de acceder a los beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios delRIGI, alcance que abarca tanto a los titulares de los proyectos como a toda su cadena de participación societaria.
Las multinacionales de servicios petroleros SLB, Halliburton y Baker Hughes conforman el Big Three global de la industria hidrocarburífera, dominando la provisión de tecnología de ingeniería, fractura hidráulica y perforación dirigida. Por su parte, DLS Archer se posiciona como un contratista de perforación y completación en el mercado local e internacional.
Halliburton, Baker Hughes y DLS ratifican su alineación con la Argentina
Para las compañías de servicios el posicionamiento sobre el planteo del Gobierno es una necesidad operativa, ya que la reglamentación exige contar con las declaraciones correspondientes para mantener las habilitaciones en los desarrollos del no convencional en Vaca Muerta y para calificar dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
El movimiento comenzó a gestarse cuando SLB (ex Schlumberger) se convirtió en la primera multinacional de servicios en fijar postura formal ante las autoridades argentinas. La compañía emitió una comunicación mediante la cual ratificó el cumplimiento del marco regulatorio argentino y descartó cualquier vínculo contractual o técnico con las contratistas internacionales que buscan desarrollar los recursos en las islas.
Uno de los comunicados que se sucedieron desde el fin de semana en respuesta a la postura del Gobierno argentino por la explotación petrolera en torno a las Islas Malvinas.
En esa línea, Halliburton Argentina formalizó una declaración en la que ratificó que «respeta la soberanía de la República Argentina» y reafirmó su «compromiso con la Argentina, su pueblo y el desarrollo responsable del sector energético del país».
Asimismo, aclaró de forma directa que «no participa en el Proyecto Sea Lion ni en ninguna actividad relacionada de exploración o producción que se lleve a cabo en torno a las Islas Malvinas», ratificando que sus operaciones se desarrollan «en pleno cumplimiento de las leyes y regulaciones de la República Argentina».
Por su parte, Baker Hughes y DLS Archer se sumaron a la misma postura institucional tras enviar presentaciones donde dejaron asentado que «no participa nin tiene previsto participar en procesos de licitación que tengan por objeto la prestación de servicios para proyectos hidrocarburíferos en las Islas Malvinas» y ratificando que sus actividades locales se ajustan estrictamente al «cumplimiento del marco legal vigente» en el país.
Con la salida de los principales jugadores globales de equipos, perforación, completación y tecnología de pozos, el desarrollo hidrocarburífero pretendido por las petroleras británicas en la cuenca de Malvinas Norte vuelve a enfrentar una barrera crítica de logística y proveedores calificados a nivel internacional.
El presidente Javier Milei anunció el jueves que va a incrementar la presión sobre las petroleras extranjeras que pretendan iniciar la explotación hidrocarburífera en las Islas Malvinas. La reacción oficial lleva a poner el foco en el proyecto que impulsan la compañía británica Rockhopper Exploration y su par israelí Navitas Petroleum en el yacimiento offshore Sea Lion, 220 kilómetros al norte del archipiélago.
Ante el avance de las fases de desarrollo del proyecto Sea Lion en la cuenca Malvinas Norte, el Poder Ejecutivo mediante el Decreto 868/26, agilizó las sanciones contra empresas que realicen o asistan operaciones hidrocarburíferas ilegítimas en torno a las Islas Malvinas y traslada a la Cancillería el rol de autoridad de aplicación de la Ley 26.659.
El consorcio Vaca Muerta Sur (VMOS), integrado por YPF y otras siete petroleras, se prepara para emitir por primera vez una Obligación Negociable (ON) en el mercado local. La compañía buscará US$150 millones, ampliables hasta US$200 millones, como parte de la estructura de financiamiento del megaproyecto de US$3.300 millones que conectará la formación neuquina con una nueva terminal de exportación en el Golfo San Matías, Río Negro.
La obra alcanzó en agosto un avance físico del 80% y un avance económico del 68%, consolidándose como el principal proyecto de infraestructura energética en ejecución. El oleoducto y la terminal permitirán destrabar un cuello de botella en el transporte de crudo y multiplicar la capacidad exportadora de Argentina.
El bono tendrá un plazo de 4 años, amortización íntegra al vencimiento y pagos de intereses semestrales. Estará denominado en dólares estadounidenses MEP, con tasa fija a definir en la licitación, y cuenta con calificación AAA de FIX. El monto mínimo de suscripción será de US$100. La empresa realizará un roadshow la próxima semana para atraer inversores institucionales.
La colocación local se suma a un esquema financiero que incluye US$2.000 millones de deuda internacional, US$1.000 millones de aportes de accionistas y otros US$300 millones provenientes de mercado local o préstamos bancarios. A agosto, ya se habían desembolsado US$1.628 millones de los bancos y US$698 millones de los accionistas.
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Del costo total, US$2.977 millones corresponden a inversiones de capital: US$1.510 millones para el oleoducto y US$1.466 millones para las terminales. El resto se destinará a intereses durante la construcción, impuestos y reservas de caja.
VMOS está integrado por ocho de los principales productores de petróleo del país: YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Chevron, Shell y Tecpetrol. La participación conjunta de estas compañías asegura respaldo técnico y financiero para el proyecto.
Se espera que el oleoducto inicie operaciones en el primer semestre de 2027, con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios. Luego escalará a 390.000 barriles y finalmente alcanzará 550.000 barriles por día hacia fines de 2027. El plan contempla además una ampliación posterior que llevaría la capacidad a 700.000 barriles diarios en 2029.
La industria argentina atraviesa un proceso de transformación marcado por diferencias cada vez más profundas entre sectores. Mientras energía, minería y algunos segmentos alimenticios sostienen inversiones y demanda, ramas tradicionales como textiles, electrodomésticos, calzado y metalurgia enfrentan retrocesos de producción y menor utilización de capacidad.
En el primer semestre de 2026, la actividad manufacturera acumuló una caída interanual de 1,9% y quedó 11,8% por debajo del nivel registrado en igual período de 2023. El dato refleja un escenario en el que no toda la industria evoluciona de la misma manera: los sectores asociados a grandes proyectos de inversión y exportación encontraron mejores condiciones que aquellos que dependen principalmente del mercado doméstico.
Uno de los factores que aceleró esa diferenciación fue el aumento de las importaciones. Según el CEPA, durante los primeros seis meses de 2026 ingresaron manufacturas por US$5.362 millones, el valor más alto para un primer semestre dentro de la serie relevada. Los mayores incrementos frente a 2023 se produjeron en electrodomésticos (+109,2%), prendas de vestir (+86,3%) y equipos de transporte como motos y bicicletas (+67,6%).
El aumento de la oferta importada impactó especialmente sobre actividades que ya enfrentaban una demanda interna debilitada. En junio, la producción de aparatos de uso doméstico cayó 22,9% interanual, mientras que la industria textil acumuló una baja de 10,8% en el primer semestre.
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La menor actividad también se refleja en la utilización del aparato productivo. En junio, el uso de la capacidad instalada industrial se ubicó en 59,1%, lo que significa que cerca del 41% de los equipos permanecía sin utilizar. El nivel quedó 9,5 puntos porcentuales por debajo del registro de junio de 2023, mostrando que buena parte de la estructura fabril opera por debajo de su potencial.
En la otra punta aparecen petróleo, gas y minería, actividades que concentran inversiones y proyectos de largo plazo. El desarrollo de Vaca Muerta y las nuevas iniciativas mineras sostienen demanda de servicios, transporte, maquinaria e infraestructura, aunque ese crecimiento no se distribuye de manera uniforme sobre todo el entramado industrial.
Una encuesta de la Fundación Observatorio PyME señaló que apenas 4,7% de las pymes relevadas participa directa o indirectamente como proveedora de proyectos vinculados al RIGI. El dato plantea un interrogante central: cuánto del crecimiento de los grandes proyectos consigue trasladarse hacia proveedores nacionales y pequeñas empresas.
Desde diciembre de 2023, el Gobierno nacional avanzó con reducciones de aranceles para distintos productos —línea blanca, neumáticos, insumos plásticos y bienes de capital— además de derogar la Ley de Compre Nacional mediante el DNU 70/2023. Para una parte del sector empresario, esa apertura obliga a mejorar productividad y calidad; para entidades pyme, el problema aparece cuando la mayor competencia externa coincide con menor consumo y márgenes reducidos.
El resultado es una industria cada vez más segmentada: sectores vinculados con energía, minería y exportaciones muestran mejores perspectivas, mientras varias ramas tradicionales enfrentan un escenario más exigente por la combinación de demanda débil y mayor presencia de productos importados.
