Por: Redacción Runrun Energético

Lo que comenzó como acuerdos de intención en oficinas gubernamentales ya se siente en los pasillos de las operadoras en Medio Oriente.

El interés de los Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudita por Vaca Muerta ha pasado a una fase operativa crítica: la captación de talento especializado para trasladarse a la Cuenca Neuquina.

Fuentes cercanas a la industria en Abu Dhabi confirman que las grandes operadoras del Golfo ya están tanteando a ingenieros y especialistas con experiencia en exploración que posean una ventaja competitiva clave: el dominio del español y el árabe.

“Cuando a esta gente se les mete algo entre ceja y ceja, nadie los aparta de lo que se proponen”, comenta un ingeniero petrolero con base en los Emiratos. Esta determinación es la que hoy pone a Argentina en el centro de la estrategia global de ADNOC y sus brazos inversores.

ADNOC y el GNL: La firma del acuerdo para el proyecto Argentina LNG no es solo un papel. La logística para construir plantas de licuefacción en Río Negro requiere una transferencia de tecnología y personal que ya está en marcha.

Saudi Aramco: El gigante saudí busca replicar su eficiencia operativa en el shale argentino. Su llegada no solo trae capital, sino una visión de largo plazo que busca asegurar el suministro energético global.

Fondos Soberanos (Mubadala): El interés se extiende a la infraestructura. La capacidad de estos fondos para invertir “a bolsillo propio” acelera tiempos que tradicionalmente dependen de financiamiento bancario complejo.

Este cambio de mapa encuentra a las empresas nacionales en su mejor momento. El liderazgo de operadoras locales, que hoy llevan adelante el grueso de la producción, se verá potenciado por esta inyección de capital extranjero. La combinación es potente: conocimiento geológico local más el músculo financiero de Medio Oriente.

Con exportaciones que apuntan a los US$ 30.000 millones, Vaca Muerta deja de ser una esperanza para convertirse en la realidad que el mercado global demanda. El 2026 será, sin duda, el año de la integración cultural y técnica entre el Golfo y la Patagonia.

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Los precios del petróleo subieron más de un 1% el lunes debido a que los abundantes suministros globales compensaron las preocupaciones sobre el impacto en los flujos de Venezuela, hogar de las mayores reservas mundiales, tras la captura por parte de Estados Unidos del presidente de ese país, Nicolás Maduro.

Los futuros del crudo Brent subieron 96 centavos, o un 1,58%, a 61,71 dólares por barril, mientras que el crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI) ganó 95 centavos, o un 1,66%, a 58,27 dólares.

Los índices de referencia subieron más de 1 dólar en las operaciones de media mañana después de haber caído más de 1 dólar anteriormente en una sesión agitada, mientras los inversores digerían la noticia de la captura de Maduro y de que Washington tomaría el control del miembro de la OPEP cuyas exportaciones de crudo habían estado bajo un embargo estadounidense que sigue vigente.

En un mercado global con abundante suministro de petróleo, los analistas dijeron que cualquier interrupción adicional a las exportaciones de Venezuela tendría poco impacto inmediato en los precios. La producción de petróleo en el país se ha desplomado en las últimas décadas en medio de una mala gestión y una falta de inversión de empresas extranjeras después de que Venezuela nacionalizara las operaciones petroleras en la década de 2000.

La producción promedió alrededor de 1,1 millones de bpd el año pasado, o apenas el 1% de la producción mundial. Kazuhiko Fuji, consultor del Instituto de Investigación de Economía, Comercio e Industria de Japón, señaló también que los ataques estadounidenses no habían dañado la industria petrolera del país sudamericano.

La presidenta interina de Venezuela, Delcy Rodríguez, ofreció el domingo colaborar con Estados Unidos. “Esto reduce el riesgo de un embargo prolongado a las exportaciones petroleras venezolanas, con el petróleo potencialmente fluyendo libremente fuera de Venezuela en poco tiempo”, dijeron los analistas de SEB.

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El boom de la minería no es exclusivo de la Argentina en tiempos del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y la llegada de inversiones con el nuevo gobierno de Javier Milei, aunque sí es motor de un salto inédito global para el sector.

Las empresas mineras registran una valuación de mercado récord y con grandes proyectos en el mundo, millonarios en el país, suman más de u$s 2,17 billones en capitalización bursátil (más de u$s 800.000 millones lo sumaron solo en 2025).

De las 10 empresas mejor valuadas del mundo y las que llegaron a triplicar su valor, siete tiene proyectos en la Argentina. Y casi todas pidieron entrar al RIGI.

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Fuente: Flipr

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El yacimiento volvió a ubicarse en la cima del ranking de producción y quedó a las puertas de un hito inédito para la industria local ¿Qué otras áreas se consolidan como las mayores productoras del país?

La producción petrolera argentina volvió a mostrar en noviembre de 2025 una foto cada vez más nítida: el corazón del sistema energético nacional late en Vaca Muerta y lo hace de la mano de un número reducido de bloques que explican una parte sustancial del shale total, con Loma Campana al frente.

El país alcanzó una producción promedio de 843.069 barriles diarios, con una leve contracción mensual del 0,76%, pero con un crecimiento interanual contundente del 12,47%, traccionado casi exclusivamente por el desarrollo del shale oil.

Loma Campana explicó por sí sola el 11% de todo el petróleo producido en el país durante el mes. Además, mostró un crecimiento mensual del 7,84%, suficiente para recuperar el liderazgo y desplazar a La Amarga Chica del primer puesto.

Ese contraste entre una baja coyuntural y una suba sostenida en términos anuales resume la dinámica actual del sector: ajustes operativos de corto plazo conviven con una expansión estructural del no convencional, que sigue desplazando al petróleo tradicional tanto en volumen como en relevancia estratégica.

Dentro de ese escenario, Loma Campana volvió a ubicarse en la cima del ranking de producción y quedó a las puertas de un hito inédito para la industria local.

El yacimiento, operado por YPF, produjo en noviembre 92.742 barriles diarios, apenas 7.258 barriles por debajo del umbral simbólico de los 100.000 barriles diarios, una cifra que ningún yacimiento individual había alcanzado hasta ahora en la Argentina.

El desempeño del área no solo es relevante por el volumen absoluto, sino por su peso relativo: Loma Campana explicó por sí sola el 11% de todo el petróleo producido en el país durante el mes. Además, mostró un crecimiento mensual del 7,84%, suficiente para recuperar el liderazgo y desplazar a La Amarga Chica del primer puesto.

Este comportamiento reafirma el rol de Loma Campana como emblema del desarrollo no convencional. Se trata de un bloque que combina escala, continuidad operativa y aprendizaje acumulado, y que funciona como referencia técnica para el resto de los proyectos de shale en el país.

El ranking de noviembre deja en evidencia una concentración poco habitual: los tres bloques más productivos de la Argentina pertenecen a la misma formación geológica y al mismo operador.

Detrás de Loma Campana se ubicó La Amarga Chica, también bajo operación de YPF, con una producción de 84.600 barriles diarios, equivalente a cerca del 10% del total nacional.

YPF, Vaca Muerta, Hidrocarburos
los tres bloques más productivos de la Argentina pertenecen a la misma formación geológica y al mismo operador: YPF.
El podio se completa con Bandurria Sur, otro desarrollo shale de la petrolera de mayoría estatal, que alcanzó los 61.622 barriles diarios y aportó el 7,31% del crudo argentino.

En conjunto, estas tres áreas explican más de una cuarta parte de toda la producción del país, un dato que grafica con claridad la centralidad que alcanzó Vaca Muerta dentro del esquema energético nacional.

Este dominio no es casual. Responde a una estrategia de concentración de inversiones, optimización de costos y estandarización de procesos que permitió escalar la producción en un contexto macroeconómico complejo y con restricciones de infraestructura aún vigentes.

Más allá del protagonismo del shale, el ranking también muestra que el petróleo convencional mantiene presencia, aunque con un peso relativo cada vez menor.

En el cuarto lugar se ubicó Anticlinal Grande–Cerro Dragón, operado por Pan American Energy, con una producción de 57.567 barriles diarios, lo que representa el 6,83% del total nacional.

En la misma cuenca del Golfo San Jorge, Manantiales Behr, todavía bajo operación de YPF, aportó 24.739 barriles diarios, equivalentes al 2,93% de la producción del país.

Ambos casos confirman que las áreas maduras siguen siendo relevantes, pero también exhiben las limitaciones estructurales de un modelo que enfrenta mayores costos, declino natural y una necesidad creciente de incentivos para sostener la actividad.

El quinto lugar del ranking fue para Bajada del Palo Oeste, operado por Vista Energy, con 52.256 barriles diarios y una participación del 6,20%. Se trata del proyecto shale privado más relevante del país y una señal de que, aunque YPF lidera el proceso, existe espacio para otros jugadores en el desarrollo no convencional.

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Fuente: Dinamicarg

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La formación neuquina viene creciendo a pasos agigantados, mientras que la reconstrucción de Caracas será larga, costosa y todavía presenta mucha incertidumbre. Las fortalezas locales frente al potencial de Caracas.

La líder de la oposición venezolana envió un mensaje sencillo a la industria energética estadounidense el pasado marzo: Vengan a por nuestro petróleo.

En una videoconferencia con ejecutivos en la CERAWeek en Houston, María Corina Machado prometió que el sector petrolero venezolano, nacionalizado en la década de 1970 y objeto de una mayor expropiación bajo el Gobierno de Hugo Chávez en la década de 2000, se abriría al capital privado.

La producción estaría “totalmente impulsada por el sector privado”, los activos de la petrolera estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) se subastarían y los inversores estarían protegidos por nuevos contratos, así como por el arbitraje internacional y la supervisión del FMI y el Banco Mundial.

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Fuente: Cronista

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La planificación industrial, el ordenamiento territorial y la logística marcaron el año en distintas regiones de Neuquén. Parques industriales, nuevas inversiones y una ley clave muestran un escenario que sigue en expansión.

El balance anual de la industria neuquina dejó avances significativos en planificación, infraestructura y radicación de inversiones, con impacto directo en el desarrollo económico y la generación de empleo en distintas regiones de la provincia. A través del trabajo de la subsecretaría de Industria, se fortaleció la gestión industrial en la Región Confluencia, la Comarca Petrolera, Vaca Muerta y la Región del Pehuén, con una estrategia orientada a la logística, el ordenamiento territorial y la consolidación de empresas.

Uno de los ejes centrales del período fue la implementación progresiva de la Ley 3502 – “Invierta Neuquén”, un marco normativo que promueve un modelo innovador de inversiones con enfoque regional, desarrollo sostenible, incentivos para nuevos proyectos y fortalecimiento de las empresas ya instaladas. La normativa apunta, además, a generar empleo genuino y diversificar la matriz productiva en todo el territorio provincial.

En la Región Confluencia se consolidó la gestión integral del Parque Industrial Neuquén (PIN) y del sector Z1, a través del Consorcio de Administración. Durante el año se avanzó en un proceso estratégico de regularización de activos, que permitió recuperar 343.911,72 metros cuadrados en sectores clave como Z1 Norte, la ex base aérea y el área de servicios, superficies que podrán destinarse a nuevos proyectos productivos.

El Parque Industrial cuenta con 940 hectáreas administradas y 330 empresas radicadas. En ese contexto, se concretaron cuatro decretos de adjudicación en venta, con inversiones comprometidas por 1.280 millones de pesos, que implican la creación de 92 nuevos puestos de trabajo.

En infraestructura, se avanzó en la planificación técnica del sector Z1 Sur, con la apertura de sobres para los estudios de base del masterplan. En paralelo, continúan las obras de servicios y regularización dominial en distintos sectores del parque. En Z1 Norte, la obra de electrificación presenta avances relevantes y beneficiará a 35 empresas en 240 hectáreas, generando un ahorro estimado de 200 mil dólares, que será reinvertido en la red de agua.

También se coordinaron acciones con el EPAS para redes de agua y cloacas en los sectores Gran Industria y Centenario, se aprobó una nueva etapa de iluminación urbana y se implementó un sistema de riego sostenible. En Servicios y Ex Base Aérea, los trabajos se enfocan en la reparación integral de calles, la normalización de la red de agua y el traspaso de titularidad, mientras que en PIN Este se gestiona la ampliación de la red troncal de cloacas.

La estrategia regional prioriza la consolidación del Nodo Logístico Metropolitano, fortaleciendo al sector Z1 como punto clave para el transporte de cargas. A su vez, el proyecto de la Plataforma Logística de Neuquén avanza en el corredor Centenario–Neuquén–Plottier, en articulación con el corredor productivo Neuquén–Añelo–Zapala, dentro del Plan Logístico Provincial.

En la Región Comarca Petrolera se registraron avances en la radicación de nuevos proyectos industriales y en la regularización administrativa de empresas ya instaladas. Actualmente se evalúan 10 solicitudes de radicación, entre ellas una planta de tubos flexibles con una inversión superior a los 7 millones de dólares y la creación de 50 puestos de trabajo directos. En Plaza Huincul, se avanzó en los estudios técnicos para el desarrollo de 400 hectáreas destinadas a infraestructura industrial.

En Vaca Muerta, se continúa trabajando en el masterplan del Parque Industrial de Añelo, que cuenta con 736 hectáreas totales. Ya se iniciaron los procesos licitatorios y se proyecta una primera etapa sobre 230 hectáreas, además de la tramitación de un agrupamiento industrial y de servicios privados fuera de ejido. En materia de conectividad, se avanza en la planificación del trazado ferroviario hacia Añelo, obra estratégica para el transporte masivo de insumos en el corredor Vaca Muerta–Zapala–Bahía Blanca y Chile.

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Fuente: ADN Sur

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Pan American Energy (PAE), la segunda petrolera privada de la Argentina, se asoció con el mayor productor no convencional de Estados Unidos para la transferencia del 20% de participación en cuatro bloques en Vaca Muerta en Neuquén y Río Negro. El objetivo es combinar el despliegue territorial de PAE con la experiencia técnica de Continental.

Pan American Energy (PAE) y Continental Resources anunciaron este lunes una asociación estratégica con el fin de dinamizar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en la formación Vaca Muerta. La operación consiste en la adquisición, por parte de la firma estadounidense, del 20% de la participación que PAE posee en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa, en Neuquén, junto con el bloque Loma Guadalosa, en Río Negro.

PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques, pero sumará el know how súper especializado en operaciones no convencionales de Continental Resources, la compañía del multimillonario Harold Hamm, conocido como el «rey del fracking», que en noviembre cerró la compra a Pluspetrol del 90% de su participación en el bloque Los Toldos II Oeste, en Neuquén.

Durante décadas Continental fue pionera en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos. Con una producción diaria que alcanza los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día en 2025 y más de 5.200 pozos operados, su trayectoria se define por la innovación tecnológica, la disciplina operativa y una gestión financiera responsable.

A nivel internacional, Continental aplica el mismo rigor técnico y una visión de desarrollo a largo plazo a nuevas oportunidades, incluyendo Vaca Muerta. El cierre del acuerdo está sujeto a la aprobación de la transferencia de las participaciones por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro.

Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, afirmó que “esta relación estratégica con una las principales compañías de petróleo y gas independientes de Estados Unidos busca acelerar el desarrollo de las cuatro áreas en ambas provincias. Como socio no operador, Continental nos aportará su know-how en derisqueo, desarrollo y eficiencia de operaciones con el objetivo de poner en valor los enormes recursos no convencionales que tiene nuestro país”.

«Vaca Muerta es una de las formaciones de shale más atractivas del mundo y estamos entusiasmados de continuar invirtiendo en Argentina y consolidar la posición de Continental a través de este acuerdo con Pan American Energy», dijo Doug Lawler, presidente y director ejecutivo de Continental Resources, en un comunicado de las empresas.

“PAE es un operador altamente capacitado -agregó Lawler- con una profunda experiencia en la cuenca. Tenemos muchas expectativas en aprender de PAE y de compartir la experiencia de Continental en recursos no convencionales para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta».

PAE lleva más de 50 años con presencia en Neuquén y es uno de los mayores productores del desarrollo no convencional. En la cuenca neuquina, la compañía produce 12 millones de m³ diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, lo que significa un total cercano a 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED).

En esta provincia PAE opera siete áreas, seis de ellas en etapa de desarrollo, y participa como socio no operador en otras dos. En Río Negro la compañía opera el área Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación no convencional otorgada por dicha provincia.

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Fuente: EconoJournal

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La suba de precios internacionales explicó el salto de las ventas externas en 2025, con exportaciones cercanas a los US$6000 millones y un aporte neto de divisas en máximos; litio y cobre, los negocios que vienen.

En momentos en que el Gobierno de Javier Milei envía señales a los mercados en busca acelerar inversiones y ampliar la oferta de dólares en un país que aún no afianzó su nivel de reservas, la minería vuelve a ocupar un lugar central en la economía. El sector cerró 2025 con un desempeño histórico en materia de exportaciones, apalancado en el fuerte repunte de los precios internacionales del oro y la plata.

Según un informe conjunto de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR), las ventas externas mineras habrían alcanzado cerca de los US$5900 millones, arrojaron los cálculos de ambas entidades con datos provisorios hasta noviembre, lo que implica un crecimiento cercano al 27% interanual y la mayor participación del sector en el total exportado por la Argentina desde que existen registros.

Con ese resultado, la actividad minera consolidó su posición como uno de los principales generadores netos de divisas de la economía, junto con el agro.

El informe, sin embargo, advierte que el récord convive con una dinámica a varias velocidades. El oro y la plata explican alrededor del 81% de las exportaciones mineras, impulsadas casi exclusivamente por precios en máximos históricos. Los volúmenes físicos de producción, en cambio, muestran una tendencia contractiva desde 2019, reflejo de la madurez de yacimientos que operan desde la década de 1990 y de la escasa incorporación de nuevas inversiones en los últimos años.

De las ocho operaciones metalíferas activas, al menos la mitad presenta un horizonte de producción inferior a cuatro años, una señal de alerta para un rubro clave en la generación de dólares.

En contraposición, el litio exhibe un comportamiento muy distinto. Aun en un contexto de precios internacionales más bajos, la producción creció con fuerza gracias a inversiones superiores a los US$7000 millones que permitieron poner en marcha siete plantas productivas.

Para 2025, la producción anual podría ubicarse en el rango de 100.000 a 110.000 toneladas de carbonato de litio equivalente, un salto de entre 35% y 45% respecto de 2024. Las exportaciones, sin embargo, apenas superarían los valores de 2023, uno de los años de precios más elevados, lo que refleja el impacto del ciclo bajista internacional.

Más allá de las diferencias por mineral, la minería mantiene un rasgo estructural clave para la economía argentina: junto con la agroindustria, es uno de los dos únicos sectores que aportan divisas netas de manera sistemática.

Desde 2003, el balance cambiario minero fue superavitario todos los meses, con una relación promedio de nueve dólares exportados por cada dólar importado. En varias provincias —como Catamarca, San Juan, Santa Cruz y Jujuy— la actividad explica más del 80% de las exportaciones totales, lo que refuerza su peso económico y fiscal a nivel regional.

Este desempeño ayuda a explicar por qué la minería concentra cerca del 65% de las aplicaciones al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) y por qué el Gobierno busca avanzar en cambios regulatorios para destrabar proyectos de gran escala.

En ese marco se inscribe la iniciativa oficial para introducir modificaciones en la Ley de Glaciares, con el objetivo de clarificar criterios y habilitar inversiones, en especial vinculadas al cobre, que sumarían unos US$35.000 millones, según cálculos del sector. La discusión, que genera fuertes resistencias ambientales, aparece como una pieza central de la estrategia para ampliar la capacidad exportadora del sector.

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Fuente: La Nación

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Los avances sobre la costa atlántica rionegrina colocan a la provincia en el centro de la nueva estrategia energética nacional, con proyectos de gas natural licuado que apuntan a transformar al país en un actor relevante del mercado global.

Río Negro avanza con fuerza en el desarrollo del gas natural licuado (GNL) y se perfila como uno de los pilares de la estrategia energética nacional para colocar a la Argentina entre los 10 principales exportadores del mundo. Así lo expresó recientemente el gobernador Alberto Weretilneck al enfatizar que los proyectos que se concentran en la costa atlántica marcan un momento histórico para el país.

Las iniciativas vinculadas al GNL están centradas en el aprovechamiento de la producción de gas de Vaca Muerta y su licuefacción frente al Golfo San Matías, donde se proyecta la instalación de unidades industriales capaces de transformar el gas en estado líquido para su transporte marítimo. Esta estrategia sitúa a la provincia en un rol logístico y productivo de enorme relevancia, gracias a su salida directa al Atlántico y condiciones naturales favorables para las operaciones.

“No son promesas, sino realidades, es un gran orgullo para nosotros”, afirmó Alberto Weretilneck. Además, remarcó ante la prensa que este impulso al GNL no solo contribuirá a expandir las exportaciones de energía, sino que también forma parte de “una estrategia integral de desarrollo, con impacto real en la economía y el empleo”.

Según subrayó, el crecimiento del sector energético se articula con el fortalecimiento de actividades tradicionales como la agricultura y la ganadería. Esto genera un modelo productivo diversificado y sostenible.

En ese marco, destacó los números que reflejan ese proceso: 87.000 hectáreas dedicadas a la agricultura y horticultura bajo riego alcanzando las 24.000 hectáreas de maíz, 27.000 de alfalfa y 7.000 de cebolla como base de un esquema productivo diversificado y con valor agregado. “El camino que estamos recorriendo tiene que ver con sumar más hectáreas bajo riego, producir más, industrializar más y generar más trabajo”, concluyó.

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Fuente: Rio Negro

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La Corporación Minera del Neuquén (Cormine SEP) avanza en un proceso integral de modernización y fortalecimiento institucional, con el objetivo de consolidar un modelo de gestión transparente, eficiente y alineado con los estándares de la industria minera, tanto a nivel nacional como internacional.

Esta etapa busca reposicionar a la empresa como un actor estratégico del desarrollo productivo de la provincia, en un contexto donde la planificación y la previsibilidad resultan claves para atraer inversiones y generar empleo.

Uno de los ejes centrales de esta etapa fue el ordenamiento de la situación administrativa y financiera de la empresa. Según se informó, este proceso permitió mejorar la previsibilidad de la gestión y sentar bases más sólidas para el impulso de nuevos proyectos mineros, fortaleciendo la capacidad institucional de Cormine para encarar desafíos de mayor escala.

En paralelo, se avanzó en la actualización del mapa minero provincial, una herramienta considerada estratégica para la toma de decisiones. Este instrumento resulta clave para la evaluación del potencial geológico, la identificación de áreas con oportunidades de inversión y la planificación ordenada del desarrollo minero en Neuquén.

En el plano operativo, la empresa registró avances concretos en el Proyecto Andacollo, donde se elaboraron los pliegos de bases y condiciones para su futura licitación pública nacional e internacional. Este paso marca un hito dentro de la agenda minera, al establecer reglas claras para la participación de inversores y operadores interesados en el desarrollo del proyecto.

De manera complementaria, Cormine profundizó su presencia en ámbitos estratégicos de promoción minera, tanto a nivel nacional como internacional. En ese marco, se fortalecieron vínculos con provincias productoras, empresas del sector y la secretaría de Minería de la Nación, apuntando a posicionar a Neuquén dentro del mapa minero argentino y regional.

De cara al futuro, la empresa definió una hoja de ruta clara que incluye transformaciones estructurales orientadas a mejorar su funcionamiento y competitividad. Entre los principales objetivos se destacan la transformación societaria de SEP a Sociedad Anónima, la presentación del Código de Procedimiento Minero local y la elaboración de un Régimen de Regalías Mineras.

A su vez, se proyecta el impulso de esquemas de participación público-privada, con foco en la eficiencia, la sostenibilidad y la generación de valor, buscando articular la presencia del Estado con la inversión privada bajo reglas claras y previsibles.

En el plano productivo, Cormine proyecta la activación de concesiones mineras estratégicas y el desarrollo de estudios orientados a nuevos recursos, como geotermia, litio, uranio y tierras raras. Esta mirada integral apunta a diversificar y modernizar la matriz minera provincial, reduciendo la dependencia de un solo tipo de recurso y ampliando las oportunidades de desarrollo.

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Fuente: Alerta Digital

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Por Redacción Runrun Energético

Vaca Muerta ya no solo es una promesa de recursos; es el motor de un superávit energético que en 2025 superará los USD 7.000 millones. Sin embargo, producir no es suficiente si no se puede evacuar. Para consolidar el rol de Argentina como exportador neto, tres proyectos críticos de infraestructura —VMOS, Duplicar Norte y la ampliación del Perito Moreno— se ejecutan a contrarreloj con la meta de 2027 como horizonte de máxima capacidad.

Liderado por YPF en un consorcio histórico con las principales operadoras (Vista, PAE, Pampa, Chevron, Shell, entre otras), este ducto de 437 km es la llave para la independencia exportadora.

Inversión: USD 3.000 millones.

Hito operativo: Inicio de exportaciones en noviembre de 2026 (180.000 bbl/d).

Capacidad final: 550.000 bbl/d para 2027.

El dato clave: Para “llenar” este ducto, YPF proyecta triplicar su actividad, pasando a perforar 600 pozos anuales de petróleo no convencional.

Mientras VMOS mira al puerto, Duplicar Norte se enfoca en resolver los cuellos de botella aguas arriba. Este proyecto es vital para desarrollos en expansión como El Trapial (Chevron) y Los Toldos II Este (Tecpetrol).
Traza: 207 km desde Rincón de los Sauces hasta Allen.

Inversión: USD 400 millones.

Puesta en marcha: Fines de 2026 (parcial) y primer trimestre de 2027 (definitiva).

Impacto: Permitirá evacuar 200.000 barriles diarios adicionales hacia la conexión con Puerto Rosales.

En el frente gasífero, Transportadora de Gas del Sur (TGS) lidera la expansión del sistema troncal que no solo sustituirá importaciones de GNL, sino que sentará las bases para el mercado regional (Brasil).

Inversión: Entre USD 700 y 800 millones (bajo el marco del RIGI).

Capacidad: Pasará de 21 Mmm3/d a 35 Mmm3/d.

Ahorro de divisas: Se estima en USD 700 millones solo por reemplazo de importaciones durante el invierno de 2027.

Como bien señala el CEO de YPF, Horacio Marín, el desafío técnico es monumental. Pasar de la escala actual a una de 2.000 pozos activos para alimentar el nuevo sistema de transporte requiere que toda la cadena de servicios (fractura, logística de arena, rigs) opere con una eficiencia nunca antes vista en la cuenca.

Para los proveedores que integran nuestra comunidad en enerbuy.store, este incremento en la actividad representa una demanda de insumos sostenida por los próximos 24 meses, consolidando a la Cuenca Neuquina como el epicentro de la inversión privada en Argentina.

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Por: Mónica Matassa

El tablero energético global acaba de patearse. La salida de Nicolás Maduro y el inminente regreso masivo del crudo venezolano al mercado —bajo el ala de la administración Trump— ha puesto al barril WTI en una zona de turbulencia, perforando los USD 60.

Para Argentina, y especialmente para quienes formamos parte de la cadena de valor de Vaca Muerta, esto no es solo una noticia de política internacional; es un llamado urgente a la eficiencia operativa.

Con un escenario de precios internacionales a la baja, la competitividad de nuestros yacimientos no convencionales vuelve al centro del debate. Si bien el mercado interno hoy ofrece un “refugio” con precios un 10% por encima de la paridad de exportación, esta brecha no será eterna. La presión por bajar los costos de extracción (lifting cost) será la prioridad número uno de las operadoras en este 2026.

En este contexto, la transformación digital y la transparencia en la cadena de suministros dejan de ser un “lujo” para convertirse en una necesidad de supervivencia.

Optimización de márgenes: Las operadoras buscarán proveedores que no solo ofrezcan calidad, sino agilidad y costos competitivos.
Visibilidad estratégica: Los espacios digitales de encuentro entre oferta y demanda —como nuestro marketplace enerbuy.store— cobran un valor crítico para dinamizar las compras productivas sin las fricciones de las intermediaciones tradicionales.

La paradoja es que, mientras el precio del crudo cae, el Riesgo País argentino tiende a la baja gracias a una región vista como “más confiable”. Esto podría abrir el grifo del crédito para obras de infraestructura vitales.

El 2026 nos exige estar más informados que nunca. En Grupo Runrún seguiremos de cerca cada movimiento de este “ajedrez” geopolítico que, desde Caracas y Washington, termina impactando directamente en el surtidor de nuestra esquina y en los contratos de nuestras empresas.

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Se puso en marcha el primer proyecto de grandes inversiones aprobado con este régimen: el parque solar de YPF Luz en Mendoza.

El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) empezó a mostrar sus primeros resultados concretos. La semana pasada se puso en marcha de manera parcial el primer proyecto aprobado, un parque solar de YPF Luz en Mendoza, mientras el Gobierno nacional ya otorgó aval formal a nueve iniciativas que, en conjunto, comprometen inversiones por más de US$ 11.500 millones.

En paralelo, otros once proyectos, en su mayoría mineros, continúan a la espera de autorización y podrían elevar el volumen total comprometido por encima de los US$ 30.000 millones.

El proyecto que inauguró el régimen es el Parque Solar El Quemado, desarrollado por YPF Luz en el departamento de Las Heras, Mendoza. La compañía informó a la Comisión Nacional de Valores que obtuvo la habilitación comercial de los primeros 100 MW, sobre un total de 305 MW que se completarán durante el primer semestre de 2026.

El parque demandó una inversión total de US$ 211 millones y fue el primer emprendimiento presentado al RIGI en octubre de 2024. Una vez finalizado, contará con 511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales distribuidos en más de 600 hectáreas, con una capacidad de generación equivalente al consumo de unos 233.000 hogares. El factor de capacidad estimado es del 31,4%, un valor elevado para estándares solares en la región.

El Gobierno ya aprobó nueve proyectos bajo el régimen, con activos computables por US$ 11.500 millones, de los cuales unos US$ 5.600 millones se ejecutarán o volcarán a la economía en los próximos dos años.

Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS): impulsado por un consorcio de nueve petroleras lideradas por YPF, es el proyecto de mayor volumen aprobado hasta el momento. Cuenta con inversiones protegidas por US$ 2.486 millones y permitirá transportar desde 2027 unos 360.000 barriles diarios de crudo desde Neuquén hasta Río Negro, aliviando los cuellos de botella logísticos de Vaca Muerta.

Proyecto de GNL de Southern Energy: el consorcio prevé invertir US$ 2.825 millones para instalar dos unidades flotantes de licuefacción frente a la costa de Río Negro. El objetivo es iniciar exportaciones en 2027 y alcanzar una producción de 6 millones de toneladas anuales de gas natural licuado.

Proyecto de litio de Rio Tinto: la minera comprometió US$ 2.299 millones en el salar de Rincón, en Salta, para producir 60.000 toneladas anuales de carbonato de litio.

Los Azules (cobre): desarrollado por McEwen Copper en San Juan. Aunque la decisión final de inversión aún no fue tomada, el proyecto tiene activos computables por US$ 2.353 millones, de los cuales US$ 415,8 millones se desembolsarían en una primera etapa.

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Fuente: ADN Sur

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Por Redacción Runrun Energético

El 2026 marca un punto de inflexión para la competitividad del subsuelo argentino. Con el lanzamiento de los pliegos para la reestructuración integral del sistema ferroviario nacional, el Gobierno busca atacar el “talón de Aquiles” de los sectores productivos: una matriz logística donde el ferrocarril apenas moviliza el 5% de las cargas, frente a estándares globales que superan el 40%.

La gran novedad para los inversores no es la privatización per se, sino el cambio de paradigma hacia el Acceso Abierto (Open Access). Este modelo desintegra la operación de la infraestructura:

Gestión de Vías: El Estado concesiona el mantenimiento de las trazas bajo régimen de obra pública.

Subasta de Activos: Locomotoras y vagones pasan a manos privadas para capitalizar la renovación de ramales estratégicos.
Competencia Libre: Cualquier operador podrá correr sus trenes pagando un canon, eliminando el monopolio de las trazas.

La reconfiguración de las líneas Belgrano, San Martín y Urquiza no ha pasado desapercibida para los gigantes globales. Según fuentes del sector, el interés ya trascendió a las cerealeras tradicionales (AGD, Bunge, Cargill). Hoy, el radar está puesto en:

Minería Metalífera: Gigantes como la británica Río Tinto y capitales españoles ya sondean el nuevo esquema para viabilizar la salida de minerales hacia los puertos del Atlántico y el Pacífico.

El Corredor Vaca Muerta: Aunque la primera etapa se centra en el Belgrano Cargas, el mercado ya anticipa la segunda fase que involucra a Ferrosur Roca. La meta es conectar de forma eficiente la cuenca neuquina con la estación Contraalmirante Martín Guerrico, un movimiento vital para reducir los costos operativos del shale.

Con una inversión proyectada de USD 3.000 millones por parte de grupos como México Transportes, el plan busca elevar la cuota ferroviaria al 20% en el corto plazo. Para las operadoras en Vaca Muerta, esto significa una reducción drástica en la dependencia del camión, menores costos de flete y, por ende, una mejora directa en el breakeven de los proyectos.

La pregunta que queda flotando en el sector es si la infraestructura de vías —muchas veces obsoleta— podrá seguirle el ritmo a la agilidad que el sector privado pretende imprimirle al material rodante. El éxito de este “Big Bang” logístico definirá si Argentina puede, finalmente, escalar su producción a niveles globales.

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Con un crecimiento récord del 109% en la producción de litio durante 2024, el país se consolida como actor clave de la transición energética global. Mientras el litio ya transforma la matriz exportadora, el cobre aparece como la gran promesa pendiente.

La minería argentina atraviesa un momento bisagra. En un contexto global marcado por la transición energética, la electrificación del transporte y la búsqueda de minerales críticos, el país logró en 2024 un hito histórico: la producción de litio creció un 109% interanual, alcanzando las 96.000 toneladas de carbonato de litio equivalente (LCE) y posicionando a la Argentina como el octavo productor mundial, con el 8% de la oferta global.

Este salto productivo se refleja también en el comercio exterior. El último reporte de Economía & Energía (E&E) indica que las exportaciones mineras pasaron de U$S 3.248 millones en 2019 a U$S 4.674 millones en 2024, representando el 5,9% del total exportado por el país.

Aunque el oro continúa siendo el principal generador de divisas —con U$S 3.141 millones—, el litio modificó de manera estructural la canasta minera argentina: desde 2021 compite con la plata por el segundo lugar y logró superarla en 2022 y 2023.

Argentina concentra el 20% de los recursos globales de litio, una ventaja estratégica reforzada por su pertenencia al Triángulo del Litio, que integra junto a Bolivia y Chile y que reúne la mitad de los recursos mundiales de este mineral clave para las baterías de ion-litio.

En 2024, además del récord productivo, el país se ubicó como el cuarto destino mundial de inversión en exploración de litio, con U$S 127 millones, una señal clara del interés internacional. Aun así, la relación reservas/recursos es de apenas 17%, muy por debajo de Chile (85%) o Australia (79%), lo que indica que el desarrollo productivo argentino se encuentra en una fase temprana, pero con un alto potencial de crecimiento.

El escenario internacional acompaña. La demanda global de litio creció de 920.000 a 1.098.000 toneladas LCE entre 2023 y 2024, impulsada en un 86% por la industria de baterías, principalmente para vehículos eléctricos. Asia lidera el consumo, con China concentrando más de la mitad de la demanda mundial, y las proyecciones anticipan nuevas expansiones del 22% en 2025 y 16% en 2026.

Si bien una sobreoferta global desplomó los precios desde los U$S 78.200 por tonelada en enero de 2023 a U$S 10.200 en octubre de 2025, los mercados anticipan una recuperación en 2026, con valores promedio cercanos a U$S 12.500, un 33% por encima de 2025.

Mientras el litio ya muestra resultados concretos, el cobre representa la gran asignatura pendiente de la minería argentina. El país cuenta con 116 millones de toneladas de recursos, pero aún no registra producción a escala industrial. Sin embargo, el futuro se juega en proyectos de gran envergadura como Josemaría —el más avanzado y en etapa de construcción—, Filo del Sol, Taca Taca, Los Azules, Agua Rica y El Pachón.

A nivel global, el cobre es un insumo crítico para la transición energética: China demanda el 50% del total mundial, traccionada por redes eléctricas, energías renovables y electrificación. La demanda global crece a una tasa anual del 2%, con India emergiendo como nuevo motor de consumo.

Las reservas globales alcanzaron los 980 millones de toneladas, con Sudamérica liderando: Chile concentra el 19% y Perú el 10%. Aunque Chile sigue siendo el principal productor mundial, la República Democrática del Congo se consolidó como el actor más dinámico, elevando su participación del 2% en 2010 al 13% en 2024.

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Fuente: El Economista

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Cómo se preparan Santa Cruz y las demás provincias para el futuro del segmento industrial. El RIGI y la importancia de dar previsibilidad para atraer inversiones. El desarrollo del cobre y el litio en el escenario de transición energética. El avance de Mendoza.

Santa Cruz es uno de los casos más claros de minería en etapa de madurez. El oro y la plata explican miles de puestos de trabajo directos e indirectos, red de proveedores locales y una economía regional que se desarrolló al ritmo de operaciones que hoy enfrentan límites geológicos, costos crecientes y un horizonte productivo cada vez más acotado. Sin embargo, ese universo productivo no aparece en el centro de la agenda nacional.

La discusión por las retenciones a la plata expone con nitidez el desfasaje. Mientras el oro quedó exento desde enero de 2024, la plata sigue alcanzada por derechos de exportación, aun cuando comparte los mismos costos extractivos y enfrenta mayores desafíos para sostener producción.

El gobernador Claudio Vidal fue explícito al plantear la asimetría: el esquema actual resulta injusto y termina restando recursos clave para exploración, justamente la herramienta central para extender la vida útil de los yacimientos. El planteo no apunta a aumentar la carga sobre el oro, sino a corregir una distorsión que afecta la continuidad operativa.

El caso de Mina San José, operada por Minera Santa Cruz, sintetiza el problema. Se trata de un yacimiento que ya ingresó en una etapa madura y que necesita exploración intensiva para sostener su horizonte productivo. Las retenciones sobre los concentrados y barras de plata impactan directamente sobre esa capacidad de reinversión.

No es una discusión nueva, pero sigue sin resolución, aun cuando la lógica aplicada recientemente al petróleo -alivio fiscal para yacimientos maduros- podría trasladarse sin mayores dificultades al sector minero.

A este escenario se suma otro factor clave: el empleo local y la contratación de proveedores. Frente al riesgo de cierre de minas y pérdida de puestos de trabajo, Santa Cruz endureció su marco regulatorio y avanzó con un esquema de control más estricto. La Ley 90/10, aprobada por unanimidad en la Legislatura, elevó los requisitos de contratación de mano de obra local y reforzó los mecanismos de supervisión, tanto en empleo como en proveedores. La medida responde menos a retener actividad económica, sostener empleo y evitar que la renta minera se diluya en un contexto de retracción productiva.

La tendencia al endurecimiento de las condiciones vinculadas al empleo local y a la contratación de proveedores tiende a generalizarse en las provincias mineras: si bien Santa Cruz tiene el esquema más rígido, San Juan atraviesa una etapa de debate en ese sentido, en un contexto de grandes proyectos de cobre en evaluación.

En Catamarca, Jujuy y Salta sostienen el 70/30 con registros obligatorios y Mendoza aparece como la excepción. Tras la aprobación legislativa del Informe de Impacto Ambiental del proyecto de cobre San Jorge, la provincia cuyana mantiene una postura más abierta, sin cupos ni exigencias formales, una estrategia coherente con su situación actual, marcada por la ausencia de minas en producción y la necesidad de atraer inversiones.

En paralelo, la agenda nacional avanza en otra dirección: el RIGI y la adecuación de la Ley de Glaciares orientados a destrabar proyectos de cobre, un mineral estratégico para la transición energética y con inversiones inéditas para el país. Allí se concentran hoy las expectativas oficiales y gran parte del capital político del sector.

Proyectos de cobre en distintas etapas de avance, especialmente en el oeste y el norte argentino, aparecen como la apuesta central para el próximo ciclo minero. La narrativa oficial habla de empalme productivo, de reemplazo de la minería madura por una nueva generación de desarrollos de gran escala.

Sin embargo, ese empalme no es automático ni neutro. Entre el cierre de una mina de oro en Santa Cruz y la puesta en marcha de un proyecto de cobre en otra provincia pueden pasar varios años. En ese intervalo, el empleo no se traslada solo: migra o se pierde.

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Fuente: La Opinión Austral

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El oro se consolidó en 2025 como una de las inversiones más destacadas a nivel global, al registrar una suba del 65%, alcanzando así su mayor crecimiento anual en 46 años. Además, el oro finalizó el año pasado con una cotización cercana a los máximos históricos.

Durante el segundo semestre de 2025 la producción de oro en Argentina recibió dos buenas noticias: el reinicio de Casposo y Hualilán, dos proyectos medianos que volvieron a producir en San Juan. Las dos minas tienen en común que no son nuevas, estuvieron en actividad antes, pero también que son de una escala menor a gigantes como Veladero o los yacimientos de cobre. Además, cuentan con un inversor nacional: Eduardo Elsztain, el dueño de IRSA, inyectó fondos en ambos.

Los proyectos requieren de inversiones para su puesta en marcha que son modestas en comparación con sus pares metalíferos. La inversión total calculada de Hualilán era de u$s375 millones, mientras el rango de los proyectos de cobre actuales en el país van de u$s560 millones en el caso de PSJ al anuncio del RIGI de El Pachón que costará más de u$s9.500 millones.

Al igual que pasó con Elztain, en esta franja es posible que haya más capitales nacionales sumándose al sector minero. Roberto Cacciola, presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), explicó que en esta escala hay oportunidades gracias al volumen de dinero, pero también a que tienen un mayor entendimiento del marco local, el manejo ejecutivo y el control de costos permite ser más efectivos y hay más oportunidades de crecimiento viable.

Pero la realidad es que hoy en el país no existen una gran cantidad de yacimientos estudiados que tengan estas características. La exploración en los últimos años se concentró en los grandes depósitos, que son oportunidades para los grandes inversores multinacionales.

La desinversión en esta etapa crucial de la minería le costó al país la posibilidad de desarrollar minas de menor escala donde los capitales locales tuvieran más oportunidades de entrar. Con el actual escenario de impulso minero y los precios internacionales, sobre todo del oro, vuelve a presentarse una oportunidad para los proyectos medianos y para el nacimiento de las junior mineras argentinas.

Si bien la exploración de pequeños proyectos viene de varios años malos, las dos minas de oro son las excepciones que retomarán la actividad en el corto plazo. Aunque sus historias son distintas, tienen en común que ya eran conocidos.

Hualilán es un histórico de la minería argentina, el proyecto empezó a producir a finales del 1800 y se interrumpió varias veces, para cerrar en la década del ‘80. Tras varios intentos de exploración, en la actualidad es la empresa australiana Challenger Gold la que está en camino a volver a ponerla en producción, calculan que para 2026.

El yacimiento tiene varias ventajas, pero la principal es que se encuentra a 120 kilómetros de la capital sanjuanina, está en el departamento Ullum, y no se ubica a gran altura, sino sobre la precordillera. Eso hace que sea de fácil acceso y no requiere de una gran inversión para su puesta en marcha, ya que tiene acceso a rutas e infraestructura eléctrica cercana.

Casposo empezó a producir en 2011, está en Calingasta, pero también se puede acceder con facilidad desde este departamento cordillerano. En 2018 dejó de extraer oro y el trabajo se paralizó en 2019, ya que el mineral que era rentable de extraer se terminó.

Si bien la empresa Austral Gold, también australiana, mantuvo tareas de exploración y mantenimiento, el impás previsto por pocos años se extendió hasta 2025. Fue en octubre pasado que la extracción de oro volvió a empezar, tras un acuerdo con Hualilán, que usará sus instalaciones para procesar mineral y también con precios del metal históricamente altos.

En ambos casos hubo una participación clave de un inversor argentino: El dueño de IRSA que viene del sector inmobiliario, pero entre finales de 2024 y principios del 2025 decidió apostar por la industria minera.

Invirtió primero en Hualilán, con lo que terminó convirtiéndose en el dueño del 12,7% de las acciones de la minera. Tras esto adquirió parte del valor de Casposo y fue clave en el acuerdo para que el mineral del primer yacimiento se trate en el segundo, que al haber estado produciendo hasta hace menos de una década, tenía equipamiento preparado. También sumó capital a un emprendimiento en Chile.

En diálogo con iProfesional, Cacciola explicó que el escenario en la industria está dividido según el tamaño de capitales que la integran y los productos que se extraen. “La mayor parte de la producción minera metalífera argentina está en manos de capitales extranjeros”, detalló.

En Santa Cruz, la provincia con más minas de oro y plata, “de seis empresas que operan, casi todas son de capital extranjero, la única excepción es Patagonia Gold, que tiene una producción muy baja, representa 10.000 onzas de un total de 700.000 a 800.000 totales”. Lo mismo sucede en San Juan, donde las tres minas produciendo, Veladero, Gualcamayo y Casposo, estas dos de mucha menor escala, son de otros países.

En el litio, agregó el empresario, “todas las empresas que están actualmente en producción son de capitales extranjeros, incluyendo Francia, China, Australia y Reino Unido”. En el cobre sucede lo mismo. Si bien no hay minas en producción, excepto una mina de Jujuy de muy pequeña escala, son todos de otros países.

Donde sí hay empresas nacionales es en los minerales industriales, donde la mayoría son capitales argentinos. Las principales provincias productoras son Buenos Aires, Córdoba y San Juan. También se trata de proyectos más baratos de iniciar, pero que a la vez tienen menos ganancias.

En esto, dijo, hay una marcada diferencia entre el sector de petróleo y gas y la minería, ya que en el primero hay más empresas nacionales. En el sector minero de mayor escala hay empresas nacionales que son “intermediarios entre accionistas foráneos y gobiernos provinciales, lo que exige una gestión culturalmente sensible para evitar conflictos”, dijo.

Para Cacciola, que aparezcan más inversores nacionales es clave para el futuro. Explicó que es necesario “fomentar la exploración y desarrollo de proyectos de escala más pequeña para permitir la participación y el crecimiento de inversores y empresas argentinas en el sector”.

Según dijo, este diálogo entre los capitales locales, las provincias, las comunidades y la sociedad puede ser un diferencial para “un entendimiento del marco local más cercano, algo que le cuesta a las corporaciones extranjeras”.

Además, con proyectos más pequeños el control de costos es más fácil y para un inversor argentino puede ser más accesible, porque no tienen que lidiar con las grandes estructuras de las corporaciones. Pero en particular, es una oportunidad para un crecimiento viable del sector.

La falta de exploraciones frenó este crecimiento porque “tuvimos muchos años de decepción que frenan el proceso lógico de la minería, que es la aparición de juniors, que eventualmente hacen los trabajos iniciales de exploración y van proliferando y descubriendo proyectos que son aplicables a una inversión local”.

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Fuente: Iprofesional

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El año 2025 cerró con 23.896 etapas, un 34% por encima del 2024. YPF lideró la actividad y concentró el mayor número de etapas.

La actividad no convencional en Vaca Muerta cerró 2025 con un récord de actividad desde el inicio del desarrollo shale, con casi 24.000 etapas de fractura realizadas a lo largo del año. De este modo, la formación quedó a apenas 1.500 etapas de alcanzar las 100.000 fracturas acumuladas desde 2016, un hito que consolida a la cuenca neuquina como el principal motor de la producción de hidrocarburos del país

Ssegún datos elaborados Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en diciembre se registraron 1.791 etapas de fractura, apenas por debajo de noviembre, cuando se anotaron 1.822. Así, el año 2025 cerró con 23.896 etapas, un 34% por encima del 2024, que finalizó con 17.814. Y en el acumulado registrado desde 2016 las etapas sumaron 98.423.

El volumen alcanzado en 2025 ratifica la fuerte aceleración de la actividad registrada en los últimos años, especialmente desde 2021 en adelante, cuando la curva de fracturas comenzó a mostrar un crecimiento sostenido. Según datos oficiales, con este nivel de actividad (convencional más shale) se llegó 857,7 mil barriles diarios de petróleo y 122,3 millones de m³ de gas por día. Pero también se logró un superávit récord de la balanza comercial energética, que este año se acerca a los u$s7.000 millones.

Con este desempeño, Vaca Muerta no solo superó los niveles previos a la pandemia, sino que se afirmó en un sendero de desarrollo continuo, impulsado por mejoras operativas, mayor eficiencia en los diseños de completación y un rol cada vez más protagónico de los grandes operadores.

En la estadística anual se remarcó que el petróleo se quedó con 82,8% de las etapas no convencionales, mientras que para el gas fueron 17,2%.

En el ranking por empresas operadoras, YPF volvió a encabezar la actividad, consolidando su liderazgo en el shale argentino. Solo en diciembre de 2025, la compañía ejecutó 778 etapas de fractura, el registro mensual más alto del año y uno de los mayores valores históricos para una operadora en la formación.

Detrás de YPF se ubicaron otras compañías con fuerte presencia en Vaca Muerta, que sostuvieron un nivel elevado de actividad a lo largo del año, aunque a mayor distancia del liderazgo de la petrolera de mayoría estatal. El desempeño de diciembre reflejó además la capacidad del sector para mantener ritmos elevados de trabajo incluso en el cierre del año, anticipando un arrastre significativo hacia 2026.

El ranking mensual del último mes del año lo completa: Vista, con 260; Tecpetrol, con 201; Pampa Energía, con 158; Chevrón y Pluspetrol, con 124 cada una; Phoenix; con 87; y Pan American Energy (PAE), con 59.

El análisis por empresas de servicios de fractura muestra también un alto grado de concentración. SBL (Schlumberger) lideró el ranking mensual de diciembre con 731 etapas, posicionándose como la compañía de servicios con mayor participación en las operaciones de completación.

Otras empresas de servicios completaron el ranking con participaciones relevantes, aunque nuevamente con una clara distancia respecto del primer puesto, lo que evidencia la competitividad, pero también la concentración, del mercado de fractura en Vaca Muerta. En diciembre Halliburton anotó 598; Tenaris, unas 288; Calfrac, 59 y SPI, unas 115.

Otro dato clave del balance 2025 es la composición de las etapas de fractura según el tipo de hidrocarburo. A lo largo del año, el shale oil concentró la mayor proporción de las fracturas, mientras que el shale gas mantuvo una participación menor pero estable, alineada con la estrategia de priorizar proyectos orientados a la exportación de crudo y a la generación de divisas.

Esta distribución confirma que el desarrollo de Vaca Muerta sigue siendo traccionado principalmente por el petróleo no convencional, aunque el gas continúa jugando un rol estratégico, especialmente de cara al abastecimiento interno y a los proyectos de exportación vía infraestructura existente y futura.

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Fuente: Ámbito

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A través de obras de gas natural y GLP ejecutadas por Hidenesa, el Gobierno provincial consolidó una política energética que mejora la calidad de vida, acompaña el desarrollo productivo y fortalece el arraigo en comunidades donde no operan distribuidores privados.

El Gobierno de la Provincia del Neuquén avanzó durante el último período en una serie de obras estratégicas que consolidan el acceso al gas en el interior provincial y refuerzan una política pública orientada a la equidad territorial. A través de la empresa Hidrocarburos del Neuquén S.A. (Hidenesa), se garantizó la prestación de gas natural y gas licuado de petróleo (GLP) en más de 20 localidades donde no existen condiciones económicas para la operación de distribuidores regionales.

“Hidenesa ha tenido un rol clave para garantizar el acceso a la energía, acompañando el desarrollo productivo y social, fortaleciendo el arraigo de las comunidades y contribuyendo a desalentar los procesos de migración interna”, destacó el presidente de la empresa, Raúl Tojo.

Entre las obras más relevantes se encuentra el Ramal Zona Norte, un proyecto integral de suministro de gas natural que ya beneficia a más de 1.450 habitantes de la región del Alto Neuquén. La primera etapa se encuentra finalizada y permitió la llegada del servicio a localidades como Los Guañacos, Bella Vista, Los Carrizos, Paraje Lileo, Cayanta, Los Miches, Las Ovejas y la comunidad Antiñir Pilquiñan, donde se ejecutaron más de 11.000 metros de red.

Además, el proyecto incorporó instituciones educativas y parajes rurales, entre ellos la Escuela N° 297, Los Chacayes, Tierras Blancas, Camalón, Manzano Amargo, Pichi Neuquén y Varvarco. La finalización total del ramal está prevista para fin de año, con la expectativa de sumar nuevos usuarios y ampliar la cobertura en distintas localidades.

En paralelo, Hidenesa sostuvo un trabajo articulado con los municipios para la extensión de redes de gas, una modalidad que permitió optimizar recursos y reducir costos. Como resultado, durante el último año se incorporaron 250 nuevos usuarios y se construyeron 8.800 metros lineales de red en localidades como Andacollo, Buta Ranquil, Villa Pehuenia, Bajada del Agrio, Taquimilán, Loncopué, Huinganco y Varvarco.

La empresa también garantizó de manera sostenida el transporte y la distribución de garrafas sociales, en coordinación con el Ministerio de Energía, asegurando el acceso al GLP en zonas que aún no cuentan con redes de gas natural. “El acceso al gas en el interior se consolidó como una política central de esta gestión, porque garantiza equidad territorial y permite que las familias puedan desarrollarse en sus lugares de origen”, subrayó Tojo.

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Fuente: Rio Negro

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La estatal brasileña Petrobras comenzó a operar la plataforma P-78 en el campo de Buzios, con una capacidad de hasta 180.000 barriles diarios de petróleo.

La petrolera brasileña Petrobras puso en funcionamiento una nueva plataforma de explotación marítima en el campo de Buzios, el mayor yacimiento de hidrocarburos del país. La unidad comenzó a operar el miércoles pasado en aguas profundas del océano Atlántico, a unos 180 kilómetros de la costa de Río de Janeiro.

Se trata de la plataforma P-78, la séptima en operación en este campo estratégico para Brasil. La estructura cuenta con una capacidad de producción diaria de hasta 180.000 barriles de petróleo y 7,2 millones de metros cúbicos de gas natural, según informó la compañía estatal en un comunicado oficial.

Con la incorporación de esta nueva unidad, el campo de Buzios eleva de manera significativa su capacidad productiva. En octubre, el yacimiento había alcanzado un récord de un millón de barriles de petróleo por día, y ahora avanza hacia un nivel de explotación aún mayor.

Gracias a la entrada en operación de la P-78, la capacidad de producción de Buzios asciende a 1,3 millones de barriles diarios. De acuerdo con las proyecciones de Petrobras, este volumen llegará a 1,5 millones de barriles en el primer trimestre de 2026, cuando comience a operar la plataforma P-79.

Este nivel de producción equivale a cerca de la mitad del total actual de Petrobras, que en octubre registró un récord de 3,27 millones de barriles diarios de petróleo y gas natural equivalente. Ese volumen representa aproximadamente el 62 % de toda la producción brasileña de hidrocarburos.

En ese contexto, la presidenta de la compañía, Magda Chambriard, destacó el impacto de la nueva plataforma y afirmó: “Con los primeros barriles de la P-78 iniciamos el año avanzando en nuestra principal meta para 2026, que es aumentar la producción hasta 2,5 millones de barriles de petróleo por día (sin contar el gas natural)”.

La plataforma P-78 tiene 345 metros de extensión y 180 metros de altura. Fue construida en Singapur y arribó a Brasil en octubre pasado. Actualmente opera conectada a 13 pozos, de los cuales seis son productores y siete inyectores.

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Fuente: MDZOL

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Fuente: El Economista

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Fuente: Mejor Energía

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

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

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

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

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

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

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

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

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Fuente: LU17

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Fuente: Mejor Informado

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Fuente: ADN Sur

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

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

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

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

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

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

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

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Fuente: El Diario Tandil

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

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

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

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

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

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Fuente: Cutralco al Instante

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Fuente: Diario Jornada

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Fuente: Surenio

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