La provincia de Neuquén está terminando de definir las condiciones para otorgarle a TotalEnergiesla Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) en San Roque, un bloque donde la operadora francesa anunció un plan de desarrollo de shale oil por US$ 5.000 millones que ingresará al RIGI. A cambio, el gobierno provincial exige un bono cercano a los US$ 150 millones destinado a infraestructura clave.
Directivos de la compañía se reunieron el martes en la capital neuquina con el ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, para pulir los detalles finales del acuerdo. San Roque abarca actualmente una superficie de 1.040 kilómetros cuadrados (km2) donde TotalEnergies actúa como operadora (24,71%) junto a YPF (34,11%), Wintershall Dea (24,71%) y Pan American Energy (16,47%).
La firma francesa aceleró las gestiones luego de que su CEO global, Patrick Pouyanné, revelara durante la Argentina Week en París un ambicioso programa de inversión por US$ 10.000 millones para Vaca Muerta y la Cuenca Austral. Dentro de ese portfolio, el desembolso principal de US$ 5.000 millones está volcado al desarrollo de petróleo no convencional en San Roque bajo el paraguas del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI).
Las condiciones de Neuquén
En sintonía con el criterio aplicado en las últimas concesiones, la gestión del gobernador Rolando Figueroa solicitó la incorporación de la petrolera estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) con una participación del 10%, además del pago de un bono de infraestructura equivalente al 3% de las regalías proyectadas, estimado por la provincia en unos US$ 150 millones.
La entrada del activo provincial le permitirá a GyP asociarse a un proyecto de escala global en la ventana de petróleo sin realizar erogaciones en la etapa inicial de exploración y desarrollo mediante el esquema de carry.
La definición central ahora pasa por resolver si TotalEnergies abonará el bono de infraestructura en forma anticipada o si optará por liquidar las regalías al 15%. Según confiaron fuentes al tanto de las negociaciones, la oferta inicial de la compañía se ubicó lejos de las pretensiones provinciales: “A la provincia le conviene cobrar ese monto de entrada para ejecutar obras rápidamente, pero la decisión final dependerá de si adelantan el bono o si van al esquema del 15% de regalías”, explicó una fuente del sector.
De acuerdo con lo manifestado a EconoJournal,este es el último escollo pendiente para formalizar el decreto del Poder Ejecutivo. Desde la petrolera aspiran a oficializar el otorgamiento de la CENCH en la AOG Patagonia-a realizarse en Neuquén del 19 al 22 de octubre-, para luego formalizar la solicitud de adhesión al RIGI ante el Ministerio de Economía de la Nación.
Readecuación del área y nueva prórroga
Otro eje central de la negociación es la delimitación geográfica del área. Al tratarse de una concesión convencional que abarca 1.040 km2, la conversión al régimen no convencional exige adecuarse a la Ley Nacional de Hidrocarburos (Ley 27.007) que establece un límite máximo de 250 km2 de superficie para cada CENCH otorgada.
Por este motivo, la operadora deberá subdividir el bloque y devolver a la provincia el remanente de superficie sobrante, incluyendo el sector aledaño al volcán Auca Mahuida, una zona que combina mayor complejidad geológica.
Sin embargo, otra parte del área mantendrá su categoría original mediante una nueva prórroga por 10 años. TotalEnergies tiene una extensión vigente que caduca a fines de noviembre de 2027 y ahora obtendría un nuevo permiso que la habilitaría a operar por una década más.
“Se analizó todo el historial y el nuevo programa de pozos a ejecutar en Vaca Muerta. Sobre esa base se determinaron las áreas a devolver por tratarse de superficie sobrante sin compromisos de actividad probada”, detallaron fuentes provinciales.
El Gobernador Axel Kicillof encabezó en el Salón Dorado de la Casa de Gobierno de la Provincia un encuentro con representantes de cámaras, clústeres y pymes bonaerenses proveedoras de los sectores energético y minero, en el que anunció la apertura de la inscripción para pymes a la segunda edición de la Ronda de Negocios de Energía y Minería.
En el encuentro participaron representantes de cámaras como ADIMRA, GAPP, CAPIPE, CAPMIN, y CIPIBIC, de cámaras industriales locales y de los clústeres proveedores de Mar del Plata, Berazategui, Morón y San Martín. Durante el encuentro, las y los referentes del sector expusieron los desafíos y las oportunidades que enfrentan las empresas bonaerenses para integrarse a las cadenas de valor energética y minera.
En ese marco, Kicillof afirmó: “El Gobierno Nacional está llevando adelante un plan de ajuste que destruye la producción, debilita el mercado interno y provoca la pérdida de miles de puestos de trabajo”. “Nadie puede decir que la macroeconomía está funcionando bien cuando caen los salarios, aumenta el desempleo y las empresas no pueden vender lo que producen: lo que está mal es justamente esta política que promueve la desindustrialización”, agregó.
“Todos los países están reconfigurando sus matrices productivas frente a las transformaciones geopolíticas y tecnológicas: la Argentina tiene enormes oportunidades gracias a sus recursos energéticos, minerales y a su capacidad industrial y científica, pero las estamos desaprovechando”, remarcó Kicillof, y añadió: “Es mentira que tengamos que elegir entre ser un país industrial o primarizado: necesitamos aprovechar nuestros recursos naturales para desarrollar cadenas de valor, fortalecer la producción nacional y generar más empleo”.
Kicillof sostuvo: “Frente a un esquema que fomenta la competencia desleal, la apertura indiscriminada de importaciones y la destrucción del tejido productivo, desde la Provincia vamos a seguir poniendo a disposición de las cámaras, pymes y empresas todas las herramientas de gestión del Estado y de la banca pública”.
La nueva Ronda de Negocios de Energía y Minería se realizará el martes 1° de diciembre en el Teatro Argentino de La Plata, bajo el lema “Integración con valor agregado bonaerense”. Reunirá a las principales empresas de petróleo, gas, electricidad y minería con proveedores pyme bonaerenses en reuniones B2B, que se agendarán según las necesidades de abastecimiento declaradas por cada empresa compradora. La jornada incluirá, además, stands institucionales, espacios de networking y conversatorios sobre desarrollo de proveedores.
La participación será gratuita y ya confirmaron su asistencia más de 30 empresas compradoras, entre ellas Pan American Energy, Axion, Pampa Energía, Trafigura, TGS, TGN, Camuzzi, Metrogas, YPF Luz, Transener, Loma Negra y Cementos Avellaneda, además de ocho compradoras de Angola, Chile y Perú.
Estuvieron presentes en la reunión con empresarios el ministro de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica de la Provincia, Augusto Costa; la Jefa de Asesores del Gobernador, Cristina Álvarez Rodríguez; el ministro de Infraestructura y Servicios Públicos provincial, Gabriel Katopodis; la subsecretaria de Industria y Pymes bonaerense, Mariela Bembi; el subsecretario de Desarrollo Comercial y Promoción de Inversiones, Ariel Aguilar; la subsecretaria de Minería, Laura Delgado; y el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni.
Por su parte, el ministro Augusto Costa destacó: “Este encuentro forma parte de una agenda cotidiana de trabajo entre el Gobierno Provincial y los sectores productivos. Permite tener un intercambio sobre las perspectivas que hay para cada uno de los diferentes segmentos del sector y sobre las posibilidades, para las empresas bonaerenses, de desarrollo como proveedores para estas cadenas de valor”.
“Las diferentes actividades que venimos haciendo desde el Gobierno de la provincia de Buenos Aires dan cuenta de la importancia que tiene el Estado Provincial para traccionar el crecimiento económico y sobre todo, para impulsar el desarrollo de las pymes bonaerenses”, añadió el ministro Costa.
La Ronda forma parte de una agenda de trabajo permanente de la Provincia con el sector, que incluye iniciativas tales como la asistencia técnica para la conformación de los clústeres energéticos y mineros de Berazategui y Morón, la Mesa de Proveedores Mineros de San Martín, el programa de Desarrollo de Proveedores junto al CFI y financiamiento del Banco Provincia.
Además, la Provincia cuenta con el Régimen Provincial de Inversiones Estratégicas (RPIE), que a diferencia del RIGI, además de otorgar incentivos tributarios, exige a las empresas beneficiarias un programa de desarrollo de proveedores con un mínimo de 50 % de pymes bonaerenses.
Las pymes interesadas en participar de la Ronda pueden inscribirse en el formulario disponible en gba.gob.ar/produccion/ronda_de_negocios, el cual tiene carácter de preinscripción. La participación de cada pyme en la Ronda queda sujeta a que alguna de las empresas compradoras la seleccione para reunirse. Por eso, es importante que las pymes completen el formulario con información detallada sobre su empresa, los productos y servicios que ofrecen y su experiencia con los sectores.
La primera edición de la Ronda, realizada en noviembre de 2025, reunió a 45 empresas compradoras y 204 pymes proveedoras de 42 municipios. Se concretaron 1.010 reuniones de negocios, con un promedio de 8 negocios proyectados y cerca de U$S 500.000 anuales por cada empresa compradora.
Alejandro Larrive, Primer Vicepresidente de la Cámara Chileno-Argentina de Comercio.
Soy argentino y vivo en Chile desde hace diecinueve años. Esa doble pertenencia no solo me lleva a seguir con especial atención la relación entre ambos países, sino también a dedicar parte de mi tiempo, desde la Cámara Chileno-Argentina de Comercio, a promover una mayor integración.
Algunos acontecimientos vinculados a declaraciones sobre límites en la zona austral volvieron a mostrar la importancia que ambos países otorgan a estos temas. Chile manifestó formalmente su posición y el Gobierno argentino reafirmó luego el respeto por los límites vigentes. El episodio fue aclarado y ambos gobiernos pudieron continuar avanzando en una relación mucho más amplia.
Ese es el camino: claridad y firmeza en materia de soberanía, acompañadas de diálogo, comprensión mutua y una mirada de largo plazo.
En Chile, estos acontecimientos quizás tuvieron mayor repercusión que en Argentina. Para nosotros, los argentinos, una forma de comprender esa sensibilidad es pensar en lo que representan lasIslas Malvinas. El Estrecho de Magallanes tiene para Chile una relevancia igualmente profunda en términos de identidad, geografía y seguridad.
No es una comparación jurídica, sino una manera de entender las sensibilidades nacionales. Así como esperamos que otros comprendan lo que Malvinas significa para Argentina, también debemos comprender lo que Magallanes significa para Chile.
Sobre esa base de respeto, las posibilidades de cooperación son enormes. Chile y Argentina forman conjuntamente una economía de más de US$1 billón, comparten más de 5.000 kilómetros de frontera, poseen recursos complementarios y tienen acceso a dos océanos. Todo ello permite pensar en algo más que mercados vecinos: una verdadera plataforma integrada.
Las oportunidades son concretas.
En comercio, ambos países podrían proponerse duplicar el intercambio bilateral durante la próxima década. Simplificar trámites, digitalizar aduanas, reconocer estándares y facilitar una mayor participación de proveedores industriales y pequeñas y medianas empresas permitiría aprovechar mucho mejor el potencial existente.
En energía, la complementariedad es especialmente clara. Vaca Muerta cuenta con recursos de escala mundial y Chile ofrece demanda, infraestructura, acceso al Pacífico y una ubicación privilegiada para conectar con los mercados asiáticos. El Oleoducto Trasandino ya conecta Neuquén con la costa chilena y existen gasoductos e interconexiones eléctricas sobre los cuales se puede seguir construyendo.
Una integración energética más profunda requiere reglas previsibles, infraestructura suficiente y condiciones equivalentes para ambos mercados. Integrarse significa generar confianza para invertir y planificar en el largo plazo.
La minería abre otra gran oportunidad. Argentina posee proyectos de escala mundial y Chile cuenta con experiencia, proveedores, ingeniería, financiamiento, infraestructura y conocimiento operativo. Vicuña, en la frontera entre San Juan y Atacama, tiene una lógica naturalmente binacional. El Pachón puede beneficiarse de proveedores y alternativas logísticas chilenas. Los Azules, que busca financiar inversiones por aproximadamente US$4.000 millones, muestra además el potencial de Chile como plataforma financiera para proyectos argentinos.
La integración puede reducir costos, acortar plazos y facilitar el acceso a infraestructura, conocimiento y capital.
La infraestructura ofrece otra dimensión de cooperación. El corredor Bahía Blanca–Neuquén–Pino Hachado–Talcahuano/San Vicente puede conectar de manera más eficiente el Atlántico con el Pacífico, mientras que el Corredor Bioceánico del norte abre oportunidades de conexión con Brasil y Paraguay.
La producción argentina puede aprovechar los puertos del Pacífico cuando resulte más eficiente, y Chile puede acceder al Atlántico bajo la misma lógica. La geografía puede convertirse así en una ventaja compartida.
También existe espacio para fortalecer los pasos fronterizos y desarrollar nuevas alternativas de conexión. Proyectos como el paso Las Leñas pueden ampliar la conectividad en la zona central. En el extremo sur, Magallanes y la Patagonia argentina comparten energía, turismo, actividades productivas y una geografía que naturalmente invita a trabajar en conjunto. Mejorar la infraestructura y la coordinación logística permitiría profundizar una integración que ya forma parte de la vida cotidiana de muchas comunidades.
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La integración también ocurre entre las personas. Casi 2,9 millones de argentinos visitaron Chile durante 2025. El turismo, la conectividad aérea, la simplificación de la documentación y los circuitos binacionales pueden seguir fortaleciendo ese vínculo.
También en la Antártida existe una cooperación concreta y sostenida. Chile y Argentina llevan décadas desarrollando conjuntamente la Patrulla Antártica Naval Combinada. Esa experiencia puede ampliarse hacia la ciencia, la logística, la meteorología, la protección ambiental y las operaciones de búsqueda y rescate.
El elemento que conecta todas estas oportunidades es la confianza.
Contratos que se cumplen, reglas previsibles, continuidad de las políticas y mecanismos ágiles de diálogo permiten desarrollar inversiones y proyectos de largo plazo. Cada experiencia de cooperación exitosa fortalece esa confianza y facilita el siguiente paso.
Europa ofrece una enseñanza interesante. Francia y Alemania encontraron en la integración de sectores estratégicos como el carbón y el acero una forma de construir una relación cada vez más estrecha. Chile y Argentina no necesitan copiar ese modelo, pero sí pueden recoger una idea fundamental: los vínculos entre países se fortalecen cuando existen intereses, inversiones, infraestructura y proyectos compartidos que ambas sociedades valoran.
Nuestra propia historia también ofrece un símbolo. Hace más de dos siglos, San Martín cruzó los Andes y, junto a los patriotas chilenos, convirtió la cordillera en el camino hacia un objetivo común.
Nuestro desafío hoy es transformar una de las fronteras más largas del mundo en una plataforma de integración, competitividad y prosperidad. La cordillera seguirá allí. Nuestra oportunidad es hacer de ella, cada vez más, un puente entre ambos países.
*Alejandro Larrive es Primer Vicepresidente de la Cámara Chileno-Argentina de Comercio.
MCSET con EvoPacT, de Schneider Electric, combina electrificación y digitalización.
La digitalización de las instalaciones eléctricas y la optimización de la gestión de activos críticos resultan fundamentales cuando la electrificación de la economía, la expansión de las energías renovables y la necesidad de infraestructuras eléctricas más resilientes definen el escenario actual. Para dar respuesta a esta realidad, Schneider Electric presenta MCSeT con EvoPacT, una nueva generación de celdas de media tensión que combinan electrificación y digitalización.
Parte de la familia SeT Series, MCSeT está diseñada para aplicaciones de media tensión de hasta 24kV e incorpora una arquitectura digital nativa que permite ampliar la visibilidad sobre el estado de los equipos, monitorear su desempeño en tiempo real y avanzar hacia estrategias de mantenimiento predictivo.
La solución integra tecnología de aislamiento en aire y el interruptor de vacío EvoPacT HVX, combinando conectividad, confiabilidad y herramientas digitales para responder a las nuevas demandas de industrias, infraestructura crítica y centros de datos.
De la infraestructura eléctrica a la gestión inteligente de activos
A medida que las operaciones se vuelven más dependientes de un suministro eléctrico continuo y de calidad, contar con información precisa sobre el estado de los activos se vuelve cada vez más relevante. La digitalización de la media tensión permite pasar de una gestión basada principalmente en intervenciones programadas a una operación orientada por datos.
MCSeT incorpora monitoreo en tiempo real y capacidades digitales que permiten conocer el estado de los activos, identificar potenciales riesgos y tomar decisiones de mantenimiento de manera más anticipada. Esta visibilidad contribuye a reducir intervenciones innecesarias, optimizar recursos y mejorar la disponibilidad de la infraestructura eléctrica.
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“La digitalización de la media tensión permite evolucionar hacia una gestión más predictiva de los activos. Tener información sobre su estado en tiempo real permite anticipar necesidades, priorizar intervenciones y tomar decisiones que impactan directamente en la continuidad y eficiencia de las operaciones”, explica Sergio Ferrari, Director de Power Systems para Argentina, Paraguay y Uruguay.
Además, la integración con la arquitectura EcoStruxure permite conectar los activos y utilizar herramientas de analytics e inteligencia artificial para ampliar el análisis de la información y apoyar la toma de decisiones.
MCSeT: mayor confiabilidad para operaciones críticas
El MCSeT integra un interruptor de vacío -EvoPact HVX- que permite mejorar la continuidad del servicio.
Uno de los principales diferenciales de MCSeT es su integración con EvoPacT HVX, un interruptor de vacío desarrollado para ofrecer alta confiabilidad y una extensa vida útil operativa.
La combinación permite mejorar la continuidad del servicio y reducir riesgos asociados a la operación de activos críticos. Al contar con mayor información sobre el estado de los equipos y capacidades de monitoreo continuo, las organizaciones pueden avanzar hacia una gestión del mantenimiento basada en su condición real.
Este enfoque resulta especialmente relevante para sectores donde una interrupción del suministro eléctrico puede tener un impacto directo sobre la continuidad del negocio, como industria, infraestructura crítica y centros de datos.
Una infraestructura preparada para la transición energética
La transformación del sistema energético también está modificando las necesidades de las instalaciones eléctricas. La incorporación de nuevas fuentes de generación, la electrificación de procesos industriales y el crecimiento de operaciones intensivas en energía requieren infraestructuras capaces de responder a mayores niveles de complejidad y variabilidad.
En este contexto, la modernización de la media tensión adquiere un rol estratégico. Las organizaciones necesitan activos que no solo garanticen la distribución segura y confiable de la energía, sino que también permitan obtener información, optimizar su operación y acompañar nuevas demandas energéticas.
MCSeT con EvoPacT responde a este desafío al combinar arquitectura digital nativa, monitoreo, confiabilidad y tecnología de aislamiento en aire en una solución preparada para acompañar la evolución de las instalaciones eléctricas.
Tecnología de aislamiento en aire y sostenibilidad
La sostenibilidades otro de los pilares de la solución. MCSeT utiliza tecnología de aislamiento en aire, evitando el uso de gases con alto potencial de calentamiento global asociados a tecnologías tradicionales de media tensión.
La transición hacia tecnologías libres de hexafluoruro de azufre (SF₆) también puede simplificar la gestión de los activos a lo largo de su ciclo de vida. En sistemas convencionales, la gestión del gas puede requerir monitoreo de presión y densidad, detección de fugas, reposición, control de inventario y procedimientos específicos de mantenimiento.
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Según datos de Schneider Electric, la transición hacia tecnologías libres de SF₆ puede generar reducciones de hasta 40% en los costos de inspecciones y reparaciones a lo largo del ciclo de vida de los activos, como resultado de la simplificación de la arquitectura de los equipos y la eliminación de procesos auxiliares asociados a la gestión del gas aislante.
“La evolución de la media tensión implica mucho más que incorporar nuevos equipos. Se trata de contar con una infraestructura capaz de ofrecer mayor visibilidad, confiabilidad y eficiencia, y que al mismo tiempo esté preparada para acompañar la electrificación y la transición energética”, agrega Ferrari.
Estos son los principales beneficios de MCSeT con EvoPacT:
Media tensión de hasta 24 kV.
Arquitectura digital nativa para una operación más eficiente.
Monitoreo en tiempo real del estado de los activos.
Mantenimiento predictivo basado en datos y condición.
Integración con EcoStruxure para ampliar las capacidades de análisis y gestión.
Interruptor de vacío EvoPacT HVX para mayor confiabilidad y continuidad del servicio.
Reducción de riesgos operativos y optimización del ciclo de vida de los activos.
Tecnología de aislamiento en aire, alineada con objetivos de sostenibilidad y descarbonización.
Solución orientada a infraestructura crítica, industria y centros de datos.
Tecnología preparada para acompañar la electrificación y la transición energética.
Con MCSeT con EvoPacT, Schneider Electric refuerza su visión de Electricity 4.0, combinando electrificación y digitalización para avanzar hacia una infraestructura eléctrica más inteligente, conectada y sostenible. La solución busca acompañar a las organizaciones en un escenario donde la confiabilidad del suministro, la eficiencia operativa y la gestión inteligente de los activos se convierten en factores cada vez más relevantes para la competitividad.
Regional Investment Consulting S.A. (RICSA), Agente de Liquidación y Compensación (ALyC) registrado ante la CNV, brindará una conferencia sobre financiamiento PyME en el marco de la Argentina Oil & Gas Patagonia 2026, que se realizará del 19 al 22 de octubre en el Espacio DUAM de Neuquén.
La presentación está dirigida a empresarios, responsables financieros y proveedores, directos e indirectos, de bienes y servicios de la industria hidrocarburífera que necesitan capital de trabajo e inversión para acompañar el crecimiento de la actividad.
El desarrollo de Vaca Muerta se apoya en un entramado de miles de PyMEs proveedoras de servicios, logística, metalmecánica, transporte y bienes de capital. Distintos referentes del sector estiman que unas 7.500 PyMEs integran ese ecosistema y sostienen cerca de 220.000 empleos directos.
El acceso al crédito se convirtió en el principal cuello de botella de ese crecimiento. Los contratos con operadoras exigen escalar equipos, personal y capital de trabajo en plazos cortos. En ese escenario, RICSA propone un enfoque integral: un solo interlocutor que estructura el aval, elige el instrumento y coloca la operación, con tiempos de respuesta acordes al ritmo de la industria.
“Las PyMEs que trabajan para Vaca Muerta no tienen un problema de negocio, tienen un problema de escala financiera. Ganan contratos que les exigen crecer en meses, que requieren financiamiento a medida”, señaló Gustavo Delbon, Gerente Comercial de RICSA.
Alberto Laverán asume en una nueva etapa del grupo empresario.
El Grupo Albanesi, el holding argentino fundado en 1912 y que es uno de los principales generadores privados de energía eléctrica del país, anunció la designación de Alberto Laverán como nuevo Gerente General de Generación Mediterránea S.A., la compañía que concentra el negocio de energía del Grupo.
La compañía destacó que el nombramiento se da luego de un año y medio, en el que todos los esfuerzos estuvieron concentrados en cerrar de manera exitosa el proceso de reestructuración financiera. En ese proceso se garantizó la operación ininterrumpida de sus 10 centrales de generación termoeléctrica, por lo que ahora encara una nueva etapa.
Para liderar este ciclo designó a Alberto Laverán, un ejecutivo argentino con más de dos décadas de trayectoria en el mercado energético y petroquímico, que ocupó diversos roles directivos en compañías con base en América, Europa y Asia.
Laverán es Contador Público Nacional por la Universidad de Buenos Aires, y Magíster en Finanzas y Administración de Empresas por la Universidad Nacional del Sur. Previo a su ingreso a GMSA, lideró la firma Leveral Partners, con foco en asesoramiento a empresas del sector energético, con sedes en Houston (EE.UU.) y Buenos Aires. Además, desempeñó durante más de 25 años funciones de liderazgo en compañías como Vantage Specialties y Dow Chemical.
“Argentina está atravesando un proceso de transformación, y el sector energético ocupa un lugar central en ese cambio. Asumo la conducción de GMSA con un propósito: el de impulsar, junto a un equipo de alto desempeño, un camino de crecimiento sostenible y valor compartido”, enfatizó Laverán.
El ejecutivo tendrá la responsabilidad de trabajar junto al resto del equipo directivo para crear las condiciones que impulsen el desarrollo del negocio, en un mercado sumamente competitivo. Generación Mediterránea se especializa en la generación de energía termoeléctrica y cuenta con una capacidad instalada de 1.855 MW.
La compañía del Grupo Albanesi está presente en Argentina y Perú con 10 centrales térmicas en Buenos Aires (Ezeiza y Bahía Blanca), Córdoba (Río Cuarto), La Rioja, Río Negro, Santa Fe (Arroyo Seco y Timbúes), Santiago del Estero, Tucumán y Talara, al norte de Perú, que representan casi el 8% de la energía térmica del país.
El Congreso Internacional de Distribución Eléctrica (CIDEL Argentina 2026) continuó (el jueves 15/10) con una jornada dedicada al intercambio técnico y profesional sobre los principales desafíos que atraviesa la distribución eléctrica. Con 500 inscriptos provenientes de 13 países, el Congreso reúne a especialistas, empresas, universidades e instituciones de Argentina, Alemania, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, España, Estados Unidos, Francia, Italia, Paraguay, Portugal y Uruguay.
Se desarrollaron sesiones técnicas simultáneas organizadas en seis ejes: Componentes de red; Calidad de energía y seguridad; Planificación y operación; Protección, control y automatización; Sistemas de distribución eléctrica sustentables; y Clientes, regulación y gestión del negocio del DSO.
Las presentaciones abordaron temas vinculados con electrificación rural, electromovilidad, digitalización de redes, gestión de la demanda, calidad del servicio, resiliencia, automatización, mantenimiento, eficiencia energética y nuevos modelos de gestión, entre otros.
Entre los trabajos vinculados con Adeera se presentaron “Campaña de concientización sobre ahorro de energía en verano: alcance federal de Adeera” y “Adeera Joven: visibilidad y liderazgo para el cambio generacional en el sector eléctrico”, que pusieron en agenda el rol de la comunicación y el desarrollo de nuevas generaciones dentro del sector.
Una agenda técnica con mirada regional
La diversidad de trabajos presentados reflejó una agenda amplia, atravesada por la incorporación de nuevas tecnologías, la modernización de la infraestructura, la eficiencia operativa y la necesidad de adaptar las redes a nuevas demandas y escenarios. El Congreso continúa con nuevas sesiones técnicas y el cierre (el viernes) de la edición 2026, en el que se presentarán las conclusiones por sesión y se reconocerán los trabajos destacados.
Acerca de ADEERA
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 15 millones de clientes en todo el país. Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en el país.
El Directorio de Pampetrol aprobó que las empresas Cimepro S.A., Martínez y De la Fuente S.A. y Megatrans S.A. construyan la tercera etapa del Parque Solar Fotovoltaico de General Pico. El proceso se resolvió tras la evaluación exhaustiva y el dictamen unánime de la Comisión de Preadjudicación en el marco de la Licitación Pública Nº 1/26, y permitirá incorporar 15 MW adicionales de potencia al Polo de Abastecimiento Energético y Desarrollo Productivo de General Pico.
El éxito de este hito radica en el procedimiento de igualación de condiciones económicas, un mecanismo innovador previsto en el pliego de bases y condiciones. Gracias a esta herramienta, las empresas precalificadas fueron habilitadas para igualar las condiciones de la primera oferta adjudicada.
La otra oferta precalificada, presentada por Cimepro S.A., Martínez y De la Fuente S.A. y Megatrans S.A., igualó las condiciones de la propuesta adjudicada a Vial A S.A y TPS Constructora S.A en cuanto el precio de la energía, la participación en los resultados y el aporte de Pampetrol.
La importancia de este trabajo planificado permite expandir las obras de infraestructura energética de la Provincia. Con este nuevo paso, el proceso licitatorio concluye de manera sobresaliente, viabilizando la construcción de dos nuevos parques solares, logrando un total de 30 MW de nueva generación renovable. En esa línea, las firmas de los contratos se realizarán el día 23 de octubre en las oficinas de Pampetrol.
El proyecto solar de General Pico en su conjunto consolida una obra fotovoltaica sin precedentes para La Pampa. Como resultado de estas asociaciones estratégicas, el Gobierno provincial y Pampetrol demuestran que, con procesos de licitación transparentes y reglas claras, es posible atraer inversiones privadas diversas para profundizar la transición energética, generar empleo local y potenciar el desarrollo industrial pampeano.
El Gobierno de Río Negro e YPF formalizaron el Plan de Desarrollo de Proveedores rionegrinos durante un encuentro en la sede de la Secretaría de Energía y Ambiente, en Cipolletti. La iniciativa parte de un relevamiento de 490 empresas y busca preparar a los prestadores locales para participar en las oportunidades de contratación de los grandes proyectos de inversión.
La jornada reunió a autoridades provinciales e intendentes municipales del Alto Valle, representantes de YPF, empresas e instituciones. Participaron la Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini; el gerente de Asuntos Públicos de YPF, Martín Guglianone; y el director de Proveedores y Performance de la compañía, Patricio Martínez Morini.
Confini explicó que la convocatoria permitió reunir al sector empresarial, instituciones y organizaciones del Alto Valle para informar sobre Argentina LNG y la próxima audiencia pública. Sobre el acuerdo con YPF, señaló que apunta a que casi 30 empresas rionegrinas puedan avanzar en su categoría como proveedoras y acceder a licitaciones de mayor alcance: “Eso da posibilidad de un mayor derrame en la provincia”.
La primera exposición estuvo a cargo de YPF, que presentó Argentina LNG, un proyecto que prevé conectar la producción de gas de Vaca Muerta con instalaciones industriales y marítimas en la costa rionegrina para su exportación.
El proyecto base contempla una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales de Gas Natural Licuado (GNL), mediante dos unidades flotantes de licuefacción. En Río Negro se proyectan ductos, una planta de fraccionamiento, instalaciones de almacenamiento y una terminal portuaria. Según el cronograma presentado, la decisión final de inversión está prevista para el cuarto trimestre de 2026, mientras que el comienzo de operaciones de las unidades flotantes se proyecta para 2030 y 2031.
Luego se expuso el Plan de Desarrollo de Proveedores. El relevamiento de empresas permitirá definir acciones según sus capacidades y los requisitos de contratación: desde facilitar la vinculación comercial de quienes ya están en condiciones de participar hasta ofrecer formación y asistencia técnica a quienes necesitan fortalecer sus procesos.
El plan contempla capacitación, encuentros con empresas demandantes y contratistas, acompañamiento en los registros de proveedores y herramientas de acceso al financiamiento para proyectos aprobados, bajo las condiciones previstas por YPF. Como antecedente, la empresa informó que 28 firmas rionegrinas participan de su Programa de Desarrollo de Proveedores.
Tras la presentación, Confini y Guglianone firmaron el acta acuerdo que formaliza el trabajo conjunto entre la Provincia e YPF.
El impacto de las obras en la economía provincial
A continuación, Mario Figueroa, responsable de Relaciones Institucionales de la Secretaría, presentó un balance sobre VMOS y Southern Energy. De acuerdo con los datos expuestos, ambos proyectos acumulan alrededor de 8,4 millones de horas de trabajo rionegrino desde el inicio de sus obras y aproximadamente USD 246 millones en salarios para personal de la provincia.
Figueroa vinculó esos indicadores con la actividad que generan las obras en distintas localidades. “Nosotros hemos tenido picos de más de 2.000 rionegrinos trabajando en simultáneo en los distintos proyectos”, señaló durante la entrevista posterior al encuentro.
También planteó que el desafío provincial es “que la información llegue a tiempo, que sea precisa, que sea clara, que genere oportunidades”. En ese marco, mencionó la aplicación de las leyes provinciales 5804 y 5805, relacionadas con la participación de trabajadores y proveedores locales, y la importancia de la fiscalización ambiental e hidrocarburífera.
La AOG Patagonia 2026 se llevará a cabo en Neuquén entre el 19 y el 22 de octubre, ofreciendo un completo programa con conferencias, reuniones empresariales y actividades técnicas. El evento se desarrollará cada día de 13 a 20 horas, con propuestas destinadas a jóvenes, profesionales y empresas proveedoras del sector energético.
Entre los aspectos más destacados se encuentran los encuentros con los principales ejecutivos de compañías petroleras, de servicios, transporte y construcción. Además, se presentará el Instituto Vaca Muerta y habrá un panel dedicado a las herramientas financieras para fomentar el crecimiento de la actividad hidrocarburífera en la región.
La jornada inaugural comenzará el lunes 19 por la mañana con la actividad Jóvenes Oil & Gas (JOG), que se extenderá de 8.45 a 14 horas. A las 10.40 se abrirá el espacio dedicado a los jóvenes, mientras que por la tarde se realizará una conferencia sobre el futuro de Vaca Muerta organizada por la Comisión de Sustentabilidad del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y el Centro PyME-ADENEU.
La apertura oficial está prevista para las 16.30, con la participación del presidente del IAPG, Ernesto López Anadón; el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y el presidente de la Nación, Javier Milei. Durante la tarde, las salas Lanín albergarán diversas exposiciones y conferencias hasta las 20 horas.
El martes 20 se centrará en la formación, el desarrollo de proveedores y el avance de negocios. Entre las 13 y las 14 horas se presentará el Instituto Vaca Muerta, seguido por un panel que analizará las perspectivas del sector energético para la próxima década. A las 15 se lanzará el libro “Vaca Muerta. Tesoro y faro para la Argentina”, del exgobernador Jorge Sapag.
Por la tarde, la Red de Mujeres llevará adelante una actividad para promover la mayor participación femenina en la industria. El primer encuentro con CEO tendrá lugar a las 17.30, con la presencia de ejecutivos de Chevron, TotalEnergies, Pan American Energy e YPF.
El miércoles 21 estará dedicado principalmente al financiamiento para el crecimiento de Vaca Muerta. De 14 a 16 horas, representantes de entidades financieras debatirán sobre los desafíos y soluciones para operadoras y proveedores. Posteriormente, se realizará el segundo encuentro con CEO, con líderes de SLB, Tenaris, Tecpetrol, Pluspetrol, TGN, TGS y Oldelval.
También se ofrecerá una conferencia sobre el contexto económico y las perspectivas energéticas a nivel nacional y global. La última jornada incluirá temas como inteligencia artificial aplicada a la gestión de personas, sustentabilidad, prevención de daños en instalaciones enterradas y diversidad en el sector.
El jueves 22 cerrará con el tercer encuentro con CEO, que contará con la participación de empresas de ingeniería y organizaciones vinculadas a la cadena de valor. A las 18.45, la ministra de Seguridad de la Nación, Alejandra Monteoliva, ofrecerá una presentación sobre seguridad productiva.
Además de la exposición central, el Hotel Casino Magic de Neuquén será sede de actividades académicas paralelas. El martes 20 se llevará a cabo la Jornada de Procesamiento y Transporte de Gas organizada por el IAPG, mientras que el miércoles 21 y jueves 22 se realizará la cuarta Jornada de Seguridad de Procesos en la industria del petróleo y el gas.
Neuquén presenta sus reservas hoteleras completas debido al evento, y los visitantes están explorando alternativas de alojamiento para asistir a esta cita clave del sector energético.
El Gobierno nacional habilitó una herramienta pública que permite seguir, con apenas dos días de diferencia, la evolución de las ventas externas de hidrocarburos. Se trata de los Tableros del Sistema de Mediciones dePetróleo y Gas, desarrollados por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, que publican cada jornada los principales datos de exportación de crudo y del comercio exterior de gas natural.
La primera lectura de la plataforma ya dejó un dato relevante: en septiembre, los envíos de petróleo crudo al exterior alcanzaron 2,01 millones de metros cúbicos, el mayor volumen mensual desde el inicio de la serie publicada. Esa cifra equivale a un promedio de 67.000 m³ diarios, unos 421.000 barriles por día.
La principal novedad para el mercado es la anticipación de la información. Hasta ahora, operadores, analistas y agentes vinculados al comercio exterior energético debían esperar los cierres mensuales oficiales para conocer el desempeño del sector. Con los nuevos tableros, la evolución de los despachos de hidrocarburos puede monitorearse durante el mes en curso.
La información es suministrada por las compañías del sector en el marco de la Resolución SE N° 557/2022, que reemplazó a la ex Resolución N° 318/2010. Los registros provienen de dos fuentes operativas: los cierres de los medidores en línea instalados en los puntos de comercialización internacional y los registros de carga de buques.
Esta doble fuente refleja la estructura física de las salidas de hidrocarburos del país, que combinan ductos transfronterizos y terminales marítimas de embarque. En cada caso, la medición se toma en el punto donde el producto deja de circular dentro del sistema local y pasa a formar parte de una operación de comercio exterior.
Los datos se difunden con un desfase de 48 horas, plazo que corresponde a los tiempos de procesamiento de la información. Ese margen permite ordenar las lecturas de los equipos antes de su publicación, sin resignar la frecuencia diaria que distingue a la herramienta de otros reportes estadísticos del área energética.
Qué información ofrecen los tableros
La plataforma permite consultar el volumen diario exportado, el acumulado del período y el promedio de los últimos 30 días. También incorpora una comparación con el mes anterior, lo que facilita detectar cambios de tendencia en los flujos de exportación sin necesidad de procesar bases de datos externas.
Además, los tableros muestran la evolución mensual y diaria por instalación y por punto de salida. Este nivel de desagregación aporta una lectura geográfica de los despachos y permite identificar qué nodos concentran la mayor actividad, un dato útil para analizar la exigencia sobre la infraestructura de evacuación.
En el caso del gas natural, el sistema registra tanto las importaciones como las exportaciones, una distinción relevante para un mercado que combina envíos a países vecinos con compras externas en los períodos de mayor demanda interna. Así, la herramienta ofrece una foto más completa del balance gasífero.
La Secretaría de Energía precisó que se trata de información preliminar y de carácter operativo, que luego se consolida en los cierres mensuales del organismo. Por ese motivo, las cifras publicadas a diario pueden presentar diferencias con los registros definitivos que se difunden una vez finalizado cada período.
Los datos de los tableros no constituyen certificación fiscal, documentación aduanera, liquidación comercial, balance contable oficial ni validación regulatoria definitiva. Su utilización se rige por la Política de Publicación y Utilización de Datos Operacionales de Petróleo y Gas, que fija las condiciones de uso de la información difundida.
Esta distinción resulta clave para los actores del comercio exterior: la plataforma funciona como herramienta de seguimiento y planificación, pero no reemplaza los documentos que respaldan formalmente una operación ante la Aduana o los organismos de control. Las decisiones contractuales y tributarias siguen apoyándose en los registros oficiales consolidados.
El gobernador de Córdoba, Martín Llaryora, emitió un comunicado en el que atribuyó directamente a la gestión nacional, encabezada por Javier Milei, la fuerte suba en la tarifa de energía eléctrica que afecta a los usuarios cordobeses.
Según el informe oficial del Gobierno provincial, los ajustes en el componente mayorista de la electricidad establecidos por Nación fueron responsables de casi el 30% del aumento acumulado entre enero y octubre de 2026. Este componente mayorista comprende la compra de energía, potencia, transporte y otros cargos, cuyos precios son fijados por la Secretaría de Energía de la Nación y luego trasladados a las tarifas finales.
En contraste, el aumento vinculado al Valor Agregado de Distribución (VAD), que corresponde a la administración y mantenimiento realizado por la Empresa Provincial de Energía Eléctrica (EPEC), fue del 11,25% en promedio para todas las categorías tarifarias, incluyendo residencial, comercial e industrial.
La suma total de los incrementos en la tarifa eléctrica para Córdoba durante 2026 supera el 44%, muy por encima de la inflación registrada en el mismo período. El componente nacional mayorista representó un aumento aproximadamente 2,65 veces mayor al correspondiente a la distribución provincial.
Este pronunciamiento oficial refleja un fuerte distanciamiento del Gobierno provincial respecto a la Casa Rosada, intensificado en las últimas semanas por el gobernador Llaryora, quien ha expresado críticas públicas sobre el rumbo económico nacional en diversas oportunidades, incluyendo inauguraciones de obras públicas.
Además, Córdoba ha sufrido una significativa pérdida de empleo privado en tiempos recientes, situación que se agrava con la reducción de asistencias nacionales como el programa Zona Fría, que dejó a cientos de miles de usuarios provinciales expuestos a pagar la tarifa completa, incrementando así el costo de vida.
Con estas declaraciones, Llaryora busca despegar a la administración provincial de las decisiones nacionales que impactan directamente en los bolsillos de los ciudadanos, atribuyendo a la gestión de Milei la responsabilidad principal en el aumento tarifario.
Bolivia podría empezar a importar gas desde la Argentina a partir de 2031 por la acentuada caída en su producción durante la última década, tras haberle vendido el fluido por casi 20 años.
Un informe de Alpes Energy advierte que el declive sostenido de la producción boliviana invertirá el flujo histórico del gas natural en Sudamérica, posicionando a la Argentina como el proveedor más lógico por escala e infraestructura.
Durante cerca de dos décadas, Bolivia abasteció de gas natural a la Argentina mediante contratos firmes que finalizaron formalmente el 18 de septiembre de 2024. Desde entonces, se produjo un vuelco en el vínculo comercial, por el declive acelerado de los campos maduros bolivianos y la expansión sostenida de la producción no convencional en la Argentina.
Bolivia alcanzó su pico de extracción en 2014, con 59,6 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d). En los últimos diez años, la producción pasó de 56,6 MMm³/d en 2016 a un promedio proyectado por YPFB de 26,6 MMm³/d para 2026, lo que representa una caída acumulada del 53% a una tasa de declino media del 7,3% anual.
En sentido contrario, la Cuenca Neuquina incrementó su producción un 56% entre 2016 y el período enero-julio de 2026, pasando de 70,7 a 110,0 MMm³/d. Este crecimiento estuvo impulsado por el gas no convencional, que trepó de 26,4 a 97,7 MMm³/d y pasó a representar del 37% al 89% del total extraído en dicha cuenca.
En este marco, Alpes Energy proyecta que la producción en Bolivia disminuiría a 15,3 MMm³/d hacia 2031, contemplando la ausencia de descubrimientos de gran escala y una demanda interna boliviana de referencia de aproximadamente 14 MMm³/d.
Bajo estas condiciones, la oferta apenas superaría el consumo interno por 1,4 MMm³/d, dejando un margen operativo mínimo que podría exigir volúmenes complementarios ante picos estacionales o contingencias técnicas.
Con este panorama, la empresa comercializadora prevé que para 2032, la producción promedio anual caería por debajo de la demanda doméstica, convirtiendo formalmente al histórico exportador en un comprador neto.
Ante esta situación, aseguró que “Bolivia podría convertirse a partir de 2031 en un mercado cercano y estratégico para el gas de Vaca Muerta”, señalando que “la Argentina sumaría una salida regional de alto valor”, debido a la escala del recurso neuquino y a las obras de transporte vigentes.
En este sentido, Alpes Energy destacó la Reversión del Gasoducto Norte, que permite transportar hasta 15 MMm³/d desde el centro argentino hacia el NOA, y el Gasoducto Manuel Belgrano, que ampliará la evacuación desde Tratayén hasta La Carlota a partir de abril de 2029.
Asimismo, hizo referencia al antecedente que se dio en abril del 2025, cuando se concretó el transporte de 0,5 MMm³/d de gas argentino hacia Brasil utilizando la red de ductos boliviana, demostrando la viabilidad técnica del sistema.
Sin embargo, planteó que “el principal límite es estacional”, al señalar que “la Argentina consume mucho más gas en invierno, de modo que un contrato estable con Bolivia requeriría producción, transporte y almacenamiento suficientes para no depender sólo de excedentes interrumpibles”.
La coalición liderada por Arabia Saudita que lucha contra los hutíes aliados de Irán atacó instalaciones petroleras en Yemen, incluida la capital Saná, en respuesta a la ofensiva más mortífera en años en territorio saudita.
Poco después de la confirmación de los bombardeos en Yemen, se escucharon explosiones en la capital de Arabia Saudita, Riad, y en una instalación del gigante petrolero estatal Aramco en el este del país.
متحدث تحالف دعم الشرعية في اليمن اللواء الركن تركي المالكي: يجب على ميليشيا الحوثي الوقف الفوري لكافة عملياتها الإرهابية التي تستهدف المدنيين والأعيان المدنية https://t.co/fwfPQZwkhv
Los hutíes aseguraron que Arabia Saudita atacó una instalación petrolera en Saná, luego de que la coalición liderada por Riad pidiera a los civiles abandonar la zona en su primera orden de evacuación para la capital yemenita desde la reanudación de los combates.
Horas más tarde el vocero de la coalición liderada por Arabia Saudita, el general Turki al Maliki, confirmó en X que atacaron instalaciones de crudo en la capital de Yemen y afirmó que golpearon objetivos en las provincias de Saada y Dhamar, en el oeste de Yemen.
Un corresponsal de la agencia AFP en Saná reportó haber escuchado una explosión, mientras que una alerta en el canal de televisión Al Masira -afín a los hutíes- señaló que “la agresión saudita tiene como objetivo la empresa petrolera en Al Sabaha, al oeste de Saná”. Por temor a un desabastecimiento, muchos civiles corrieron a hacer fila en las estaciones de servicio de Saná tras la advertencia de la coalición.
Arabia Saudita, el mayor exportador de crudo del mundo, siguió bajo ataques este martes y, además de las últimas explosiones reportadas, durante la jornada la coalición afirmó que sus fuerzas interceptaron tres drones al norte de Riad. Después informaron que destruyeron dos misiles en el este del país, uno sobre Dhahran, donde está la sede de la petrolera Aramco, y otro que amenazaba a la ciudad de Harad. La coalición también reportó que interceptó tres misiles sobre Riad y el sur del reino.
Eduardo Bolsonaro y el presidente Javier Milei coincidieron esta semana en un evento en Washington DC.
Eduardo Bolsonaro, hermano y figura clave en el armado de relaciones exteriores del candidato presidencial brasileño Flavio Bolsonaro, adelantó que impulsarán un proyecto de gasoducto entre Vaca Muerta y Brasil si vencen al presidente Lula da Silva en el balotaje del próximo domingo 25 de octubre. Para el avance de un proyecto de ese tipo se requeriría, en principio, de un entendimiento entre Estados que hasta el momento no ocurrió y habilitar la participación de Petrobras, la petrolera brasileña bajo control estatal, según fuentes sectoriales.
El único proyecto existente hasta el momento para una conexión directa entre ambos países es el de un gasoducto dedicado a la exportación impulsado por el consorcio empresarial Gásbra. EconoJournal pudo saber que Gásbra modificó el diámetro del ducto proyectado para elevar la capacidad de transporte y que está trabajando para presentar dos RIGI vinculados con él.
En una entrevista concedida a LN+ en la noche de este jueves, Eduardo Bolsonaro, armador internacional del candidato por el Partido Liberal, brindó detalles sobre el encuentro que mantuvo esta semana con el presidente Javier Milei en un evento en Washington DC y dejó algunas definiciones sobre cómo sería el vínculo bilateral con la Argentina si su hermano es electo presidente.
En el plano energético mencionó la posibilidad de construir un gasoducto. «Si hablo algo con Milei es para el beneficio de los dos pueblos. Por ejemplo, tengo ganas de poner una conexión en directo desde Vaca Muerta a Brasilporque las reservas de gas que vienen desde Bolivia están cayendo«, declaró Eduardo Bolsonaro.
Durante la gala privada realizada por la comunidad hispana en el auditorio Andrew W. Mellon para reconocer su «liderazgo global», Milei respaldó a Flavio Bolsonaro de cara al balotaje con Lula, a quien tildó de «dictador comunista».
“Quiero aprovechar esta ocasión para saludar a Eduardo, hermano de Flavio, aquí presente con nosotros y enviar un mensaje de afecto y de apoyo tanto a Flavio como a su padre, mi amigo el presidente Jair Bolsonaro que continúa injusta y vengativamente encarcelado«, sostuvo el presidente argentino reafirmando su apoyo a los Bolsonaro.
Gasoducto desde Vaca Muerta al Brasil
Eduardo Bolsonaro, armador de las relaciones exteriores de la campaña de su hermano Flavio, anunció la intención de construcción del gasoducto.
Hasta el momento, el consorcio empresarial brasileño Gásbra es el único actor que está activamente trabajando en un proyecto integral privado de producción y exportación de gas natural en formato ininterrumpible entre la Argentina y Brasil, que fue presentado a las autoridades de Neuquén en una visita en diciembre del año pasado.
La iniciativa es comparable con otros proyectos dedicados a la exportación, como Argentina LNG o la terminal de GNL de Southern Energy(SESA). GásBra busca un permiso de exportación en firme por 30 años, similar al que la Secretaría de Energía de la Nación concedió al consorcio SESA.
El proyecto contempla la construcción de un gasoducto dedicado de 1630 kilómetros y 40 pulgadas entre Tratayén (Neuquén) y la localidad brasileña de Uruguaiana, con una capacidad de transporte de 35 millones de metros cúbicos por día (MMm3/D), potencialmente ampliable. La iniciativa original contemplaba un ducto de 36 pulgadas y con una capacidad de 30 MMm3/D.
También prevé un plan de inversión en upstream para respaldar con molécula propia los volúmenes que se comprometerán a la exportación. Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la petrolera estatal provincial, aportaría inicialmente moléculas de sus contratos de producción compartida y áreas de gas seco en Vaca Muerta para ese desarrollo. También buscan abrir la participación a otras productoras en la cuenca neuquina.
El consorcio GásBra es un vehículo empresarial que está integrando a empresas industriales y distribuidoras de gas del sur de Brasil, principalmente de San Pablo. Gásbra estructurará dos vehículos de inversión (VPU) para presentar el proyecto al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), uno para el upstream y el otro para el gasoducto, según pudo saber este medio.
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Del lado brasileño, el proyecto contempla un gasoducto de 650 km y 40 pulgadas entre Uruguaiana y Canoas (Porto Alegre). En ese sentido, el consorcio está avanzando en conversaciones con los accionistas de Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB) y de Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG) relativas a derechos de paso para el ducto y en cómo se estructurará luego el envío de las moléculas desde Canoas a San Pablo.
Brasil viene mostrando un interés activo en suministrarse gas argentino. Pre-sal Petróleo (PPSA), la empresa estatal en Brasil dueña de los contratos de producción compartida del Estado con las operadoras en el offshore del presal, realizará este mes su primera subasta de suministro de corto plazo de gas natural para las industrias.
El Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) del Brasil este año habilitó a PPSA a que pueda celebrar a partir del año próximo subastas de suministro de largo plazo. Es en esa ventana en donde el gobierno brasileño evalúa que el gas importado desde Vaca Muerta o el GNL puede jugar un rol, ya que PPSA quedó habilitada para importar gas y venderlo a industrias.
Transportadora de Gas del Sur (TGS) avanza en el cierre de un préstamo sindicado por US$ 1.400 millones con siete bancos internacionales para financiar su megaobra de procesamiento y exportación de líquidos del gas no convencional en la cuenca neuquina.
La operación forma parte de una inversión total de US$ 3.000 millones destinada a transformar la infraestructura energética vinculada al shale y a ampliar la capacidad exportadora del país.
La compañía prevé anunciar el acuerdo financiero a comienzos de diciembre. El desarrollo, denominado Proyecto NGL, permitirá separar propano, butano y gasolina natural del gas producido en Neuquén y transportarlos hacia Bahía Blanca, con ventas externas proyectadas en torno a US$ 1.200 millones anuales una vez que la planta ingrese en operación comercial hacia 2030.
El esquema contempla además un crédito potencial de US$ 500 millones de la DFC de Estados Unidos. Del total de la inversión, US$ 1.000 millones se destinarán a la transformación de la planta de Tratayén, que ampliará su capacidad de acondicionamiento hasta 43 millones de metros cúbicos diarios, mientras que los restantes US$ 2.000 millones financiarán la construcción de un poliducto, una planta de fraccionamiento y nuevas instalaciones de despacho en Puerto Galván.
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El suministro de gas asociado estará respaldado en más de un 70% por YPF, Pluspetrol y Chevron, con aportes adicionales de Tecpetrol, Vista, Pampa Energía y Shell. La estructura comercial se basará en contratos de 15 años con tarifas en dólares y esquemas de reserva de capacidad, un modelo que busca garantizar previsibilidad para la exportación de líquidos.
Las obras requeridas generarán 4.000 empleos directos y 15.000 indirectos durante los cuatro años de construcción, bajo el marco del RIGI. El despliegue de infraestructura apunta a resolver un cuello de botella crítico del desarrollo no convencional: el crecimiento acelerado del shale oil produce volúmenes crecientes de gas asociado rico en componentes pesados, que requieren tratamiento previo antes de su inyección en los gasoductos troncales.
Para atender esa necesidad operativa, TGS construirá un ducto de captación de 100 kilómetros que transportará el fluido hacia Tratayén, donde la planta existente será ampliada de manera sustancial. Desde ese nodo, la corriente de líquidos será derivada a través de un nuevo poliducto de 573 kilómetros hasta el Polo Petroquímico de Bahía Blanca.
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En Puerto Galván, la compañía levantará un complejo industrial de última generación con una planta de fraccionamiento y tanques atmosféricos y refrigerados de gran escala: uno de 100.000 m³ para propano, otro de 70.000 m³ para butano y dos unidades de 30.000 m³ para gasolina natural.
Cuando el sistema entre en operación, tendrá capacidad para procesar 2,7 millones de toneladas métricas anuales de productos petroquímicos de alto valor agregado. El proyecto se perfila como el mayor desarrollo de acondicionamiento e industrialización de gas ejecutado en Argentina en los últimos 25 años, consolidando la inserción estratégica del país en el comercio internacional de combustibles refinados y reforzando la expansión de la cuenca neuquina.
El proyecto Argentina LNG, liderado por YPF junto a la italiana Eni y la emiratí XRG, avanza de manera acelerada en Sierra Grande y comienza a mostrar la escala industrial que tendrá la futura plataforma de exportación de gas natural licuado del país.
En un recorrido por la zona, Radio Nacional registró que “hace un año esto era una estepa y hoy ya están montados los tanques y las boyas”, un contraste que refleja la velocidad de ejecución de la obra.
La infraestructura crítica ya está en marcha. El ducto de siete kilómetros mar adentro se encuentra instalado y será el punto de conexión con el buque de licuefacción de 300 metros de largo, pieza central del sistema que permitirá procesar el gas y transformarlo en GNL para exportación. La presencia de tanques y boyas operativas confirma que la etapa de montaje avanza según el cronograma técnico previsto por YPF y sus socios.
El proyecto cuenta con un financiamiento internacional habilitado por el Gobierno de Estados Unidos, que aportó USD 6.000 millones mediante un acuerdo bilateral. La participación de Eni y XRG complementa el esquema de inversión y posiciona a Argentina LNG como un desarrollo energético con fuerte respaldo geopolítico. Según las estimaciones difundidas, el complejo podría generar USD 15.000 millones anuales en exportaciones hacia fines de 2025, convirtiéndose en el mayor proyecto de la historia de YPF.
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La transformación territorial es visible. Sierra Grande, tradicionalmente vinculada a la minería y con largos períodos de estancamiento económico, se convierte ahora en un nodo energético estratégico. La instalación del ducto offshore, el montaje de tanques y la preparación para recibir el buque de licuefacción marcan un cambio estructural en la costa rionegrina y anticipan un flujo de actividad industrial sin precedentes.
El avance de Argentina LNG se inscribe en un contexto donde el país busca consolidar su rol como exportador de gas, aprovechando la producción creciente de Vaca Muerta y la demanda global de GNL. La combinación de financiamiento internacional, socios multinacionales y obra física en ejecución posiciona al proyecto como uno de los desarrollos energéticos más relevantes del período.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, presentó las proyecciones que ubican a Vaca Muerta como el principal motor exportador del país hacia 2031, con un salto estimado de US$ 55.000 millones en ventas externas de petróleo, gas y derivados.
La estrategia se apoya en inversiones de escala inédita, ampliaciones de infraestructura crítica y proyectos destinados a exportar gas natural licuado (GNL) a mercados internacionales.
Argentina LNG es el núcleo de esa expansión. El desarrollo, impulsado por YPF junto con Eni y XRG, prevé firmar la decisión final de inversión el 26 de noviembre. La iniciativa solicitó su ingreso al RIGI por US$ 51.000 millones, con una primera etapa que demandará US$ 30.000 millones hasta 2031, cuando comenzarían las exportaciones de gas y líquidos. En una fase posterior, el monto total asociado al régimen podría alcanzar US$ 76.000 millones, consolidando la presencia argentina en el negocio global del GNL.
El crecimiento del petróleo también exige infraestructura de transporte. Marín anticipó que Argentina superará el millón de barriles diarios, un volumen que requiere conectar la cuenca neuquina con los puertos de exportación.
En ese punto, Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) aparece como obra estratégica, con inversiones cercanas a US$ 3.000 millones para vincular la producción con la costa atlántica de Río Negro.
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El cronograma operativo prevé comenzar a llenar el ducto el 1 de enero y realizar durante ese mismo mes la primera carga exportadora. En su etapa inicial, VMOS podrá transportar 700.000 barriles diarios, con estudios para ampliar la capacidad hasta 1 millón. Las nuevas instalaciones permitirán sumar 180.000 barriles diarios de producción durante el primer trimestre, con incrementos progresivos a medida que avance el desarrollo.
La escala del plan energético requiere inversiones totales cercanas a US$ 130.000 millones, un volumen que plantea desafíos en mano de obra, servicios y logística. La industria calcula que harán falta 15.000 trabajadores nuevos para operar pozos e instalaciones.
Frente a esa demanda, el Instituto Vaca Muerta deberá formar y certificar 3.000 operarios por año, con el objetivo de abastecer las distintas etapas de la actividad y sostener el crecimiento proyectado.
Las proyecciones delinean un escenario donde Vaca Muerta se convierte en el principal generador de divisas del país, apoyado en infraestructura estratégica, socios internacionales y un programa de inversiones que busca posicionar a Argentina en el mapa global del GNL y del petróleo no convencional.
Dirigentes sindicales de Argentina, Brasil y México participaron en una reunión convocada por la Federación Internacional de los Trabajadores del Transporte (ITF) en Ciudad de México para analizar los desafíos laborales y operativos del sector offshore en América Latina.
El encuentro, realizado el 13 de octubre, abordó empleo nacional, seguridad marítima, condiciones laborales y negociación colectiva en un contexto de expansión de las operaciones energéticas regionales.
La jornada estuvo liderada por Edgar Díaz, Secretario Regional de ITF, y Luiz de Lima, responsable de la Campaña Portuaria. Durante el intercambio, se eligió a Lorena Silva (SINDMAR, Brasil) como nueva coordinadora del Subgrupo Offshore de ITF para América Latina, con el objetivo de fortalecer la articulación sindical regional y consolidar una agenda común frente al crecimiento del sector.
Brasil concentró buena parte del debate. Delegados destacaron la revocación de la Ordenanza DPC Nº 259/2026, que pretendía eliminar los puestos de oficiales de máquinas en embarcaciones de menos de 500 unidades de arqueo bruto, una medida que hubiera reducido funciones consideradas críticas para la seguridad.
También se presentó el Proyecto de Ley Nº 5.411/2026, que establece que, tras 180 días de actividad en aguas brasileñas, al menos 75% de las tripulaciones de embarcaciones extranjeras deberá estar integrado por profesionales nacionales, con el fin de proteger el empleo local en un mercado offshore en expansión.
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México expuso la situación de las operaciones de Pemex y las dificultades de representación sindical en actividades marítimas vinculadas con la industria energética. El análisis incluyó desafíos de organización gremial y condiciones laborales en un sector estratégico para la economía del país.
Argentina planteó los problemas de la Marina Mercante y las operaciones de construcción submarina y apoyo marítimo en Punta Colorada, vinculadas con proyectos de desarrollo energético y producción de GNL asociados a Vaca Muerta. También manifestó preocupación por las políticas del Gobierno nacional y su impacto sobre el empleo marítimo.
El encuentro permitió avanzar en una agenda regional centrada en la defensa de los puestos de trabajo, la participación de tripulaciones nacionales y la seguridad marítima. Los dirigentes coincidieron en la necesidad de profundizar la cooperación entre organizaciones sindicales para enfrentar los desafíos laborales y productivos del sector offshore en América Latina, un segmento clave para la expansión energética regional.
El gobernador Rolando Figueroa autorizó la licitación para contratar las máquinas de Boleta Única Electrónica (BUE) que se usarán en las elecciones provinciales de 2027, una decisión que reactivó las especulaciones sobre un posible adelantamiento de los comicios a mediados de febrero.
El decreto 1669, firmado por Figueroa y el ministro de Gobierno Jorge Tobares, fija un presupuesto de $6.100 millones para el sistema que deberá operar sobre un padrón estimado de 630.000 electores. La apertura de ofertas será el 22 de octubre a las 10.
La anticipación del proceso administrativo es leída como una señal política. En 2023, la licitación se lanzó en diciembre, cuatro meses antes de la elección del 16 de abril. Aunque el Ejecutivo sostiene que se trata de una formalidad para “tener listo el instrumento”, el movimiento alimenta la hipótesis de una votación en pleno verano. Será la tercera elección neuquina con BUE desde la reforma electoral de 2016, y en todas las licitaciones previas se presentó un único oferente: el grupo MSA, proveedor también en Salta y CABA.
Los equipos territoriales del oficialismo y la oposición ya trabajan sobre un escenario de 14 de febrero. Dirigentes de La Neuquinidad recorren la provincia en búsqueda de acuerdos y candidatos, mientras el intendente Mariano Gaido acelera licitaciones y ejecuciones de obra para llegar a la campaña con avances visibles. Esta semana, el gobierno presentó el plan Neuquén Vive, un paquete de obras deportivas, culturales y turísticas por $685.800 millones, que busca reforzar la narrativa de transformación provincial.
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La oposición también ajusta su estrategia. El senador Pablo Cervi afirma que un adelantamiento sería una señal de temor del oficialismo y sostiene que “si fuera por ellos, adelantarían las elecciones lo más posible”. En paralelo, La Libertad Avanza evalúa su rol: si el gobierno nacional profundiza el acercamiento a Figueroa, podría competir sin su figura más fuerte, la senadora Nadia Márquez, o incluso revisar su participación en la contienda.
Si el gobierno decidiera votar en febrero, el decreto de convocatoria debería firmarse en los primeros diez días de noviembre, cumpliendo el plazo legal de 90 días. La definición dependerá del estado de las obras en ejecución, de la capacidad de mostrar resultados durante la campaña y de las negociaciones con aliados para replicar el esquema de listas colectoras utilizado en 2023. En la capital, el oficialismo se encamina a ordenar la sucesión del intendente Mariano Gaido en torno a la jefa de Gabinete María Pasqualini.
La licitación anticipada, la aceleración de obras y el movimiento territorial configuran un escenario donde la política neuquina ya actúa como si febrero fuera una posibilidad concreta, aunque la decisión final aún depende del gobernador.
Dosisur inauguró una nueva base operativa en el Río Neuquén Distrito Industrial, con 1.500 m² de nave industrial y 200 m² de oficinas, para fortalecer su presencia en la cadena de valor de Vaca Muerta. La expansión busca acercar tecnología y soluciones a las empresas de la cuenca y mejorar la capacidad de respuesta ante las demandas del sector energético.
La compañía, vinculada a la trayectoria industrial de Dosivac, inició sus operaciones en instalaciones prestadas por Lazos SRL, pero el crecimiento acelerado y el respaldo de los proveedores permitieron avanzar hacia una sede propia. La nueva base aloja una dotación de 16 a 18 personas, complementada por los 88 trabajadores de Dosivac en Buenos Aires.
El eje técnico de la operación es el desarrollo de equipos de dosificación de productos químicos utilizados en pozos y plantas para tratar gas y petróleo, inhibir corrosión y proteger instalaciones. Según Nicolás Pal, los sistemas se adaptan a cada operación y soportan condiciones extremas de presión, caudal y clima, desde frío y viento hasta nieve.
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Entre las innovaciones presentadas se destacan los equipos de dosificación alimentados con energía solar, diseñados para zonas sin red eléctrica. Incorporan paneles y baterías con autonomía de cuatro días, incluso con baja radiación solar, lo que permite instalar tratamientos químicos en ubicaciones remotas sin depender de infraestructura energética convencional.
La mudanza al parque industrial implicó reorganizar la logística y realizar inversiones en movilidad para facilitar el traslado del personal. Damián Prola destacó que operar en un predio ordenado y controlado mejora la calidad de los procesos, la limpieza de insumos y el armado de equipos con estándares de medición más estrictos.
La inauguración se integra al desarrollo del Río Neuquén Distrito Industrial, impulsado por Gran Valle Negocios como polo para empresas industriales, logísticas y de servicios. Con esta base, Dosisur busca consolidar su presencia regional y avanzar en su objetivo de acercar tecnología y soluciones al entramado energético de Vaca Muerta.
YPF puso en marcha la nueva Planta de Tratamiento de Crudo y la Planta Compresora de La Angostura Sur, una infraestructura clave para sostener el crecimiento del Hub Sur de Vaca Muerta y escalar la producción hacia los 100.000 barriles diarios a comienzos de 2027, en línea con la estrategia exportadora del VMOS.
La obra demandó US$400 millones y movilizó a 1.300 trabajadores, consolidando la capacidad industrial para procesar 63.000 barriles diarios de petróleo y comprimir 4 millones de metros cúbicos diarios de gas.
El bloque, operado al 100% por YPF, pasó en un año y medio de 2.000 a casi 70.000 barriles diarios, multiplicando su producción por 35 y aportando ya 25% del shale oil de la compañía. El escalamiento se apoya en ramas horizontales superiores a 3.000 metros, flotas de fractura de alta potencia con 230 estadios mensuales por set, monitoreo digital en tiempo real y reducción del spud‑to‑rig‑release, lo que permitió perforar más metros con menos equipos y bajar el costo por barril.
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La infraestructura inaugurada, diseñada bajo el estándar YPF 2.0, completa el acondicionamiento final de la producción antes de su inyección en la red de oleoductos y gasoductos del proyecto. La ejecución técnica, a cargo de AESA, implicó mover 1.000.000 m³ de suelo, utilizar 12.000 m³ de hormigón, tender 500 km de cables y montar 20.000 pulgadas soldadas de piping de alta especificación.
En total, las tareas acumularon 2.100.000 horas hombre y articularon una cadena de valor de más de 20 empresas proveedoras.
Con esta infraestructura, YPF proyecta consolidar a La Angostura Sur como uno de los desarrollos petroleros más relevantes del país. Horacio Marín destacó que el crudo tratado “va a llegar a todo el mundo a través del VMOS”, reforzando la estrategia exportadora que busca posicionar a Vaca Muerta en el plano energético global.
El fuerte encarecimiento del petróleo durante 2026 llevó a Goldman Sachs a revisar sus previsiones y a plantear tres escenarios para 2027, determinados por la recuperación del suministro en Medio Oriente y la posibilidad de nuevas interrupciones.
La entidad bancaria elevó esta semana su estimación para el Brent al cierre de 2026 de US$85 a US$90 por barril, mientras que el WTI alcanzaría US$81, frente a los US$80 previstos anteriormente. Para 2027, mantiene un promedio de US$80 para el Brent y reduce su previsión del WTI de US$75 a US$73, reflejo de los mayores costos de transporte marítimo entre Estados Unidos y Europa.
La recuperación de las exportaciones del golfo Pérsico no ha eliminado las presiones sobre los precios. Los inventarios mundiales permanecen reducidos y el mercado sostiene una prima geopolítica superior a US$20 por barril, asociada a los riesgos sobre la infraestructura energética regional. “Los riesgos para nuestra previsión de precios siguen significativamente inclinados al alza en términos netos, especialmente a corto plazo”, señaló el equipo de materias primas de Goldman Sachs, encabezado por Daan Struyven.
El informe del 11 de octubre detalla que el escenario central contempla una moderación gradual del Brent, desde US$88 en enero de 2027 hasta US$75 en diciembre, con un promedio de US$75 para 2028, 2029 y 2030. La recuperación del suministro es clave: las exportaciones del golfo Pérsico alcanzaron recientemente entre 22 y 23 millones de barriles diarios, cifra que incluye alrededor de 4 millones de barriles diarios de exportaciones estimadas que no aparecen en los registros convencionales de seguimiento marítimo.
Aun así, la producción regional permanece 6 millones de barriles diarios por debajo de los niveles anteriores al conflicto de febrero de 2026.
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Goldman Sachs plantea dos trayectorias alternativas. El escenario alcista prevé un Brent cercano a US$125 por barril en promedio durante 2027 si la producción regional se mantiene 5 millones de barriles diarios por debajo de los niveles previos al conflicto. Entre los detonantes posibles identifica daños a instalaciones petroleras, intensificación de ataques contra embarcaciones y persistencia de la prima de riesgo. En contraste, el escenario bajista contempla un Brent en la franja de US$60 si la producción regional supera en 1 millón de barriles diarios los niveles de febrero de 2026, impulsada por una recuperación más rápida del suministro o una solución diplomática sostenible.
El análisis incorpora también la experiencia histórica. Goldman Sachs calcula que los cinco mayores choques de oferta petrolera de los últimos 50 años tuvieron una duración promedio de 4,5 años, y que cuatro años después de esos episodios la producción de las regiones afectadas permanecía, en promedio, 42% por debajo de sus niveles anteriores.
En cuanto a inventarios y demanda, el banco estima que el mercado petrolero registró un déficit de apenas 300.000 barriles diarios en septiembre, frente a los 7,2 millones de marzo. Prevén que el mercado mundial pase a una situación de superávit desde el cuarto trimestre de 2026 y que esa condición se prolongue hasta finales de 2027.
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No obstante, los inventarios reducidos mantienen la demanda de reposición. Al incorporar existencias fuera de los depósitos comerciales de la OCDE, Goldman Sachs elevó en US$6 su estimación de valor razonable del Brent de septiembre, hasta US$80.
La demanda mundial también refleja el impacto del conflicto. Durante el tercer trimestre de 2026 cayó 3,3 millones de barriles diarios frente al mismo período del año anterior. Para finales de 2027, el banco estima que el impacto residual del choque de Ormuz sobre la demanda será de 700.000 barriles diarios, influido parcialmente por cambios en el uso y las ventas de vehículos eléctricos.
En materia de cobertura, Goldman Sachs mantiene su preferencia por posiciones alcistas en gasolina europea para el verano de 2027 y recomienda a los productores petroleros protegerse de las caídas mediante diferenciales de opciones de venta. La evolución de la producción del golfo Pérsico, los inventarios y los riesgos sobre la infraestructura energética determinará cuál de las trayectorias previstas gane peso durante los próximos trimestres.
La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), a través del Observatorio de Emisiones de Metano de América Latina y el Caribe (OEMLAC), lanzó en el marco de la XI Semana de la Energía la iniciativa Diagnóstico y Rutas de Inversión, Viabilización y Transformación Energética (DRIVE), una plataforma regional orientada a identificar, evaluar, estructurar y acelerar proyectos de energías renovables, descarbonización y nuevas líneas de negocio impulsados por las Empresas Nacionales de Petróleo (NOCs).
DRIVE busca acompañar a las NOCs desde la identificación de oportunidades claves para su transformación, hasta la estructuración, financiamiento e implementación de proyectos, articulando capacidades técnicas, socios estratégicos y fuentes de financiamiento climático, y de desarrollo.
Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLACDE, señaló que “las NOCs han sido protagonistas del desarrollo energético de América Latina y el Caribe durante décadas y tienen también la capacidad de ser protagonistas de su transformación. Con DRIVE queremos acompañarlas para que nuevas oportunidades de inversión puedan convertirse en proyectos concretos, generar nuevas capacidades y movilizar recursos para su implementación”.
En el marco del lanzamiento, la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (ARPEL), el Natural Resource Governance Institute (NRGI) y el Global Methane Hub (GMH) firmaron la Declaración Conjunta para la transformación estratégica de las empresas nacionales de energía de América Latina y el Caribe.
Los firmantes expresan su voluntad de fortalecer el diálogo y la cooperación regional, respaldan DRIVE como plataforma para facilitar el acceso de estas empresas a financiamiento concesional, climático y de desarrollo, e invitan a organismos internacionales, bancos de desarrollo, organizaciones técnicas y academia a sumarse a la iniciativa.
Las principales NOCs de América Latina y el Caribe representan en conjunto cerca de U$S 250.000 millones de ingresos anuales. OLACDE, a través del OEMLAC, estima que estas compañías cuentan con un portafolio potencial plurianual superior a U$S 20.000 millones en proyectos de energías renovables, descarbonización y nuevos negocios bajos en carbono. La organización ya inició diálogos con empresas nacionales de la región para identificar oportunidades y avanzar en la conformación de una primera cartera regional de proyectos.
En las NOCs hay capacidades, activos y muy buenas oportunidades de inversión. Muchas veces el desafío no es identificar qué hacer, sino lograr estructurar esos proyectos, encontrar los socios adecuados y acceder al financiamiento necesario para implementarlos. DRIVE busca justamente cerrar esa brecha y hacerlo con escala regional, explicó Gastón Siroit, Director del OEMLAC.
Para Henrique Bezerra, Director Regional de América Latina de GMH, la iniciativa permite que las grandes metas climáticas globales empiecen a engranar con herramientas financieras y operativas concretas que transforman la industria petrolera en la región, pues es pasar del discurso de “hay que reducir el metano” a construir la maquinaria financiera y técnica para que realmente ocurra. Mientras que para Carlos Garibaldi, Secretario Ejecutivo de ARPEL, DRIVE representa una evolución pragmática: un mecanismo indispensable para que el sector lidere con pragmatismo su propia transformación y descarbonización.
La iniciativa trabajará inicialmente sobre cinco ejes: infraestructura eléctrica; refinación sostenible; movilidad limpia; eficiencia y reducción de emisiones; y nuevos negocios estratégicos. Estos incluyen proyectos de generación renovable y almacenamiento, biocombustibles y combustibles alternativos, electromovilidad, reducción de emisiones de metano y gestión de carbono, así como oportunidades vinculadas con minerales críticos.
Pablo Dellicompagni, científico del Instituto de Investigaciones en Energía No Convencional (INENCO) del Conicet-UNSa.
Una gran variedad de procesos industriales funciona mediante el suministro de calor continuo a temperaturas bajas, por debajo de los 150 grados. Esa energía puede abastecerse a partir de fuentes renovables y con equipos fabricados localmente a precios más accesibles. Con ese objetivo, un equipo de científicos del Conicet y la Universidad Nacional de Salta (UNSa) construyó un dispositivo de concentración solar térmica que puede generar calor hasta 120 grados. Se trata, más precisamente, de un Colector Cilindro-Parabólico (PTC) que demandó una inversión de US$ 5.000, y en las pruebas alcanzó una potencia máxima de 8 kilovatios térmicos (kWt) y una eficiencia del 70%.
“La tecnología de concentración solar térmica está muy probada, y con buenos resultados, a nivel internacional. En grandes escalas, incluso, se usa para generar electricidad. Está disponible comercialmente, pero está protegida por patentes y los equipos importados son costosos -explica Pablo Dellicompagni, científico del Instituto de Investigaciones en Energía No Convencional (INENCO) del Conicet-UNSa, que lideró el desarrollo-. En particular, la tecnología de concentración solar basada en colectores cilindro-parabólicos, como el equipo que construimos, es la más consolidada”.
“Cerca de la mitad de la energía que consume la industria se destina a procesos térmicos de temperaturas bajas y medias, por lo que este tipo de sistemas son ideales para reemplazar o complementar el uso de gas natural –agrega-. En el sector de alimentos y bebidas se usa para la pasteurización, que se realiza a 60 grados, o para la esterilización de envases, cocción y lavado industrial. Se aplica en países como México, Estados Unidos y Alemania”. También la incorporan el rubro textil, para el lavado de fibras y teñido de telas; el papelero y maderero, en las etapas de secado, blanqueado y cocción, y la minería y la química, por el aporte de calor en la extracción y tratamiento de sales.
Si bien la construcción de este prototipo abre la posibilidad de fabricar equipos con insumos locales, según Dellicompagni la energía termo solar enfrenta dos competencias en el país: las tarifas subsidiadas de gas natural y los sistemas fotovoltaicos, que se han posicionado como la tecnología solar dominante.
Energía termo solar: cerveza, petróleo y vapor
La tecnología solar térmica es una fuente renovable que se basa en transformar la radiación en energía calórica. Según la Agencia Internacional de Energía, a finales de 2024 la capacidad total operativa de este tipo de energía alcanzó 544 GWth en el mundo (777 millones de metros cuadrados de superficie de captación) y sumó 17,8 GWth de potencia. La energía termo solar para procesos industriales, en tanto, creció un 28%, tras poner en marcha 106 nuevas plantas que sumaron 120 MWth de capacidad. El 69% de ellas utiliza equipos PTC, como el prototipo que se construyó en Salta. Los principales mercados, en términos de nuevas operaciones durante 2024, fueron China, Alemania, Países Bajos, México y Austria.
Una de las instalaciones termo solares más grandes del mundo pertenece a la productora de cerveza Heineken. En su fábrica de Sevilla, en España, en 2023 inauguró una planta de 30 MWth con tecnología PTC, que fue diseñada para cubrir cerca del 50% de la demanda de calor de la unidad productiva. Pero el mayor proyecto que recurre a este tipo de equipos está en Omán. Fue construido en 2017, suma una potencia 342 MWth y se usa para generar vapor que se inyecta en el proceso de recuperación mejorada de petróleo.
En América Latina esta energía para procesos industriales se utiliza en México -que tiene 139 plantas y usuarios como Unilever-, y en Brasil, que posee cinco proyectos que suman 5MWth (abastece, por ejemplo, una instalación de la fabricante de alimentos y bebidas PepsiCo). En la Argentina, sin embargo, todavía no hay aplicaciones comerciales de este tipo.
Piloto para producir a bajas temperaturas
El prototipo construido por los científicos del Conicet está instalado en el campus experimental del INENCO, en Salta. “Es una estructura de superficies reflectivas curvas (canal parabólico) que gira siguiendo al sol de manera automática durante todo el día. La luz solar que captan esas superficies se concentra en un tubo central por el que circula agua, y que eleva su temperatura hasta convertirla en agua caliente o vapor presurizado”, define el investigador.
La estructura del PTC consta de un bastidor metálico (de 6,5 metros de longitud) que sostiene dos módulos reflectores de forma parabólica (hechos de láminas de aluminio) y un sistema de seguimiento solar que hace girar el eje de Este a Oeste. El tubo de acero que absorbe la temperatura –y por el que circula el fluido que transporta calor- tiene seis metros de longitud y un diámetro de 1,5 pulgadas. La superficie de captación solar, conformada por los dos módulos parabólicos, es de 11 metros cuadrados.
El prototipo, cuyo proceso de desarrollo y validación se publicó a mitad de año en la revista científica internacional “Tecnologías y Evaluaciones de Energía Sostenible” (editorial Elsevier), transita las etapas 3 y 4del Nivel de Madurez Tecnológica (TRL), una escala de nueve rangos que clasifica a las tecnologías según su estadio evolución. En este caso, se trata de una fase de testeo en entorno de laboratorio.
“El equipo fue ensayado, medido y está generando vapor, pero aún no fue acoplado a un determinado consumo térmico. Es preciso seguir trabajando en el diseño a fin de que sea más robusto y de más fácil operación y mantenimiento”, amplía el investigador. “Hace falta un poco más de inversión y lograr un diseño estructural de mayor solidez, por ejemplo, para que la estructura de soporte sea apta para condiciones de viento elevado. También hay que hacer mejoras en el sistema de seguimiento solar y sumar automatización en el suministro de agua. Un gran objetivo podría ser dar un salto desde el taller científico a la fabricación de equipos en serie”.
Pero admite que para llegar a nivel TRL 9 “hay un largo camino”, ya que “se necesitan más instancias de prueba, de garantías de funcionamiento, y que los sistemas de control y de seguridad operen de manera aceitada. En eso estamos trabajando hoy”.
Construir con insumos locales
La inversión para un prototipo de operación comercial demanda casi US$ 5.000. El mayor costo, del 35%, lo insumió el tubo de acero con cubiertas de vidrio borosilicato, seguido por el sistema de seguimiento solar, que representa el 23% e incluye el motor, los algoritmos de seguimiento automático y la electrónica. En tanto, la estructura metálica y el bastidor de soporte, demandaron el 20%. Otra medida es el costo de la potencia térmica instalada, que expresa la inversión por cada unidad de potencia térmica máxima que genera el equipo (de 8 kWt). En este caso, el valor de construcción es de US$622 por kWt.
“Es posible lograr un diseño construido 100% con materiales e insumos disponibles en el mercado nacional, como láminas de aluminio de alta reflectancia y tubos de vidrio convencionales, eliminando la dependencia de componentes importados. Esto reduce drásticamente el costo de fabricación y de generación de calor, manteniendo un rendimiento térmico más que aceptable”, indica Dellicompagni, que es doctor en Ciencias Renovables.
En cuanto a la sustitución de combustible fósil, según las estimaciones experimentales del prototipo, con una generación térmica máxima de referencia de 8,401 kWht anual que se obtuvo, el volumen de gas natural equivalente desplazado es de 910 a 970 metros cúbicos por año, lo que supone un potencial de mitigación neta de 2,24 a 2,39 tCO2 anual por equipo.
La competencia: gas a bajo precio y paneles solares
La tecnología solar térmica compite con otras fuentes de energía: los combustibles fósiles, como el gas natural, y la solar fotovoltaica. En el primer caso, la barrera es principalmente económica debido a los menores costos de las tarifas de gas natural. En las mejores condiciones en que se midió el prototipo –sin incluir costos de ingeniería, instalación o integración al proceso-, el equipo produce calor a 7,19 centavos de dólar por kWht. “Esa cifra representa entre 1,9 y tres veces el costo del calor generado con gas natural sin subsidios, y la brecha se amplía a unas tres o cuatro veces frente a las tarifas subsidiadas”, explica el investigador.
Esta diferencia, sin embargo, puede modificarse en función de las políticas tarifarias y de subsidios a la energía que se implementen. “Su adopción entonces dependerá de las medidas de des-carbonización de procesos industriales que lleven adelante las empresas y del esquema tarifario en cada región del país. Como toda tecnología renovable, requiere una inversión inicial para su instalación. Por eso es clave contar con líneas de crédito verde o incentivos de fomento”.
Otro desafío –señala el científico- es la generalización de la tecnología fotovoltaica, que ha prevalecido “por el marco regulatorio que promueve las energías renovables, por sus menores costos de instalación e inversión inicial, y sus plazos de obra que son más breves”. Sin embargo, apunta que para esa tecnología “los valores del almacenamiento en un sistema de baterías de ion litio se triplican. Es muy costoso”. En este punto, “se abre una ventana para el mundo de la concentración solar, que permite almacenar energía térmica para seguir generando vapor y abastecer a las máquinas con costos mucho más económicos”.
Valbol, Esferomatic, Aceros ITASA y Norpatagónica participarán de la Argentina Oil & Gas (AOG) Patagonia 2026
El crecimiento de Vaca Muerta y la ampliación de la infraestructura asociada a la producción de petróleo y gas plantean nuevos desafíos para los proveedores industriales. En efecto, a medida que aumenta la escala de la eficiencia operativa, se incrementa la necesidad de reducir los tiempos de abastecimiento y garantizar el mantenimiento de los equipos y Valbol, Esferomatic, Aceros ITASA y Norpatagónica trabajan para dar respuesta a estas necesidades.
Las cuatro empresas serán parte de la Argentina Oil & Gas (AOG) Patagonia 2026, que se realizará del 19 al 22 de octubre en el Espacio DUAM de Neuquén donde presentarán soluciones vinculadas con la fabricación de válvulas y componentes, la automatización, los servicios para la producción de hidrocarburos y la asistencia técnica en campo.
La propuesta reúne capacidades industriales y de servicios que abarcan distintas etapas de la cadena de valor del petróleo y el gas. Entre ellas se encuentran la fundición de aceros especiales, las válvulas manuales y automatizadas, los productos químicos para operaciones de producción, el inertizado de cañerías y las tareas de calibración, puesta en marcha y mantenimiento.
Válvulas y componentes para las operaciones
Entre los desarrollos que se exhibirán durante la AOG Patagonia 2026 se encuentran una válvula esférica diseñada para lanzar y recibir scrapers o pigs, dispositivos utilizados para limpiar el interior de las cañerías, y una válvula excéntrica orientada a servicios que involucran incrustaciones o sólidos en suspensión en el transporte de fluidos.
Estos desarrollos responden a requerimientos específicos de las operaciones y buscan facilitar tareas de mantenimiento y manejo de fluidos en instalaciones industriales, según detallaron desde las empresas.
La fabricación de estos equipos se complementa con las capacidades de Aceros ITASA, que produce cuerpos y piezas para válvulas y bombas en distintos materiales, incluidos aceros al carbono, inoxidables, dúplex y súper dúplex. La disponibilidad de estas alternativas permite atender requerimientos específicos según las condiciones de uso de los componentes.
Por su parte, Norpatagónica presta servicios de operación y mantenimiento en campo. Esta actividad comprende el acompañamiento de los equipos durante su vida útil y complementa la provisión de productos con asistencia técnica para las instalaciones.
Abastecimiento y mantenimiento en Neuquén
La disponibilidad de equipos y repuestos cerca de los yacimientos es otro de los aspectos relevantes para los proveedores de la industria. Las demoras en el abastecimiento pueden afectar los tiempos de intervención y la continuidad de las operaciones, especialmente en una cuenca con una actividad creciente.
En Neuquén, las compañías cuentan con un almacén en el Parque Industrial de la ciudad, donde mantienen válvulas y equipos especializados. De acuerdo con la empresa, la ubicación, a menos de 100 kilómetros del centro de Vaca Muerta, busca facilitar la respuesta a los requerimientos operativos de la región.
A esa estructura se suma FlowCare, un servicio de mantenimiento posventa orientado a las operaciones de la cuenca. La iniciativa apunta a brindar asistencia durante la vida útil de los equipos mediante tareas de mantenimiento, calibración y puesta en marcha.
Finalmente, la participación de estas empresas en la AOG también incluirá la presentación de herramientas tecnológicas destinadas a mostrar equipos y soluciones aplicadas a la operación. Entre las propuestas anunciadas figura una experiencia de realidad virtual que permitirá a los visitantes interactuar con los equipos y recorrer escenarios simulados de trabajo en campo.
Otra de las novedades será el sistema Line Break Electrónico, diseñado para detectar roturas en líneas de cañerías mediante el monitoreo de presión. La herramienta se incorpora a una oferta que busca ampliar las posibilidades de seguimiento de las instalaciones y detección de incidentes.
El intendente Mariano Gaido y el gobernador Rolando Figueroa. Foto: Florencia Salto.
El gobernador Rolando Figueroa autorizó el llamado a licitación para contratar las máquinas de Boleta Única Electrónica (BUE) que se usarán en las elecciones 2027 en Neuquén, un movimiento que vuelve a alimentar las especulaciones sobre una convocatoria a las urnas en el verano, precisamente a mitad de febrero.
No es una pista definitiva, pero sí una acción sugerente. En los comicios anteriores, la licitación se había lanzado a mediados de diciembre, acuatro meses de la elección del 16 de abril. ¿Se repetirán los plazos?
El decreto 1669 al que tuvo acceso EN/CLAVE fue firmado este jueves por el gobernador Rolando Figueroa y el ministro de Gobierno, Jorge Tobares. El documento, que se publicaría mañana en el Boletín Oficial, asigna un presupuesto de 6.100 millones de pesos a la contratación del instrumento que usará un padrón estimado de 630.000 electores el año que viene.
La apertura de las ofertas se fijó una semana después, para el jueves 22 de octubre a las 10.
Este medio consultó con fuentes del Poder Ejecutivo y afirmaron que el llamado a licitación responde a la necesidad de «tener listo el instrumento» y que es una formalidad que no trae aparejada la definición de una fecha.
Esta será la tercera elección de gobernador en Neuquén con el sistema de Boleta Única Electrónica, el instrumento que se aprobó como parte de la reforma electoral que discutió la Legislatura en 2016.
Hasta el momento, en todas las licitaciones se presentó un único oferente, el grupo MSA, que también proveyó el sistema en Salta y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA), entre otros distritos.
El sistema consiste en una pantalla en la cual el elector visualiza todas las opciones de listas y candidatos, con posibilidad de marcar por categoría o lista completa. Su selección se imprime en una boleta de papel que, a la vez, guarda el contenido en un chip que luego se escanea para el realizar el recuento.
El modelo de Boleta Única Electrónica que se usó en las elecciones de 2023 en Neuquén.
Los caminos que llevan a febrero
Como anticipó EN/CLAVE en agosto, los equipos de gobierno se vienen preparando para un escenario de elecciones en febrero desde hace meses, en particular el intendente de la capital, Mariano Gaido. Si bien Rolando Figueroa volvió a insistir recientemente con que hay un debate abierto entre ambos por el octavo y noveno mes del año, ya son pocos quienes realmente lo creen.
Los propios referentes territoriales de ambos recorren la provincia en búsqueda de acuerdos y candidatos con el 14 de febrero como horizonte posible. Lo mismo hacen funcionarios de primera y segundas líneas en los despachos oficiales.
El pedido es para acelerar las licitaciones de obras, las ejecuciones en marcha y hacer mucha pedagogía sobre las transformaciones encaradas por la gestión que asumió en diciembre de 2023.
Justamente, el gobierno provincial realizó el miércoles un masivo acto en el estadio Ruca Che de la capital para presentar el plan Neuquén Vive, una serie de obras deportivas, culturales y turísticas por 685.800 millones de pesos que apuntan a «transformar la manera de disfrutar y vivir la provincia».
En paralelo, la oposición agenda febrero como posible largada y construye una narrativa que vincula la eventual convocatoria en el verano a un temor del oficialismo frente a los armados rivales. «Tienen miedo y, si fuera por ellos, adelantarían las elecciones lo más posible», dijo días atrás el senador Pablo Cervi durante un encuentro de La Libertad Avanza en Zapala.
De optar el gobierno por realizar las elecciones generales en febrero, el decreto de convocatoria debería firmarse en los primeros 10 días de noviembre, 90 días antes de la fecha, lo que acorta el tiempo de decisión a lo que resta de octubre.
El análisis incluirá una evaluación del estado de las obras en ejecución y de las que puedan llegar a estar en marcha para el tiempo de campaña, por un lado, y de las negociaciones políticas con los eventuales aliados, por el otro.
En principio, Figueroa repetiría un esquema de listas colectoras acompañando su candidatura como hizo en 2023. En las intendencias, en cambio, se habilitará que haya varios candidatos bajo el paraguas de La Neuquinidad compitiendo internamente. No sería el caso de la capital, donde se allanaría el camino para que Gaido elija quién disputará su sucesión: todos los caminos conducen, de momento, a su jefa de Gabinete, María Pasqualini.
Pero queda un factor por resolver y es qué hará La Libertad Avanza en esta elección. Si el gobierno nacional tiende puentes con Figueroa, como está intentando en otras provincias, podría desistir de competir por la gobernación o, al menos, hacerlo sin su figura más fuerte, la senadora Nadia Márquez.
La compañía presentará un conjunto de resinas, polímeros funcionales y aplicaciones destinadas a distintos segmentos del mercado.
Dow, una de las compañías químicas y petroquímicas más importantes del país, participará de la 20ª edición de Argenplás, la exposición internacional de la industria del plástico, que se desarrollará del 3 al 6 de noviembre en La Rural, en la Ciudad de Buenos Aires.
Bajo el lema“Generación que transforma: El poder de innovar juntos”, la compañía presentará un conjunto de resinas, polímeros funcionales y aplicaciones destinadas a distintos segmentos del mercado, con eje en la innovación tecnológica, la circularidad y el trabajo conjunto con los actores de la cadena de valor. Su participación hará foco en el vínculo entre la ciencia de materiales y el desarrollo de laindustria petroquímica, así como en su aporte a la competitividad de las cadenas productivas vinculadas con los plásticos, según precisaron desde la empresa.
Además exhibirá desarrollos y casos de aplicación orientados a responder a las necesidades de la industria. La propuesta abarcará soluciones para los mercados de alimentos y especialidades, películas industriales, salud e higiene y productos rígidos.
Dos actividades técnicas durante la exposición
A lo largo de la exposición, Dow realizará dos actividades técnicas:
«El poder de innovar juntos», 4 de noviembre a las 15 horas. La actividad técnica presentará casos de aplicación y experiencias vinculadas con el desarrollo de soluciones para la industria del plástico. La participación requerirá inscripción previa.
«Ecoplás en Acción», 5 de noviembre a las 18 horas. Una conferencia en el marco del congreso anual de Ecoplas. Esta actividad también requerirá inscripción previa.
Según explicó Santiago Bacigalupo, director comercial para Plásticos de la Región Sur de Dow en América Latina, “la exposición constituye una instancia para vincular a los distintos integrantes de la cadena de valor y presentar alternativas tecnológicas frente a los desafíos productivos”.
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El ejecutivo señaló que “la innovación implica identificar necesidades, reunir conocimientos técnicos y trabajar con los clientes para desarrollar soluciones que aporten valor, eficiencia y sustentabilidad a las operaciones”.
Resinas y aplicaciones para distintos mercados
La oferta que Dow llevará a la exposición estará organizada en torno a sus líneas de polietilenos y polímeros funcionales, con aplicaciones para diferentes segmentos industriales.
En el mercado de alimentos y especialidades, la compañía presentará materiales destinados al desarrollo de envases. Para las películas industriales, en tanto, exhibirá soluciones orientadas a mejorar la productividad y la estabilidad de las cargas.
En los segmentos de salud e higiene, mostrará materiales para aplicaciones específicas, mientras que en el mercado de productos rígidos expondrá resinas de alta resistencia para tapas, botellas y contenedores, además de alternativas destinadas al consumo masivo.
La empresa dispondrá de un espacio de más de 100 metros cuadrados para presentar sus desarrollos y establecer contactos con profesionales y especialistas del sector.
Con presencia en la Argentina desde hace 69 años, la compañía buscará presentar en Argenplás sus propuestas tecnológicas y promover el intercambio con los distintos actores del sector.
La exposición se realizará de 14 a 20, con entrada gratuita y registro previo. Para participar de las actividades técnicas organizadas por Dow, será necesario realizar la inscripción correspondiente.
Durante la próxima edición deArgentina Oil & Gas Patagonia 2026(AOG), Italia participará con diez empresas en un pabellón nacional organizado por la Agencia Italiana de Comercio Exterior (ICE). La exposición comenzará el 19 de octubre en el Espacio DUAM de Neuquén, en las inmediaciones de Vaca Muerta y reunirá a representantes de la industria energética.
El pabellón italiano estará ubicado en el Hall 4, stand L-18, y contará con la participación de Antea, Inim Electronics, Innovo, Italbest Valve, Palazzoli, Petrol Instruments, Petrostar, Rina, Telema y Valvitalia. Las compañías desarrollan actividades vinculadas con la energía, la minería, la ingeniería mecánica y la ingeniería de plantas.
La iniciativa fue coordinada por la oficina de ICE en Buenos Aires, en colaboración con la Embajada de Italia en la Argentina, con el objetivo de promover la participación de empresas italianas y generar oportunidades comerciales en sectores vinculados con el desarrollo de infraestructura y la actividad energética.
El intercambio comercial entre Italia y Argentina
Alessandra Marcarino, directora de la Agencia Italiana de Comercio Exterior en Buenos Aires, señaló que “la Argentina representa un mercado de interés para las empresas italianas por sus dimensiones y las perspectivas de desarrollo de distintos sectores estratégicos”.
Según los datos difundidos por ICE, el intercambio comercial entre ambos países alcanzó los 2.449 millones de euros en 2025, mientras que las exportaciones italianas a la Argentina superaron los 1.200 millones de euros. Además, 295 empresas de capital italiano operan en el país y emplean a aproximadamente 24.920 personas.
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Marcarino sostuvo que: “Estos vínculos constituyen una base para explorar nuevas oportunidades de negocios y profundizar la relación bilateral mediante inversiones, colaboraciones industriales y alianzas comerciales”.
Rondas de negocios y reuniones B2B
Como parte de su participación en la exposición, ICE organizará encuentros comerciales entre las diez empresas italianas presentes y compañías argentinas de los sectores de energía, minería e infraestructura.
La agenda prevé la participación de 100 empresas argentinas en más de 1.000 reuniones de negocios. Los encuentros se realizarán en los stands del pabellón italiano y estarán orientados a vincular a los participantes con potenciales clientes y socios comerciales.
La iniciativa busca facilitar el contacto entre proveedores italianos y empresas argentinas en actividades que, de acuerdo con ICE, adquirieron una importancia creciente en los últimos años por su volumen de negocios y sus inversiones, según precisaron.
En el marco de una misión empresarial alemana especializada en tecnología de procesos para la industria del petróleo, el gas y la petroquímica, la Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana (AHK Argentina) organizó el Argentina Oil & Gas Tech Forum, un espacio de intercambio entre referentes del sector para analizar los desafíos tecnológicos y las oportunidades que plantea el desarrollo de la industria energética argentina.
El encuentro, realizado en Buenos Aires, reunió a representantes de la industria para analizar las distintas etapas de la cadena de valor, desde el transporte y el procesamiento de hidrocarburos hasta la automatización y la seguridad de las operaciones. La agenda contempló también tecnologías para ductos y manejo de fluidos, procesamiento de gas, proyectos de gas natural licuado (GNL) y líquidos del gas natural (NGL).
Los participantes hicieron hincapié en las necesidades de infraestructura para acompañar el crecimiento de la producción hidrocarburífera, en particular la No Convencional en Vaca Muerta, y las soluciones tecnológicas aplicadas a los procesos industriales. También se analizaron los requerimientos de agua, energía eléctrica, de almacenamiento e infraestructura digital, junto con el financiamiento y la inversión necesarias para el desarrollo de nuevos proyectos.
Participaron representantes de compañías como Siemens Energy, TGS, VMOS, Oldelval, Otamérica, MEGA, Grupo CAPSA, Einsted y GME Global, entre otras.
Se pasó revista al grado de avance de proyectos referidos al tratamiento de los derivados del petróleo y gas natural para su industrialización, a la ampliación de la capacidad de transporte del crudo de Vaca Muerta, con destino a refinerías, y a la exportación. También a la instalación de plantas de almacenaje en puertos (Bahía Blanca, Punta Colorada).
El encuentro constituyó entonces un espacio de diálogo sobre el papel de la tecnología en la evolución del sector hidrocarburífero, los desafíos que plantea la expansión de la actividad y las soluciones que pueden contribuir a mejorar la eficiencia y la competitividad de las operaciones de producción y procesamiento del petróleo y del gas, su transporte, almacenaje, suministro local y exportación del crudo, gas y derivados.
Emanuel Frank, del área de Comercio Exterior de la AHK Argentina, remarcó que “la energía es fundamental para el desarrollo económico de la Argentina, tanto por su capacidad de generar divisas como por el impacto que puede tener en la competitividad de otros sectores productivos”. “El desafío es acompañar el crecimiento de la industria con infraestructura, innovación y tecnología, y generar espacios donde las empresas puedan intercambiar experiencias e identificar oportunidades de cooperación”, señaló Frank.
La misión empresarial continúa en Neuquén
Como parte de su agenda en el país, la delegación alemana desarrolla actividades en Neuquén para fortalecer los vínculos con los actores del entramado energético e industrial de la provincia.
Entre ellas se encuentra el German-Neuquén Process Technology & Business Exchange, un encuentro orientado a promover el intercambio entre las empresas alemanas y representantes del ecosistema productivo local, mediante presentaciones, reuniones de negocios y espacios de networking.
La agenda en la provincia contempla encuentros con representantes del sector público y privado, con el objetivo de conocer las necesidades de la industria regional, compartir experiencias y explorar oportunidades de vinculación y cooperación tecnológica.
Con 110 años de presencia en el país la Cámara de Industria y Comercio Argentino Alemana se constituyó como un agente activo en la construcción de relaciones estratégicas que unen empresas argentinas y alemanas. Cuenta con una plataforma de contactos de más de 300 asociados, articulando una red integrada de oportunidades comerciales y profesionales que posibilita el intercambio de experiencias, conocimientos, y el desarrollo de negocios conjuntos.
Comenzó una nueva edición de CIDEL Argentina 2026, el Congreso Internacional de Distribución Eléctrica organizado por la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) y el Comité Argentino de CIER (Cacier) con la asistencia de 500 participantes.
El subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo dejó inaugurado el Congreso y destacó que “Para la distribución eléctrica este tipo de encuentros son muy importantes porque el intercambio profesional hace que la actividad pueda ser más eficiente y se traduzca en una mejor calidad del servicio para los usuarios”. Y agregó que “Todo esto tiene que venir acompañado con medidas que sean previsibles, que el mercado esté normalizado, que tengan un marco regulatorio previsible, para que las compañías puedan desarrollarse, invertir e incorporar las mejores prácticas que requiere la actividad de la distribución eléctrica”.
Autoridades (de izq a derecha): vicepresidente de Adeera, Horacio Nadra; vicepresidente de CACIER, Marcelo Cassin; el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Damián Sanfilippo; director ejecutivo de CIER, Alejandro Sruoga y presidente de Adelat, Ilidio Coutinho.
La apertura reunió a referentes del sector eléctrico argentino y regional y marcó el inicio de tres jornadas dedicadas al intercambio de conocimientos, experiencias y perspectivas sobre los principales desafíos de la distribución eléctrica.
Inteligencia artificial: un tema que ya forma parte del presente
La primera actividad fue el panel “IA: ¿Estamos preparados para lo que viene?”, con la participación de Camila Manera, Data & AI Strategist; Martina Rúa, periodista especializada en innovación y productividad; y Santiago Siri, divulgador tecnológico y presidente de Democracy Earth Foundation.
La conversación, moderada por Mara Calzato, prensa de Adeera, abordó la inteligencia artificial desde distintas dimensiones: su impacto en la vida cotidiana y profesional, las tendencias que están transformando la forma de trabajar y tomar decisiones, y los desafíos vinculados con su incorporación y gobernanza.
Reconocimiento a mujeres destacadas de la energía
Durante la jornada también se realizó la segunda edición de los Premios Bachofen-Ghirelli “Mujeres destacadas en la energía”, que reconocen trayectorias e iniciativas de mujeres del sector energético.
Las distinguidas en esta edición fueron:
● Innovación: Cdora. María Eugenia Grimalt, directora ejecutiva de SEISNRG.
● Diversidad e inclusión: Cdora. Erica Fabroni, secretaria del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de Mendoza.
Foto: Mario Mosca
● Sostenibilidad: Lic. María Alejandra Schegnfet, jefe de departamento de sistemas de gestión de calidad y ambiente en Edemsa.
Foto: Mario Mosca
● Trayectoria inspiradora:
1. Dra. Guillermina Cinti, de la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la Provincia de Buenos Aires.
Foto: Mario Mosca
2. Ing. Andrea Heins, consultora internacional en energía, eficiencia energética y desarrollo sostenible y presidenta del Comité Argentino del Consejo Mundial de Energía.
Foto: Mario Mosca
Autoridades dieron por inaugurado CIDEL 2026
El cierre de la primera jornada estuvo a cargo del subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Damián Sanfilippo; el vicepresidente de Adeera, Horacio Nadra; el director ejecutivo de CIER, Alejandro Sruoga; el vicepresidente de CACIER, Marcelo Cassin; y el presidente de Adelat, Ilidio Coutinho.
“Hay buenas señales regulatorias, que son fundamentales para la industria. Hoy tenemos innumerables proyectos que están transformando la distribución y dejaron de ser pilotos para ser una realidad porque se están llevando adelante en las 50 asociadas de Adeera en las distintas provincias de Argentina. Hablamos de medición inteligente, incorporación de recursos energéticos distribuidos, automatización de la operación, digitalización de la atención al cliente, entre otros. La inteligencia artificial deja de ser una promesa y se transforma en una herramienta concreta que nos permite manejar mejor la demanda, anticipar fallas o bien reponer fallas con mayor eficiencia y velocidad en contextos climáticos cada vez más desafiantes”, aseguró Horacio Nadra.
Por su parte, Marcelo Cassin afirmó que “Este congreso es un instrumento para generar los vínculos y los liderazgos que nos hacen falta. Es una herramienta casi tan importante como la inteligencia artificial, porque la hacemos las personas en un sector que tanto nos apasiona. Hoy la distribución de la energía eléctrica es la que tiene responsabilidad de ser el nexo directo con la demanda, no solo desde el punto de vista de la calidad y lo técnico que es un gran desafío, sino también de lo social para llegar a los hogares, comercios e industrias, con un servicio con la calidad del servicio que prestan las distribuidoras”.
En representación de Adelat, Ilidio Coutinho señaló que “Esta agenda es parte esencial. Distintos países de la región, avanzan en la actualización de sus marcos regulatorios, y las lecciones son compartidas. Para sostener una transición energética eficiente, las redes necesitan reglas estables, costos eficientes y señales claras para las inversiones”. El Congreso continúa
Durante los próximos dos días continuará la presentación de los trabajos seleccionados por el Comité Técnico del Congreso, organizados en seis sesiones temáticas: Componentes de red, Calidad de energía y seguridad, Planificación y operación, Protección, control y automatización, Sistemas de distribución eléctrica sustentables, y Clientes, regulación y gestión del negocio del DSO.
Las jornadas permitirán profundizar el intercambio técnico y compartir experiencias, desarrollos y enfoques vinculados con los principales desafíos de la distribución eléctrica.
Al cierre de CIDEL 2026 se presentarán las conclusiones de las distintas sesiones y se reconocerán los trabajos destacados.
Representantes del Grupo Banco Mundial y del BID participaron en un panel sobre financiamiento para la energía nuclear en la XI Semana de la Energía de la OLACDE.
El GrupoBanco Mundial trabaja en la creación de un fondo específico para apoyar el despliegue de la energía nuclear en países en desarrollo. Con ese fin, el grupo está coordinando con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para canalizar esos fondos en Latinoamérica y el Caribe. En ese sentido, países en la región como El Salvador y Colombia ya están dando pasos concretos en la creación de la institucionalidad necesaria para construir reactores nucleares.
Durante el panel que compartieron en la XI Semana de la Energía, organizada por la Organización Latinoaméricana y Caribeña de Energía (OLACDE), expertos de ambos organismos dieron precisiones sobre el fondo en cuestión. En efecto, se trata de un trust fund o fondo fiduciario que buscará canalizar recursos para brindar asistencia técnica en la implementación del marco regulatorio necesario en cada país para la eventual construcción de centrales nucleares o de instalaciones para aplicaciones nucleares.
La iniciativa forma parte de una serie de acuerdos que el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) viene firmando con organismos multilaterales de financiamiento para cooperar en la promoción del uso tecnológica y físicamente seguro y responsable de la energía nuclear en los países en desarrollo.
En efecto, el último acuerdo que suscribió el OIEA fue con el BID, en paralelo a la última Asamblea General de las Naciones Unidas en Nueva York, en septiembre pasado. El convenio proporcionará un marco para la cooperación en materia de energía nuclear y desarrollo que abarca el diálogo, el intercambio de conocimientos, la asistencia técnica, la creación de capacidad, la planificación de sistemas energéticos y la infraestructura.
“Al combinar los conocimientos técnicos del OIEA con la experiencia en materia de desarrollo y el alcance regional del BID, podemos contribuir a que los países de América Latina y el Caribe tomen decisiones fundamentadas conforme evalúan alternativas de energía para su futuro”, declaró el Director General del OIEA, Rafael Mariano Grossi.
Financiamiento para la energía nuclear
A lo largo del panel sobre energía nuclear que compartieron en Santo Domingo, los representantes del GBM, del BID, de El Salvador y de Guatemala aportaron detalles sobre las acciones de financiamiento que ya están en marcha.
El experto en Energía y Cambio Climático del GBM, Jari Vayrinen, explicó cómo el grupo se está reconectando con el sector tras el levantamiento el año pasado de una prohibición que el Banco Mundial se había autoimpuesto sobre el financiamiento para proyectos nucleares.
«Estamos juntando fondos para proveer con asistencia técnica a más países y clientes, incluso del BID. Estamos creando un fondo para girar recursos a través de distintas agencias, así nuestros clientes tienen mas opciones para enfocar sus necesidades», explicó Vayrinen.
El Grupo Banco Mundial está comenzando a proveer financiamiento para asistencia técnica a los países y para la construcción de la infraestructura eléctrica necesaria para la eventual ejecución de un proyecto nuclear. También está ayudando a estructurar financiamiento para proyectos nucleares mediante el otorgamiento de garantías a los bancos comerciales.
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La Corporación Financiera Internacional(IFC), una institución miembro del GBM que se concentra en el financiamiento para proyectos en el sector privado, también puede aportar financiamiento directo a empresas privadas en el sector nuclear, mediante financiamiento de deuda (debt financing) o inversiones en capital (equity).
«Estamos mirando a toda la cadena de valor de lo nuclear. Puede ser minería, también la remediación y disposicion final de minas agotadas, pero también en la cadena de valor tecnológica», especificó.
Por su parte, la especialista senior en Energía del BID, Lina Escobar, destacó que están comenzando a trabajar con los países de la región en asistencia técnica para crear el marco institucional. «Nuestra primera fase de apoyo a la region va a ser ayudar a los países a crear el entorno. Que tengan su ley nuclear, su regulación«, explicó.
Adicionalmente, el BID podría aportar financiamiento para estudios de planeamiento energético con el fin de determinar la viabilidad de un proyecto nuclear. «Dependiendo de la información recabada veremos cómo a través de nuestras herramientas de financiamiento podemos habilitar esta tecnología. El producto que podría ser el más razonable son las garantías al sector privado para que financie las plantas nucleares. El banco también tiene su brazo privado, para financiar la infraestructura necesaria», ahondó Escobar.
Qué países de la región evalúan sumar energía nuclear
El Salvador y Colombia son algunos de los países en la región que se muestran interesados en incorporar potencia nuclear en sus redes. El OIEA proyecta, en un escenario de baja incorporación nuclear nueva en el mundo, que Latinoamérica y el Caribe sumen 8000 MW nucleares, de los cuales el 40% serían reactores modulares pequeños. Justamente, el organismo tiene un programa de asesoría para asistir a los países interesados en incorporar un programa nuclear.
La directora del Programa de Implementación de Energía Nuclear de El Salvador y representante de la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), Nelly Abrego, repasó que su país cuenta desde 2024 con una Ley Nuclear para la regulación del sector y que se está trabajando para poder licenciar reactores nucleares en el país. «Necesitamos buscar fuentes alternas de potencia para tener una estabilidad que no se vea afectada por fenómenos climáticos como el del Niño o eventos geopolíticos», explicó.
«Tenemos ya implementado el organismo regulador, tenemos al desarrollador del programa nuclear, que es el OIPEN. Hay un plan ambicioso para estar listos en 36 meses para iniciar el licenciamiento como desarrolladores del programa«, ahondó. El Grupo Banco Mundial está finalizando un acuerdo con El Salvador para proveerle apoyo en los estudios de prefactibilidad para la implementación de proyectos nucleares.
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Por otro lado, el Congreso de Colombia sancionó este año una Ley Nuclear para centralizar la regulación del sector. La ley establece la creación de la Agencia Nacional de Seguridad Nuclear (ANSN), una entidad que concentrará las funciones de regulación, autorización, inspección, vigilancia, control y fiscalización de las aplicaciones nucleares. Hasta el momento el control sobre los materiales nucleares estaba distribuida entre distintas entidades públicas.
La legislación crea parte de las condiciones institucionales que se requieren para eventualmente licenciar y construir reactores de potencia en Colombia. El Plan Energético Nacional 2022-2052 elaborado por el gobierno había incluido la energía nuclear en sus ejercicios prospectivos.
El encuentro tendrá lugar de 19 a 23 en el Comahue Golf Club y convocará a empresarios, CEOs, directores y gerentes de operadoras, compañías de servicios y proveedores de la industria energética
Wine & Business by Balanz realizará su tercera edición el miércoles 21 de octubre, durante Argentina Oil & Gas (AOG) Patagonia 2026, que se desarrollará del 19 al 22 de octubre en Neuquén. El encuentro tendrá lugar de 19 a 23 en el Comahue Golf Club y convocará a empresarios, CEOs, directores y gerentes de operadoras, compañías de servicios y proveedores de la industria energética.
Organizado por Cecilia Gasparri, el evento apunta a generar un espacio de intercambio entre los principales actores del sector, en paralelo con la agenda de la feria. La propuesta combina charlas especializadas y actividades de vinculación empresarial, con el objetivo de facilitar contactos y explorar oportunidades de negocios.
La agenda incluirá las denominadas W&B Talks, con exposiciones sobre economía, inversiones y energía. Los ejes previstos abarcan infraestructura, desarrollo de la cadena de proveedores, exportaciones y crecimiento regional, en un contexto marcado por la expansión de la actividad en Vaca Muerta y los desafíos asociados a su desarrollo.
La jornada también contará con una copa de bienvenida, música, picadas, carnes asadas y sesiones de DJ, además de sorteos de experiencias y estadías aportados por las marcas participantes.
La agenda incluirá las denominadas W&B Talks, con exposiciones sobre economía, inversiones y energía.
Un espacio de vinculación en torno a Vaca Muerta
Cecilia Gasparri vinculó la iniciativa con el crecimiento de la actividad energética y el papel de la AOG Patagonia como punto de encuentro de la industria. “Vaca Muerta dejó de ser una promesa: es el motor que está redefiniendo la economía argentina. La AOG es la vidriera de la industria, y Wine & Business es el lugar donde esas conversaciones siguen y se profundizan”, señaló.
Roberto Báez, del área de Finanzas Corporativas de Balanz Capital, destacó las oportunidades que la expansión de la actividad genera más allá del sector energético y explicó la participación de la firma en el evento. “Vaca Muerta está transformando la realidad económica de Neuquén y generando oportunidades que trascienden a la industria energética. Wine & Business nos gusta porque justamente crea un espacio para conectar a quienes están detrás de esas decisiones: empresarios, inversores y líderes del sector”, sostuvo.
Además, afirmó que desde Balanz buscan participar del ecosistema de negocios de la región y acompañar los proyectos y el crecimiento de sus actores económicos.
Convocatoria exclusiva
Con esta tercera edición, Wine & Business busca consolidarse como un encuentro de referencia para empresarios y ejecutivos durante la semana de la AOG Patagonia. La organización definió una convocatoria acotada, orientada a facilitar el intercambio entre quienes participan de las decisiones de inversión y desarrollo de la cadena de valor energética. El acceso será exclusivamente por invitación.
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La propuesta de ALTAVE apunta a que el video deje de funcionar únicamente como una herramienta de vigilancia y se convierta también en una fuente de datos para gestionar las operaciones.
La expansión de Vaca Muerta está llevando a la industria hidrocarburífera argentina a una nueva escala. El crecimiento de la producción de petróleo, el aumento de las etapas de fractura y la multiplicación de los movimientos logísticos dentro y fuera de las locaciones implican una mayor cantidad de equipos, vehículos y personas operando de manera simultánea. En ese escenario, uno de los desafíos no pasa únicamente por incorporar más infraestructura o personal, sino por tener mayor visibilidad sobre lo que sucede en el campo y utilizar esa información para tomar decisiones operativas.
Es allí donde busca posicionarse el Intelligent Video Analytics, una tecnología que utiliza cámaras y algoritmos de inteligencia artificial para transformar imágenes en información estructurada. La propuesta de ALTAVE, compañía brasileña especializada en esta tecnología, apunta a que el video deje de funcionar únicamente como una herramienta de vigilancia y se convierta también en una fuente de datos para gestionar las operaciones.
La empresa, que lleva 15 años desarrollando soluciones para ambientes críticos y opera en más de 160 sitios activos en más de diez países, amplió su actividad en la Argentina y mantiene conversaciones técnicas avanzadas con algunas de las principales operadoras de Vaca Muerta para proyectos vinculados con perforación y completación.
¿Qué cambia cuando una cámara deja de ser solamente una cámara?
Bruno Oliva, Head Comercial de ALTAVE en la Argentina, explicó en diálogo con EconoJournal, que la diferencia está en la posibilidad de convertir una imagen en un dato operativo. “Una cámara tradicional permite ver lo que está sucediendo, pero después de ocurrido el evento hay una persona que tiene que mirar la pantalla y encontrarlo. Con video analytics, la cámara pasa a transformarse en un sensor: puede detectar personas, vehículos, tiempos, movimientos y determinadas situaciones de una operación, y convertir todo eso en información que puede generar una alerta o alimentar un análisis posterior”, detalló.
El cambio adquiere mayor relevancia a medida que aumenta la escala de las operaciones. En lugar de sumar personas para observar más pantallas, la tecnología permite procesar automáticamente grandes volúmenes de información visual y concentrar la atención de los equipos en aquellos eventos que requieren intervención.
Bruno Oliva, Head Comercial de ALTAVE en la Argentina
“En una industria que está creciendo en escala, no se puede pretender supervisar todo agregando más gente mirando pantallas. La tecnología tiene que complementar a los equipos que ya existen y darles información en el momento correcto. La idea es que las personas puedan concentrarse en tomar decisiones y resolver problemas, en lugar de dedicar horas a observar imágenes para encontrar un evento que quizás nunca ocurra”, sostuvo Oliva.
De la seguridad a la eficiencia operacional
La seguridad es uno de los principales puntos de entrada de la tecnología. ALTAVE cuenta con algoritmos capaces de identificar situaciones como la ausencia de elementos de protección personal, el ingreso a zonas restringidas o determinadas condiciones de riesgo en una operación. Sin embargo, según Oliva, el potencial más amplio aparece cuando esos mismos sistemas comienzan a utilizarse para entender cómo funciona una operación.
Un ejemplo concreto es el movimiento de los camiones que transportan arena para las operaciones de fractura hidráulica. “Podemos reconstruir la coreografía completa de los camiones: desde que un vehículo entra a la locación hasta que sale, cuánto espera, cuánto tarda en descargar, por dónde circula y en qué momento se genera una fila. Con esa información se puede rediseñar una circulación, ordenar las llegadas y detectar dónde está el cuello de botella. También permite generar reportes de analítica avanzada para saber cuánto tiempo está perdiendo la operación y dónde se puede intervenir”, detalló Oliva.
La dimensión del impacto aparece cuando esos minutos se multiplican por la escala. Oliva planteó un ejemplo: si una operación recibe 60 camiones por día y se logra reducir diez minutos el tiempo promedio de cada uno, se recuperan unas diez horas de tiempo de camión por jornada. “Diez minutos pueden parecer poco cuando se mira un solo camión. Pero si hablamos de 60 camiones por día, son diez horas de camión detenido que se pueden recuperar diariamente. Y cuando la escala de la industria aumenta, esos minutos terminan convirtiéndose en horas y días enteros de operación”, señaló.
La misma lógica puede trasladarse a otras etapas de la actividad. El seguimiento visual permite identificar cuánto demora cada fase de una operación, comparar desempeños entre equipos de trabajo y detectar desviaciones respecto de los tiempos esperados.
“Cuando dejás de reaccionar y empezás a anticipar, el dato cambia de valor. Podés ver una fila formándose en tiempo real, pero también podés analizar históricamente cuánto tardaron las operaciones durante la semana anterior, qué volumen se movió y por qué se produjeron determinadas demoras», sostuvo Oliva.
Medir lo que antes quedaba fuera del dato
Uno de los cambios que introduce la analítica de video es la posibilidad de generar indicadores sobre aspectos de la operación que históricamente resultaban difíciles de medir de manera sistemática. En una operación compleja la tecnología puede identificar el comienzo y el final de cada uno de los pasos que la componen.
“Podés tener una operación que tiene siete pasos complejos y hacer que la cámara detecte el inicio y el final de cada uno. Eso permite medir cuánto tiempo llevó cada etapa, cuántas horas-hombre estuvieron expuestas a determinados riesgos y cómo se comportaron distintas cuadrillas. Entonces aparece información que antes era muy difícil de construir de manera objetiva”, explicó Oliva.
La herramienta también permite generar datos históricos. “Cuando dejás de reaccionar y empezás a anticipar, el dato cambia de valor. Podés ver una fila formándose en tiempo real, pero también podés analizar históricamente cuánto tardaron las operaciones durante la semana anterior, qué volumen se movió y por qué se produjeron determinadas demoras. Eso permite planificar con duraciones reales y tomar decisiones sobre algo que tenés efectivamente medido”, agregó el ejecutivo de ALTAVE.
¿Cómo se integra la información?
La plataforma ALTAVEHARPIA está diseñada para interpretar lo que captan las cámaras y cruzarlo con otras fuentes de información de la operación. La compañía trabaja con datos de telemetría provenientes de herramientas utilizadas en perforación y completación. El objetivo es combinar una variable visual con otra operacional. Una presión determinada, una velocidad de un equipo o un tiempo muerto pueden asociarse con lo que está ocurriendo físicamente en la locación.
“Lo importante es poder cruzar algo binario o numérico con algo visual. ALTAVE HARPIA puede entender qué está viendo la cámara y relacionarlo con un dato de telemetría. Entonces se pueden construir reglas mucho más específicas: por ejemplo, si un equipo está funcionando a determinada velocidad y al mismo tiempo hay una cantidad determinada de personas dentro de una zona, generar una alerta”, explicó Oliva.
Del piloto a una herramienta de gestión
La adopción de estas tecnologías todavía atraviesa una etapa de experimentación en buena parte del mercado argentino. Según Oliva, el desafío está en evitar que la inteligencia artificial se convierta simplemente en otra herramienta tecnológica aislada y lograr que se incorpore a las rutinas de trabajo.
“Una tecnología por sí sola no cambia nada. Tiene que entrar en la rutina diaria. Por eso, cuando empezamos a trabajar con una operadora, primero buscamos entender qué problema quiere resolver, dónde tiene un punto ciego o qué situación le está generando un dolor de cabeza. A partir de ahí definimos un piloto, medimos y vemos qué información realmente le sirve”, marcó.
El proceso también implica ajustar los algoritmos a las características particulares de cada locación. Las condiciones climáticas, la disposición de los equipos, los movimientos habituales y las particularidades de cada operación pueden modificar la manera en que una cámara interpreta una escena.
“Esto no es un producto enlatado. Un algoritmo puede funcionar perfectamente en una operación en Arabia Saudita y encontrarse con condiciones completamente diferentes en la Argentina: nieve, viento, otra iluminación, otra disposición de los equipos. Por eso existe un proceso de fine tuning: hay que adaptar el algoritmo al lugar, a la operación y a la coreografía que se quiere medir”, comentó Oliva.
La compañía busca comenzar con aplicaciones puntuales y avanzar progresivamente hacia otras áreas. En algunos casos, una operadora puede comenzar utilizando la tecnología para seguridad y luego incorporar módulos destinados a logística, mantenimiento o performance operacional.
La escala de Vaca Muerta como desafío
El crecimiento previsto para la actividad en la Cuenca Neuquina vuelve especialmente relevante esa capacidad de medir y coordinar operaciones. Según datos compartidos por ALTAVE, la compañía está trabajando sobre proyecciones que contemplan un aumento significativo de las etapas de fractura, desde unas 28.000 previstas para este año hasta alrededor de 39.000 en el próximo.
Para Oliva, esa expansión exige nuevas formas de supervisar la actividad.. “No podés resolver ese crecimiento simplemente poniendo más personas a mirar más pantallas. La analítica de video puede convertirse en una capa adicional de datos de la operación y, sobre todo, en una herramienta de gestión que permita planificar la jornada siguiente y detectar dónde hace falta ajustar”, indicó.
“Lo que buscamos es que el video pase a ser una herramienta central de gestión para las compañías. No se trata solamente de avisar que ocurrió algo, sino de utilizar el dato para planificar, comparar, corregir y mejorar. La industria tiene equipos de trabajo muy buenos y personas con muchísimo conocimiento de la operación. La tecnología viene a darles más información para que puedan tomar mejores decisiones”, afirmó Oliva.
La apuesta de ALTAVE es que las cámaras dejen de ser únicamente un mecanismo para observar y registrar lo que ocurre en una locación. La posibilidad de convertir esas imágenes en datos, cruzarlos con telemetría y construir indicadores sobre tiempos, movimientos y desvíos abre una segunda etapa: utilizar la visión artificial no solamente para reaccionar ante un incidente, sino para entender cómo funciona la operación y encontrar oportunidades de mejora antes de que los problemas impacten sobre la productividad.
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La actividad de fractura en Vaca Muerta podría crecer alrededor de 40% en 2027, luego de cerrar 2026 con un aumento de entre 17% y 18% frente al año pasado.
La proyección surge de un relevamiento mensual citado por Luciano Fucello, de la Fundación Contactos Energéticos, quien describió una aceleración operativa que ya se percibe en los campos, los caminos y los centros logísticos vinculados con el desarrollo no convencional.
Entre enero y septiembre de 2026, la fractura acumuló un crecimiento del 18% respecto del mismo período de 2025. Con 2.395 etapas completadas en septiembre y un ritmo similar previsto para los últimos meses del año, la actividad podría superar las 28.000 etapas, en línea con los planes de inversión de las empresas. Ese nivel de actividad prepara el terreno para un salto más marcado en 2027, impulsado por la expansión simultánea del petróleo y el gas.
El crecimiento ya no se concentra exclusivamente en el eje histórico de Añelo. Según Fucello, cerca de la mitad de las operaciones se ubica en esa zona, mientras que alrededor del 25% corresponde al polo norte, próximo a Rincón de los Sauces, y otro 25% al polo sur, en la región de San Patricio del Chañar.
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Esa redistribución territorial podría modificar el mapa de servicios y logística de Neuquén. Cutral Có aparece como un posible centro logístico para el desarrollo gasífero, en un área que perdió actividad durante la última década y que podría reconvertirse junto con Rincón de los Sauces.
Aunque el petróleo explica buena parte del crecimiento actual, el gas podría sumar un nuevo impulso. La fractura destinada a este segmento representó alrededor del 15% del total en 2026, aunque su peso varía por la estacionalidad de la demanda y las necesidades de abastecimiento en invierno. La perspectiva de mediano plazo está vinculada con los proyectos de gas natural licuado (GNL), entre ellos Southern Energy y Argentina LNG, cuyo desarrollo requerirá una cantidad significativa de pozos a lo largo de varios años. Fucello mencionó un volumen del orden de 800 pozos, que se sumaría a la expansión prevista para el petróleo.
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Las restricciones de la industria también están cambiando. Durante años, la disponibilidad de sets de fractura fue señalada como un posible límite para la expansión. Hoy, los equipos operativos alcanzan niveles muy elevados de utilización, con 21 a 22 horas de bombeo por día.
La eficiencia mejoró con una organización más cercana a una línea de producción continua, donde el mantenimiento, el abastecimiento de combustible y la coordinación de insumos se planifican para reducir interrupciones. En ese esquema, cada hora sin actividad afecta el ritmo de toda la operación.
También se extendieron técnicas que permiten fracturar más de un pozo al mismo tiempo. La modalidad zipper frac eleva la productividad frente al trabajo sobre un solo pozo. En Estados Unidos avanza la práctica de fracturar tres pozos en simultáneo, una opción que incrementa las exigencias de abastecimiento, en especial de combustible y arena.
Con los sets disponibles, el nuevo cuello de botella pasaría a estar en los equipos de perforación. Fucello estimó que actualmente hay cerca de 40 equipos en actividad y que el número podría superar los 50 el año próximo. Indicó además que YPF contaría con 21 equipos.
Ese aumento requerirá más trabajadores: cada equipo demanda entre 70 y 100 personas, por lo que la capacitación y la incorporación de personal aparecen como condiciones necesarias para sostener el ritmo de expansión.
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La mayor productividad también obliga a revisar el abastecimiento de arena. Parte del material llega hoy a las locaciones bajo un esquema de logística “justo a tiempo”, en el que se consume prácticamente a medida que es entregado. Pero la fractura simultánea de varios pozos puede elevar el volumen requerido y acelerar el ritmo de consumo.
Para evitar faltantes y demoras, podría instalarse mayor capacidad de almacenamiento en las propias locaciones, como resguardo operativo frente a la dependencia de entregas constantes desde los centros logísticos.
El salto proyectado para 2027 dependerá de que se concreten las inversiones, se amplíe la capacidad de perforación y la industria logre incorporar trabajadores y adaptar la logística. Pero la tendencia ya empieza a reflejarse en el territorio: más actividad fuera del centro histórico de Añelo y una operación que se organiza cada vez más como una cadena productiva de gran escala.
Los gobernadores de las provincias mineras abrieron un frente político y jurídico alrededor del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Exigen que las grandes operadoras otorguen prioridad absoluta a proveedores locales y adecuen sus compras a las leyes provinciales, que fijan pisos de contratación mucho más altos que los previstos por la norma nacional.
El conflicto se centra en compatibilizar ese objetivo con el artículo 176 del RIGI, que establece que los proyectos adheridos deben contratar bienes y obras locales por un monto equivalente, como mínimo, al 20% de la inversión destinada al pago de proveedores, sujeto a condiciones de precio y calidad de mercado.
Para el Gobierno nacional, ese “proveedor local” puede estar radicado en cualquier punto del país. Una empresa de Córdoba o Buenos Aires califica como local en una obra en Salta o San Juan. Las provincias, en cambio, buscan que el concepto se limite a firmas con domicilio real, fiscal y personal nativo en la jurisdicción, con metas que van del 50% al 70% de las contrataciones anuales. La diferencia de criterios abrió una tensión federal que atraviesa la expansión del litio y el cobre.
El ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, defendió la mirada nacional y advirtió sobre los riesgos de fragmentar el mercado. “Si en cada provincia vamos a acotar la provisión a pequeñas empresas locales, no vamos a poder desarrollar una escala y vamos a hacer que los beneficios de energía y minería no se distribuyan con equidad”, sostuvo.
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Los gobernadores de la Mesa del Litio y de la región minera respaldan la llegada de inversiones, pero advierten que la actividad no puede desarrollarse de forma aislada de las economías regionales. “Los recursos son de las provincias y el desarrollo debe quedarse en nuestra gente. No vamos a permitir que los proyectos operen como islas aisladas del tejido productivo local”, afirmó el gobernador de Salta, Gustavo Sáenz. En la misma línea, el mandatario de Catamarca, Raúl Jalil, remarcó: “La condición es clara: consolidar la cadena de valor local. Queremos que el compre local no sea solo un compromiso de palabra”.
Desde Jujuy, el vicegobernador Alberto Bernis alertó sobre el riesgo de que las licitaciones terminen en manos de empresas de otras provincias o del exterior si no se protegen las firmas locales.
En San Juan, el gobernador Marcelo Orrego impulsó en 2026 la Ley de Desarrollo Local Minero, que fija metas del 60% de compras provinciales y 80% de empleo local, amparándose en el artículo 193 del RIGI, que preserva las facultades provinciales para fomentar la contratación en sus territorios.
El caso de Rio Tinto funciona como disparador del debate. La multinacional informó que adjudicó más de US$1.800 millones a proveedores argentinos. En el proyecto Rincón (Salta), US$428 millones de los US$941 millones adjudicados a firmas nacionales correspondieron a proveedores salteños.
En Fénix 1B (Catamarca), destinó US$153,6 millones a proveedores locales sobre un total de US$310,7 millones. Aunque las cifras muestran una participación relevante, las provincias advierten por las zonas grises del sistema: sucursales de conveniencia que se radican solo para calificar en licitaciones y derivan el trabajo a otras regiones.
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La Ley 8164 de Salta exige que al menos el 70% del monto anual contratado corresponda a proveedores locales y que el 80% del personal tenga domicilio en la provincia. Además, fija que el 51% del capital de las sociedades debe pertenecer a socios salteños. En 2025, la provincia firmó un convenio con Rincón Mining y Capemisa para anticipar necesidades de compras y establecer mecanismos de seguimiento.
Las cámaras empresarias advierten que el desarrollo de proveedores provinciales enfrenta límites reales. Roberto Cacciola, presidente de Minera Santa Cruz y representante de CAEM, señaló que “las provincias quieren ser protagonistas, pero eso no va a alcanzar. Hay una ansiedad terrible con la minería, y los tiempos reales no van con esa ansiedad”. En Calingasta, donde se desarrolla Los Azules, predominan empresas de servicios básicos como hotelería y catering, mientras que las firmas capaces de ofrecer prestaciones especializadas son pocas y requieren capacitación, financiamiento y mejoras técnicas.
La discusión de fondo es jurídica y económica: hasta dónde pueden avanzar las provincias con sus preferencias y metas de contratación sin entrar en conflicto con las condiciones del RIGI. El artículo 193 preserva las facultades provinciales, pero el piso nacional del 20% y la definición amplia de proveedor local generan un choque de realidades entre Nación y provincias.
El desafío será determinar qué contratos pueden quedar en manos de empresas provinciales y cuáles requieren proveedores externos para sostener la escala de los proyectos de litio y cobre.
Cuando el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) empiece a bombear crudo desde Allen hacia Punta Colorada, toda la producción que reciba habrá ingresado por un ducto de YPF: Vaca Muerta Centro (VMOC).
Informes técnicos vinculados a la colocación del bono de VMOS por US$200 millones coincidieron en que “para la puesta en marcha temprana del proyecto estará disponible únicamente la conexión con Vaca Muerta Centro”. Esa dependencia convierte al VMOC en la pieza logística que habilita la exportación de shale oil desde Río Negro.
El Gobierno de Río Negro informó el 1 de septiembre que la conexión entre VMOS y la infraestructura de YPF está programada para el 15 de diciembre, y que el oleoducto apunta a iniciar operaciones en febrero de 2027 con 180.000 barriles diarios. Ese volumen inicial será abastecido exclusivamente por el VMOC, que opera desde el segundo trimestre de 2025 y constituye la vía de evacuación del núcleo productivo de Vaca Muerta.
El VMOC es un ducto de 130 kilómetros entre Loma Campana y Allen. YPF lo describe como la conexión directa del corazón de Vaca Muerta —Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur y Aguada del Chañar— con el nodo logístico de Allen.
La construcción terminó en abril de 2025 y su entrada en operación redujo la inversión del segmento midstream y downstream de YPF en un 22%, al pasar de US$1.187 millones en 2024 a US$924 millones en 2025, según el informe financiero del primer trimestre de ese año.
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El ducto tiene una capacidad de 377.000 barriles diarios, más del doble del volumen con el que VMOS arrancaría en febrero. Sin embargo, esa capacidad también abastece al sistema de Oldelval, que transporta crudo hacia la refinería de La Plata y hacia las exportaciones del Atlántico. La segunda salida del VMOC es el propio VMOS, dedicado exclusivamente a exportar. Esa arquitectura explica por qué el VMOC alcanza para el arranque del VMOS, pero no para su capacidad de diseño.
La diferencia es significativa: el VMOS fue diseñado para transportar 550.000 barriles diarios, un volumen 46% superior a la capacidad del VMOC. La provincia de Río Negro prevé alcanzar ese nivel hacia julio‑agosto de 2027, pero para lograrlo será indispensable la segunda entrada a Allen: la interconexión con Oldelval. Según FIX, esa conexión entraría en servicio algunos meses después del arranque del VMOS.
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Oldelval también avanza con la ampliación Duplicar Norte, cuya puesta en marcha definitiva la calificadora ubica en marzo de 2027. Con esas obras terminadas, el CEO de Oldelval, Ricardo Hösel, proyectó que la cuenca tendrá capacidad para evacuar más de 1.300.000 barriles diarios.
YPF, dueña del VMOC, es además el mayor cargador del VMOS: tiene contratados 164.000 barriles diarios, el 29,82% del total, según el prospecto del bono. Esa participación refuerza el rol estructural del VMOC como ducto habilitante del sistema exportador. Antes de operar, el VMOS necesita la autorización de transporte solicitada a la Secretaría de Energía en octubre de 2024. Diciembre concentra los dos plazos críticos: el 15, la conexión con la infraestructura de YPF; el 31, el límite para la segunda fase del contrato de Vista.
La puesta en marcha del VMOS dependerá, en su primera etapa, de la capacidad del VMOC para sostener el abastecimiento. La infraestructura de YPF se convierte así en el punto de partida de la nueva fase exportadora de Vaca Muerta, mientras la ampliación de Oldelval y la interconexión de Allen definirán la posibilidad de escalar hacia la capacidad de diseño del VMOS durante 2027.
Argentina podría volver a exportar gas natural a Bolivia a partir de 2031, en un giro histórico del flujo energético regional. La proyección surge de un informe de Alpes Energy, que advierte que la producción boliviana atraviesa un declive estructural mientras la oferta argentina, impulsada por Vaca Muerta, continúa expandiéndose.
Según el análisis, esta combinación podría convertir a la Argentina en el proveedor más conveniente para cubrir la demanda del mercado boliviano durante la próxima década.
Bolivia fue durante casi 20 años un abastecedor clave del sistema energético argentino, mediante contratos firmes que finalizaron el 18 de septiembre de 2024. Desde entonces, el vínculo comenzó a reconfigurarse en un contexto marcado por la caída de la extracción boliviana y el aumento de la producción neuquina.
El contraste entre ambos procesos es contundente: Bolivia alcanzó su máximo nivel de producción en 2014, con 59,6 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), pero desde entonces la tendencia fue descendente. De acuerdo con los datos recopilados por Alpes Energy, la producción pasó de 56,6 MMm³/d en 2016 a un promedio proyectado de 26,6 MMm³/d para 2026, según estimaciones de YPFB. La caída acumulada es del 53%, con una tasa media de declino del 7,3% anual.
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La evolución argentina muestra el movimiento inverso. Entre 2016 y el período enero-julio de 2026, la extracción de gas en la Cuenca Neuquina aumentó un 56%, al pasar de 70,7 a 110 MMm³/d. El principal motor fue el gas no convencional, cuya producción subió de 26,4 a 97,7 MMm³/d, elevando su participación del 37% al 89% del total. Ese crecimiento, sumado a la infraestructura en desarrollo, abre la posibilidad de abastecer mercados regionales.
El informe proyecta que la producción boliviana continuará disminuyendo durante los próximos años. Bajo un escenario sin descubrimientos de gran escala, la extracción podría caer a 15,3 MMm³/d en 2031. Con una demanda interna estimada en 14 MMm³/d, la oferta local apenas superaría el consumo por 1,4 MMm³/d, un margen insuficiente frente a picos estacionales o contingencias técnicas.
Para 2032, la producción promedio quedaría por debajo de la demanda doméstica, transformando a Bolivia en un comprador neto. En ese contexto, la Argentina podría convertirse en un proveedor estratégico por la escala de sus recursos y la infraestructura disponible para transportar gas hacia el norte.
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Alpes Energy identificó dos obras clave para habilitar exportaciones regulares. La reversión del Gasoducto Norte permitirá transportar hasta 15 MMm³/d desde el centro del país hacia el noroeste, conectando la producción neuquina con las provincias del norte. El Gasoducto Manuel Belgrano, previsto para abril de 2029, ampliará la capacidad de evacuación desde Tratayén hasta La Carlota. A estas condiciones se suma un antecedente técnico: en abril de 2025 se concretó el transporte de 0,5 MMm³/d de gas argentino hacia Brasil a través de la red boliviana, demostrando la viabilidad de utilizar infraestructura regional existente.
El principal desafío para consolidar exportaciones regulares será la estacionalidad del consumo argentino. Durante el invierno, la demanda interna aumenta y reduce los excedentes disponibles para la exportación.
Según Alpes Energy, un contrato firme con Bolivia requerirá suficiente producción, capacidad de transporte y almacenamiento para evitar que el abastecimiento dependa exclusivamente de volúmenes interrumpibles.
Si se cumplen las proyecciones, el declive de los yacimientos bolivianos y la expansión de Vaca Muerta podrían modificar el histórico intercambio energético entre ambos países y abrir una nueva oportunidad comercial para el gas argentino a partir de 2031.
YPF entró en una fase decisiva para transformar la Cuenca Neuquina en un polo exportador de gas y petróleo. Durante una presentación ante el Cicyp en el Hotel Alvear, el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, confirmó que el próximo 26 de noviembre está prevista la firma de la decisión final de inversión (FID) de la primera etapa de Argentina LNG, junto con la italiana Eni y la emiratí XRG.
También anunció que el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) comenzará su proceso de llenado el 1 de enero de 2027, con la primera carga de petróleo programada para ese mismo mes en Punta Colorada, Río Negro.
Marín definió estos hitos como parte de una transformación estructural del sector hidrocarburífero argentino y afirmó que el país pasó “de tener petróleo a ser un país petrolero”. Según explicó, la primera fase de Argentina LNG demandará US$30.000 millones hasta 2031 y ya presentó una solicitud de adhesión al RIGI por US$51.000 millones, con un potencial de ampliación que podría elevar la inversión total a US$76.000 millones. El ejecutivo sostuvo que la firma prevista para noviembre marcará un punto de inflexión: “Después de ahí no hay vuelta atrás”.
El segundo anuncio se centró en el VMOS, una obra de US$3.000 millones que conectará la producción de Neuquén con la costa atlántica de Río Negro. El oleoducto fue diseñado para transportar 700.000 barriles diarios, aunque las empresas analizan ampliarlo a 1 millón de barriles por día mediante inversiones adicionales.
Marín aseguró que la infraestructura permitirá sumar 180.000 barriles diarios durante el primer trimestre de 2027 y proyectó que la producción argentina superará el millón de barriles diarios en 2026.
El crecimiento de la actividad también tendrá impacto laboral. Marín estimó que Vaca Muerta necesitará 15.000 trabajadores nuevos para atender la expansión de pozos, plantas y sistemas de transporte. En ese marco, destacó la creación del Instituto Vaca Muerta, orientado a capacitar y certificar 3.000 operarios por año para sostener la demanda de personal en la cadena hidrocarburífera.
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El presidente de YPF también detalló la reorganización interna que llevó a la compañía a concentrar el 95% de su producción en Vaca Muerta, frente al 45% previo a su gestión. La estrategia incluyó la venta de 54 áreas convencionales y la adquisición de activos en la formación no convencional. Según Marín, la diferencia de costos entre yacimientos maduros y shale permite una mejora anual de US$2.000 millones en el EBITDA.
La competitividad internacional fue otro eje de la presentación. Marín señaló que el “competidor natural en precio” es Estados Unidos y que la reducción de costos será clave para sostener la actividad en escenarios de precios más bajos. YPF redujo de 312 a 193 días el tiempo necesario para completar el desarrollo de grupos de cuatro pozos y sumó herramientas de inteligencia artificial y monitoreo en tiempo real para perforación, producción, transporte y refinación.
La exposición dejó dos fechas que ordenan la agenda energética de los próximos meses: 26 de noviembre de 2026, con la FID de Argentina LNG, y enero de 2027, con el inicio de las exportaciones de petróleo por Río Negro. Ambos hitos dependen del cumplimiento de las etapas técnicas, comerciales y financieras, pero delinean el nuevo mapa exportador que YPF proyecta para la Cuenca Neuquina.
La minería jujeña atraviesa una etapa de expansión que ya genera más de 10.000 empleos directos e indirectos y consolida una diversificación productiva que excede al litio.
Según Arturo Pfister, presidente de la Cámara Minera de Jujuy, la provincia cuenta con 3.500 puestos directos “en blanco y debidamente registrados”, y una cadena de proveedores y servicios que eleva el impacto laboral a más de 10.000 trabajadores, cifra que representa una porción significativa de la masa salarial privada provincial, estimada en 54.000 personas.
Pfister remarcó que Jujuy no es solo litio: hoy se explotan plata, plomo, zinc, boratos, sales y una pequeña producción de cobre, la única del país. La Cámara Minera reúne a 17 empresas asociadas, entre ellas Mina Aguilar, Mina Pirquitas, Río Tinto, Exar y SSR Mining, además de compañías que avanzan en etapas de exploración. Esa fase, explicó, es crítica y riesgosa: “De 100 empresas explorando, una se hace mina”, graficó para dimensionar la necesidad de políticas públicas que incentiven nuevas inversiones.
El titular de la Cámara destacó que la provincia muestra mejoras en gestión, controles y celeridad administrativa, pero advirtió que la infraestructura sigue siendo un condicionante para ampliar la producción.
La mayoría de los proyectos se ubican en la Puna y dependen de la Ruta Nacional 52, hoy convertida en un cuello de botella. Pfister también señaló que el ramal ferroviario C‑14, que asciende desde Salta, podría transformarse en un activo estratégico para bajar minerales y subir insumos, reduciendo costos logísticos y ampliando la competitividad.
La dimensión social aparece como otro eje central. Pfister sostuvo que las empresas deben construir desde el primer día una relación sostenida con las comunidades donde operan, porque la licencia social es una condición indispensable para avanzar.
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Según explicó, el debate en muchos territorios ya no gira en torno a “minería sí o minería no”, sino en cuánto valor queda en lo local. En ese sentido, subrayó que el desarrollo de proveedores jujeños multiplica el impacto económico: “El proveedor local vuelve a contratar mano de obra local. Es una cadena muy virtuosa”.
Pfister insistió en que el aporte de la minería no debe medirse solo por las regalías del 3%, sino por salarios, compras locales y encadenamientos productivos. También advirtió que la minería, por sí sola, no puede sostener toda la economía provincial: “Necesitamos turismo, la actividad azucarera, el tabaco, el conocimiento”.
La clave, afirmó, es integrar la minería en una estrategia de desarrollo más amplia, donde la inversión, la infraestructura y la articulación territorial definan cuánto valor queda en Jujuy.
El reciente ciclo de charlas organizado por la Cámara de Comercio, Industria y Afines de Río Gallegos (CCIARG) dejó una señal política y económica de alto impacto: la reaparición pública de Pablo González, exvicegobernador de Santa Cruz y expresidente de YPF, quien inauguró el debate con una definición contundente sobre el rol del Estado y el potencial estratégico de Palermo Aike.
Su diagnóstico fue directo: la formación santacruceña está en un punto de quiebre y requiere una política pública sostenida para convertirse en el motor energético de la Patagonia durante los próximos 50 años.
González habló desde una posición singular dentro del ecosistema energético. Su trayectoria combina la gestión institucional en Santa Cruz y la conducción de YPF, lo que le permite moverse con soltura entre la lógica estatal y la corporativa.
Esa dualidad lo posiciona como una figura capaz de dialogar con la militancia, con los directorios de las multinacionales y con los actores territoriales que dependen del desarrollo hidrocarburífero. En ese marco, defendió la necesidad de sostener inversiones públicas a largo plazo y recordó que Vaca Muerta solo fue posible porque el Estado apostó “diez años a pérdida” antes de ver resultados, una referencia directa al contraste con la orientación económica de la actual gestión nacional.
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El exfuncionario planteó que Palermo Aike es una oportunidad histórica que puede modificar la estructura productiva de Santa Cruz por las próximas cinco décadas, pero advirtió que su éxito depende de la firmeza institucional.
En un mensaje dirigido a la conducción actual de YPF, sostuvo que la provincia debe exigir que la petrolera cumpla lo pactado y, si eso no ocurre, avanzar en la búsqueda de socios internacionales con capacidad de inversión y decisión política para desarrollar la formación.
La reaparición pública de González también tuvo lectura política. En Buenos Aires, los principales armadores del peronismo y sectores aliados ya lo observan como un referente natural del sur, con capacidad para articular con el empresariado regional y discutir el rumbo productivo de la Patagonia dentro de la agenda federal. Su perfil técnico‑político lo posiciona como una figura de consenso en un momento en el que el peronismo busca reconstruir liderazgos territoriales con peso propio.
La rueda de Palermo Aike empezó a girar. Y, según la lectura política que dejó el encuentro en Río Gallegos, la rueda de la política también.
Los precios del petróleo subieron este miércoles impulsados por la escalada de tensiones en Oriente Medio, donde los hutíes de Yemen intensificaron ataques contra infraestructura energética saudí y embarcaciones que transitan el estrecho de Ormuz. El Brent para entrega en diciembre avanzó 0,35% hasta 106,06 dólares, mientras que el WTI para noviembre subió 1,01% y alcanzó 95,09 dólares.
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) señaló en su informe mensual que la reanudación del suministro de crudo en Medio Oriente había mostrado señales positivas en septiembre, con exportaciones del Golfo aproximándose a niveles previos al conflicto. Sin embargo, advirtió que la reciente intensificación de ataques contra instalaciones energéticas y el tráfico de petroleros amenaza con frenar la recuperación del suministro regional.
Los hutíes proiraníes reivindicaron nuevos ataques contra un sitio de Aramco y el aeropuerto de Riad, en un contexto en el que Arabia Saudita vuelve a quedar expuesta a acciones que afectan su infraestructura crítica. David Morrison, analista de Trade Nation, afirmó que “los hutíes parecen en condiciones de hostigar a Arabia Saudita a voluntad, mientras que el reino parece indefenso frente a esos ataques”.
En paralelo, se registraron nuevos ataques contra barcos en el estrecho de Ormuz, una de las rutas marítimas más sensibles para el comercio global de crudo.
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Al menos diez embarcaciones fueron atacadas desde el domingo y, desde inicios de octubre, se reportaron 23 incidentes, casi el doble del promedio mensual desde el inicio de la guerra. La presión sobre el tránsito marítimo eleva el riesgo de interrupciones en el flujo de petróleo y contribuye a la volatilidad de los precios.
El análisis geopolítico también incorpora la posición de Irán, que según Arne Lohmann Rasmussen, de Global Risk Management, busca ejercer presión adicional sobre el mercado petrolero para debilitar al presidente Donald Trump antes de las elecciones de mitad de mandato en Estados Unidos.
La combinación de tensiones militares, riesgos sobre infraestructura energética y amenazas al transporte marítimo configura un escenario que refuerza la sensibilidad del mercado y sostiene el alza del crudo.
El Gobierno argentino presentó ante el Tribunal Internacional del Derecho del Mar una solicitud de medidas provisionales para intentar frenar el avance del proyecto petrolero Sea Lion en la Cuenca Malvinas Norte.
La presentación busca impedir nuevas actividades hidrocarburíferas, restringir el uso de información obtenida durante las exploraciones, preservar el medio marino y evitar que el Reino Unido otorgue nuevas licencias mientras se sustancia la controversia internacional.
“La República Argentina ha presentado hoy… una solicitud de medidas provisionales para impedir la explotación de hidrocarburos por el Reino Unido en la plataforma continental de la Cuenca Malvinas Norte”, informó la Oficina del Presidente.
La decisión se concretó tras el vencimiento del ultimátum de dos semanas que la Argentina había otorgado a Londres para frenar las actividades vinculadas con Sea Lion, un proyecto operado por Navitas Petroleum y Rockhopper Exploration.
El Reino Unido rechazó el planteo y defendió las autorizaciones otorgadas por las autoridades isleñas, lo que llevó al Gobierno argentino a activar el procedimiento urgente previsto en la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar (CONVEMAR).
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La presentación fue elaborada por el Ministerio de Relaciones Exteriores, encabezado por Pablo Quirno, junto con Legal y Técnica, liderada por María Ibarzabal, y la Procuración del Tesoro. La Cancillería, a través de la Consejería Legal Internacional, intervino en la preparación técnica del reclamo, que busca preservar los derechos soberanos argentinos mientras se constituye el tribunal arbitral del Anexo VII, un proceso que puede demorar varios años.
Quirno detalló los cuatro pedidos formulados ante el Tribunal del Mar. El primero apunta directamente a Sea Lion: la Argentina solicitó que se impida el inicio o la continuación de la explotación hidrocarburífera en la Cuenca Malvinas Norte. Aunque la producción comercial está prevista para 2028, las empresas ya adoptaron decisiones de inversión y avanzan con preparativos para perforar en 2027, lo que fundamenta la urgencia del reclamo.
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El segundo pedido busca evitar que el Reino Unido utilice la información obtenida durante las exploraciones en perjuicio de los derechos argentinos. Se trata de datos geológicos, geofísicos y técnicos que permiten evaluar los recursos hidrocarburíferos y que, según el Gobierno, no deberían ser empleados mientras la controversia permanece abierta.
El tercer requerimiento introduce la dimensión ambiental. La Argentina pidió que el Reino Unido cese de impedirle cumplir con las obligaciones derivadas de los artículos 192 y 194 de la CONVEMAR, que establecen la protección del medio marino y la prevención de la contaminación. El planteo vincula estas obligaciones con las actividades de exploración y explotación en los espacios marítimos en disputa.
El cuarto pedido apunta a evitar nuevas decisiones unilaterales. La Argentina solicitó que el Reino Unido se abstenga de otorgar permisos adicionales o adoptar medidas que puedan agravar la controversia, en línea con la Resolución 31/49 de Naciones Unidas, que insta a las partes a evitar modificaciones unilaterales mientras continúa el proceso de negociación.
El Tribunal Internacional del Derecho del Mar deberá determinar si existe una base de jurisdicción prima facie y si las circunstancias justifican una intervención urgente. Puede aceptar, rechazar o modificar los pedidos argentinos.
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Si ordena medidas provisionales, serán obligatorias para ambas partes conforme al artículo 290.6 de la CONVEMAR. “Reiteramos una vez más nuestro compromiso con el diálogo, la diplomacia, el derecho internacional…”, expresó Quirno al concluir su publicación.
El antecedente más cercano para Argentina es el caso de la Fragata Libertad, en el que el Tribunal ordenó en 2012 la liberación inmediata del buque retenido en Ghana. Otro precedente relevante es la controversia entre Ghana y Costa de Marfil, en la que se dispusieron medidas provisionales para frenar perforaciones petroleras en un área marítima disputada.
Mientras tanto, las empresas involucradas en Sea Lion continúan con sus planes. Rockhopper anunció una inversión de USD 44 millones en el FPSO OSX‑1 y Navitas trabaja para reemplazar contratistas tras la decisión de Halliburton de abstenerse de prestar servicios. La continuidad de estas inversiones forma parte del contexto que la Argentina utiliza para fundamentar la urgencia de su presentación.
La primera resolución del Tribunal podría conocerse en noviembre, en un momento en el que las compañías avanzan hacia las perforaciones de 2027 y la producción comercial prevista para 2028. La decisión determinará si corresponde establecer restricciones temporales sobre Sea Lion y otras actividades vinculadas con los recursos marítimos en disputa.
La unidad flotante de licuefacción que Southern Energy operará en las costas de la provincia de Río Negro para exportar el GNL de Vaca Muerta.
Southern Energy (SESA) designó a Pablo Abiad como nuevo gerente ejecutivo de Relaciones Institucionales, una posición estratégica desde la cual asumirá la conducción de las áreas de Asuntos Públicos, Comunicación y Sustentabilidad.
Abiad es abogado egresado de la Universidad de Buenos Aires (UBA), periodista graduado en TEA y cuenta con un posgrado en Historia Contemporánea por la Universidad Torcuato Di Tella.
Su trayectoria incluye el cargo de gerente de Asuntos Corporativos en Axion/PAE, así como funciones directivas en el sector energético y en el Banco Central, donde se desempeñó como gerente principal de Comunicación y Relaciones con la Comunidad.
La empresa Southern Energy está integrada por actores con amplia experiencia en el mercado de hidrocarburos, entre los que se destacan Pan American Energy (PAE), YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y la noruega Golar LNG.
Pablo Abiad asumió la gerencia ejecutiva de Relaciones Institucionales de Southern Energy
La compañía busca posicionar a la Argentina como un nuevo actor en el mercado global del gas natural licuado mediante la instalación de dos buques de licuefacción en la costa de la provincia de Río Negro, iniciativa con la que prevé convertirse en el primer exportador de GNL a gran escala del país.
Para concretar este desarrollo, el consorcio proyecta un plan por etapas que comenzará con la llegada de la primera unidad flotante de licuefacción, el buque Hilli Episeyo, cuyo inicio de operaciones en el golfo San Matías está previsto para el último cuatrimestre de 2027.
La segunda unidad, el buque Esperanza, se sumará a finales de 2028. Juntas, ambas terminales flotantes alcanzarán una capacidad de procesamiento de 6 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a 27 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.
Con un flujo de inversiones estimado en más de US$15.000 millones a lo largo de 20 años de vida útil, la iniciativa aportará a un nuevo perfil exportador del país. Se prevé que el complejo genere ingresos superiores a los US$20.000 millones durante su primera década de operación.
Mediante el Decreto 1177/2026, el Gobierno nacional aprobó el modelo de un préstamo de hasta US$ 500 millones de del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para sostener subsidios al gas destinados a hogares vulnerables y financiar una revisión de los mecanismos que determinan quiénes reciben la ayuda. La operación combina protección del consumo energético con objetivos de sostenibilidad fiscal y progresividad: preservar el acceso de los sectores de menores recursos mientras se perfecciona la selección de los beneficiarios.
El instrumento autoriza la celebración del contrato BID 6174/OC-AR, correspondiente al programa “Apoyo a la Focalización de Subsidios Energéticos con Protección a Hogares Vulnerables”. Su aprobación no equivale a la recepción inmediata de los fondos: el modelo deja pendiente la fecha de firma, establece que el contrato comenzará a regir al suscribirse y somete los desembolsos al cumplimiento de requisitos institucionales, financieros y técnicos.
La distribución prevista muestra dónde se concentra el esfuerzo. De los US$ 500 millones, 494,5 millones —el 98,9%— financiarán bonificaciones al consumo de gas. Otros cinco millones, equivalentes al 1%, se dedicarán al fortalecimiento institucional y los estudios técnicos. Los 500.000 dólares restantes, el 0,1%, cubrirán administración, auditoría y evaluación. Las normas generales mantienen la obligación argentina de aportar los recursos adicionales que resulten necesarios para una ejecución completa e ininterrumpida.
El decreto lleva las firmas de Javier Milei y Diego César Santilli y Juan Bautista Mahiques. La medida invoca las facultades del artículo 99, inciso 1, de la Constitución, el artículo 53 de la Ley Complementaria Permanente de Presupuesto 11.672 y el artículo 60 de la Ley de Administración Financiera 24.156.
Sus fundamentos recogen dos evaluaciones oficiales: el Banco Central consideró limitado el impacto macroeconómico de la operación sobre la balanza de pagos, mientras la Oficina Nacional de Crédito Público no formuló objeciones porque, según la información y los supuestos utilizados, su costo sería inferior al financiamiento que el país podría obtener en el mercado.
No obstante, el préstamo también significa un ingreso de dólares al sector público mientras los subsidios se pagan en pesos. El contrato contempla desembolsos en dólares y reconoce gastos realizados en moneda local.
Hay dos mecanismos que permiten entenderlo: el reembolso: el Estado paga subsidios en pesos con recursos propios y luego solicita al BID el reintegro en dólares. Incluso se prevé reconocer hasta US$ 100 millones de gastos anteriores, realizados entre el 28 de abril y el 5 de agosto de 2026. Anticipo: recibe dólares para financiar gastos elegibles futuros y utiliza su equivalente en pesos para ejecutar el programa, con obligación de rendir su aplicación.
Eso puede aportar liquidez en divisas y aliviar el financiamiento del Tesoro, aunque los dólares estén afectados contractualmente al programa. En el reembolso, el ingreso repone recursos que el Estado ya había destinado a los subsidios.
Si bien no es dinero de libre disponibilidad, tampoco ingresa todo junto y no supone automáticamente un aumento equivalente de las reservas netas del Banco Central. Ese último efecto depende de dónde se depositen las divisas, cómo se conviertan y qué movimientos posteriores se realicen. Además, se contrae una deuda que deberá devolverse con intereses y cargos.
Manejo y objetivos
La ejecución del contrato estará a cargo del Ministerio de Economía: Energía asumirá la responsabilidad sectorial y la Dirección General de Programas y Proyectos Sectoriales y Especiales, dependiente de la Subsecretaría de Administración y Normalización Patrimonial de la Secretaría Legal y Administrativa, administrará recursos, adquisiciones y monitoreo. El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE), constituido por el Decreto 452/2025, participará en equipamiento, análisis de datos y estudios regulatorios, mediante un convenio previo de subejecución acordado con el BID. Sus reemplazos institucionales requerirán competencias equivalentes y conformidad del banco.
Se podrán acordar modificaciones, pero esa autorización tiene límites expresos: no permite alterar sustancialmente el objeto o el destino de los recursos, aumentar el monto ni modificar el procedimiento arbitral pactado.
La protección al consumo se concentrará en el gas por redes y en las garrafas de gas licuado de petróleo (GLP). El anexo contempla subsidios del esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que identifica con el Decreto 943/2025, publicado el 2 de enero de 2026, y beneficios del régimen de Zona Fría, regulado originalmente por la Ley 25.565 y modificado por la Ley 27.637. La inclusión de ambos regímenes queda sujeta a las disposiciones del Reglamento Operativo del Programa (ROP).
Fases
El financiamiento de las bonificaciones se organizará en cuatro fases. En la primera, el BID podrá cubrir hasta el 90% de los subsidios elegibles para usuarios residenciales de gas que satisfagan los criterios del reglamento y de la normativa aplicable. La segunda mantendrá ese límite del 90% y comprenderá expresamente gas natural por red y garrafas de GLP. Para acceder a sus recursos, el Estado deberá acreditar, a satisfacción del banco, que puso en funcionamiento un sistema de bonificación de los subsidios focalizados para garrafas.
La tercera fase elevará la participación del préstamo hasta el 95% de los subsidios elegibles, pero exigirá avances adicionales: un procedimiento de identificación de usuarios que reduzca la duplicación del beneficio dentro de un mismo hogar —la denominada “hogarización”— y dos estudios, uno sobre precios y comercios de venta de garrafas y otro sobre el rediseño del subsidio. La cuarta conservará el máximo del 95% y requerirá acreditar la actualización de los criterios de elegibilidad y de los niveles de consumo base de los SEF.
Estos porcentajes describen la proporción del subsidio elegible que podrá financiar el BID; no establecen descuentos del 90% o del 95% sobre las facturas de los usuarios. El modelo tampoco fija ingresos máximos, cantidades de hogares, volúmenes individuales bonificados ni aumentos tarifarios. La definición operativa de beneficiarios y gastos se remite al reglamento y a la normativa correspondiente. La obligación de actualizar criterios no determina, por sí sola, qué usuarios perderán o conservarán el beneficio.
Subsidios
Las consultorías, bienes y servicios financiarán sistemas de información, trazabilidad de las bonificaciones a garrafas, estudios de precios y canales de venta y el rediseño del mecanismo. También se revisarán bloques de consumo de gas natural y gas licuado de petróleo (GLP), condiciones de acceso a los Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), elasticidades de demanda y tarifas internacionales, con énfasis en simplificarlas.
El primer desembolso exigirá un Reglamento Operativo del Programa aprobado y vigente, un coordinador y especialistas sectorial, financiero y en adquisiciones. También requerirá informes jurídicos, representantes autorizados, información bancaria y controles financieros adecuados. Si las condiciones no se cumplen en 180 días desde la vigencia, o en el plazo mayor acordado por escrito, el BID podrá terminar anticipadamente el contrato. El reglamento definirá responsabilidades, controles, elegibilidad de gastos y riesgos de integridad y reputación; sus cambios necesitarán consentimiento previo y escrito del banco y, ante contradicciones, prevalecerá el contrato.
Los desembolsos podrán extenderse durante cuatro años desde la entrada en vigor, con las prórrogas previstas. Serán elegibles los gastos necesarios, respaldados y ajustados a las reglas contractuales, realizados después del 5 de agosto de 2026 y antes del vencimiento. Excepcionalmente podrán reconocerse hasta 100 millones de dólares en subsidios pagados entre el 28 de abril y el 5 de agosto de 2026, bajo condiciones análogas y procedimientos de contratación compatibles.
El dinero podrá llegar mediante reembolsos, anticipos, pagos directos a proveedores o reembolso contra garantía de carta de crédito. Salvo acuerdo distinto, cada desembolso tendrá un mínimo de US$ 50.000 y la última solicitud deberá presentarse 30 días antes del vencimiento. Los anticipos cubrirán necesidades de hasta seis meses, ampliables a doce según el plan financiero; para renovarlos normalmente deberá justificarse el 80% de los saldos pendientes, reducible hasta un piso del 50%.
Los desembolsos serán en dólares, salvo conversiones admitidas, mientras los gastos podrán ejecutarse en pesos. Los reembolsos y aportes locales se computarán al tipo de cambio del primer día hábil del mes de pago. Argentina asumirá cargos bancarios y diferencias cambiarias en pagos directos; los rendimientos se destinarán a gastos elegibles. Al cierre se conciliarán registros y devolverán anticipos no justificados; los fondos no comprometidos o desembolsados se cancelarán al vencer el plazo.
El capital se devolverá en hasta 25 años desde la firma, con una vida promedio ponderada original de 15,25 años y cuotas semestrales, consecutivas y, en lo posible, iguales. La primera amortización vencerá a los 66 meses, ajustada al calendario contractual. Los intereses comenzarán a pagarse a los seis meses y luego semestralmente: se calcularán sobre saldos diarios a una tasa basada en SOFR más el margen del capital ordinario del BID. Una eventual referencia alternativa deberá notificarse con 60 días de anticipación.
La comisión sobre fondos no desembolsados comenzará a devengarse a los 60 días de la firma y no superará el 0,75% anual. Intereses y comisión se calcularán sobre 360 días, salvo modificación notificada. En principio no habrá cargos generales de inspección y vigilancia; si el BID los establece, el límite semestral será el 1% del préstamo dividido por los semestres del período original de desembolsos.
Damián Canuto es el presidente de la comisión de Hidrocarburos de la Legislatura de Neuquén.
Los diputados de Neuquén le aplicaron este miércoles un freno de mano al tratamiento del nuevo Código de Procedimiento Minero de la provincia, un proyecto que presentó el gobernador Rolando Figueroa el 1 de marzo y cuyo debate el oficialismo aún no logró encauzar. Ahora proponen crear una comisión interpoderes ad hoccon integrantes del gobierno, legisladores y miembros de la justicia para producir un texto «homogéneo» que pueda convertirse en ley en el mediano plazo.
La propuesta fue presentada por el presidente de la comisión de Hidrocarburos y Energía, Damián Canuto (PRO), quien aludió que la «complejidad y solemnidad» de la regulación de la actividad minera amerita un análisis exhaustivo con todos los actores.
«No hay premura ni intención de aprobar un despacho sin discusión», sostuvo.
El Código de Procedimiento Minero lleva varios meses en la comisión, aunque sin demasiados avances. El director de Minería de Neuquén, Carlos Portilla, asistió a la Legislatura en julio para explicar a los diputados el proyecto y argumentó que la intención es ordenar en un solo texto normativo la regulación de la actividad y brindar seguridad jurídica a futuras inversiones.
Tras esa exposición, el debate volvió a quedar frenado hasta que, en septiembre, Canuto presentó una versión alternativa del texto trabajada con el Poder Ejecutivo que recortó más de 80 artículos -pasó de 288 a 201- y adecuó su redacción al nuevo Código Procesal Civil Adversarial que entró en vigencia el 1 de agosto en Neuquén.
El nuevo código busca unificar la legislación pero también modernizarla, ya que el procedimiento minero se rige hoy por la ley 902 de 1975.
«Trascendencia y complejidad»
El proyecto de resolución que elaboró Damián Canuto, y al que accedió EN/CLAVE, argumenta que la «entidad, trascendencia y complejidad» que importa la sanción de un código de procedimiento amerita que «se garantice y refuerce la interacción con los distintos sectores, sean públicos o privados, cuyas actividades se vean afectadas por la materia abordada por ese código».
En concreto, la propuesta es crear una Comisión Especial de Reforma del Código de Procedimiento Minero que estará integrada por diputados, dos representantes de la presidencia de la Legislatura, por dos funcionarios que designe el Poder Ejecutivo, y por el Poder Judicial y los representantes que designen.
La presidencia quedaría a cargo del propio presidente de la comisión de Hidrocarburos, es decir, Canuto, el cuerpo podrá invitar «a quienes considere pertinente» a participar de las deliberaciones.
Tendría una vigencia de seis meses desde su primera reunión, prorrogables por seis meses más, lo que podría extender el debate hasta fines del año que viene.
La propuesta de Canuto determina como «principios rectores» para la sanción del nuevo código la definición de «un marco normativo actualizado que acompañe el crecimiento de la actividad minera, otorgue previsibilidad a los actores del sector y garantice que el aprovechamiento de los recursos naturales se realice bajo parámetros de sustentabilidad, transparencia y responsabilidad institucional».
El legislador propuso en la comisión que el proyecto de resolución tome estado parlamentario en la sesión del miércoles que viene y sea tratado sobre tablas ese mismo día para avanzar rápido en su conformación.
Cuestionamientos y la prioridad de Figueroa
El Código de Procedimiento Minero presentado por el gobierno ya había recibido cuestionamientos de apoderados mineros de la provincia y de cámaras empresarias de Zapala, quienes reclaman participar de la discusión y hasta enviaron sugerencias para modificar la redacción original.
«Consideramos indispensable que las normas que se aprueben nazcan de los espacios reales de aplicación, recogiendo la experiencia concreta de quienes operamos en el terreno, y no se limiten a ser constructos teóricos elaborados de manera distante de la realidad de la práctica», fundamentaron.
Por otro lado, no termina de quedar en claro cuánto interés tiene el gobierno de Rolando Figueroa en sancionar esta ley, a menos, en el corto plazo. Si bien la ministra de Ambiente, Leticia Esteves, había dicho a EN/CLAVE el mes pasado que la intención era sancionarlo este año junto con el régimen de regalías mineras, los pasos en la Legislatura no reflejan una urgencia.
Figueroa tampoco parece haber involucrado en el debate a su principal armador, el diputado Francisco Lépore (Avanzar), quien sí lidera la discusión de la ley de Protección de Tierras Productivas, una prioridad de la gestión, y fue también uno de los defensores del acuerdo con petroleras para financiar la pavimentación de rutas.
Este mes, además, ingresará el proyecto de Presupuesto 2027 que se llevará el último envión legislativo antes del receso de verano y el ingreso de la política al modo campaña.
Si las elecciones se realizan en los primeros meses del año que viene, además, los diputados que queden sin posibilidad de reelección encontrarán pocos incentivos para abocarse a leyes complejas como las de minería.
El autor, Dr. Favio Casarín, analiza todas las aristas de la «reactivación» de la industria petrolera venezolana.
El rugido de los equipos de perforación ha vuelto a la Faja del Orinoco, pero esta vez las órdenes no se dictan completamente en español. Tras los históricos y turbulentos acontecimientos políticos y militares que sacudieron al país a inicios de 2026, la industria petrolera venezolana protagoniza un giro de 180 grados que pocos vieron venir de forma tan acelerada: un salto drástico que ya roza los 1.200.000 barriles diarios.
Bajo un agresivo esquema de apertura corporativa que ha sepultado los viejos monopolios estatales y un rígido torniquete financiero controlado directamente desde la Tesorería en Washington, el país se juega su última carta económica.
Sin embargo, detrás de las optimistas proyecciones de Wall Street y de los multimillonarios contratos firmados por gigantes como Chevron, se esconde una realidad mucho más frágil y sombría. Las refinerías locales operan a duras penas, la red eléctrica nacional pende de un hilo y las aguas del Lago de Maracaibo lanzan una alerta ambiental desesperada. ¿Es este el verdadero renacimiento de una potencia energética o simplemente una fachada corporativa sostenida con pinzas?
El salto en las cifras de producción
Luego de años de estancamiento derivados del deterioro de la infraestructura y las sanciones, el bombeo de crudo ha registrado un incremento notable en el segundo semestre del año:
Este repunte comercial está respaldado por la venta directa a refinerías estadounidenses, cuyos envíos ya superan los 700.000 bpd, eliminando las rutas clandestinas hacia Asia que forzaban a vender el crudo con fuertes pérdidas.
Apertura corporativa y el nuevo marco fiscal
Detrás de la reactivación de la actividad petrolera en Venezuela se encuentra la reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos.
La base del «renacimiento» petrolero radica en la reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos impulsada por las nuevas autoridades. El nuevo marco fiscal reduce la regalía base del 33,3% al 16,67%, manteniendo un Impuesto sobre la Renta (ISLR) corporativo del 34%.
De los 105 contratos petroleros planificados para este año por la estatal PDVSA, ya se han concretado 61 acuerdos definitivos. El mapa de operadores internacionales incluye una amplia diversificación:
• Chevron (EE. UU.): Lidera las inversiones con un plan de USD 7.000 millones a cinco años en la Faja del Orinoco.
• ENI (Italia): Mantiene derechos exclusivos en el prolífico campo Junín 5.
• KEO Capital (EE. UU.): Opera directamente la empresa mixta PetroUrdaneta en el occidente.
• New Stratus Energy (Canadá/Latam): Enfocada en proyectos de infraestructura para gas natural licuado (GNL).2. La Demolición de la Mítica del «Estado Benefactor Benevolente»
Voces del sector: entre el optimismo de Wall Street y el escepticismo técnico
El nuevo rumbo de la política energética venezolanagenera visiones encontradas entre los principales observadores del mercado internacional. Mientras los analistas financieros ven una oportunidad histórica, los expertos en ingeniería advierten sobre las limitaciones físicas del plan.
«La flexibilización fiscal y la reducción de las regalías al 16,67% han cambiado por completo la ecuación de riesgo para los operadores del Golfo de México», afirma Mark Vance, analista senior de materias primas en Global Energy Research. «Venezuela vuelve a ser atractiva porque ofrece crudo pesado a una distancia logística inigualable para las refinerías estadounidenses, lo que inevitablemente estabilizará los precios del WTI en el mediano plazo».
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Por el contrario, la perspectiva desde el terreno técnico es considerablemente más cautelosa. Los ingenieros locales enfatizan que el verdadero reto no es firmar los contratos, sino garantizar las condiciones mínimas para que los taladros operen.
«La meta de 1,5 millones de barriles para 2027 es técnicamente alcanzable en los papeles, pero la realidad en los pozos es otra«, señala Elena Mendoza, consultora energética y exprofesora de ingeniería de petróleos. «Puedes traer 22 taladros nuevos este mes, pero si la red de transmisión eléctrica sufre apagones intermitentes y las plantas de bombeo no tienen energía continua, el crudo simplemente no va a salir. El acuerdo con GE Vernova es un paso correcto, pero la estabilización de una infraestructura eléctrica destruida tomará años, no meses».
El torniquete financiero de Washington
A pesar del auge comercial, los ingresos petroleros operan bajo un rígido esquema de control. Los fondos generados por las exportaciones autorizadas no ingresan a las arcas directas de Caracas, sino que se depositan en cuentas de la Tesorería de los Estados Unidos bajo estricta supervisión.
Aunque los recursos pertenecen legalmente al Estado venezolano, su uso está restringido exclusivamente a fines específicos de reconstrucción nacional, salud, educación e infraestructura energética. Como válvula de escape temporal, transacciones por el orden de los USD 500 millones han sido gestionadas a través de circuitos financieros alternativos en Catar mientras concluye el diseño del mecanismo definitivo.
La brecha laboral: El impacto real en los salarios de los técnicos locales
Si bien hay una reactivación de la actividad, el sueldo de base de los trabajadores petroleros venezolanos permanece congelado.
Mientras los ingresos proyectados y el Producto Interno Bruto petrolero escalan velozmente, el impacto directo sobre los bolsillos de la masa trabajadora del país depara marcados contrastes:
• El estancamiento del sueldo base: en las áreas tradicionales controladas de forma absoluta por el Estado, el salario básico del personal de base permanece congelado e indexado a tasas que sindicatos locales denuncian como insuficientes para cubrir la canasta básica alimentaria.
• La política de bonificaciones: Alrededor del 96% del ingreso promedio de los empleados de la administración pública y de la estatal PDVSA se distribuye bajo la figura de bonos especiales ajenos a los contratos colectivos. Esto priva a los técnicos de beneficios históricos como el cálculo de prestaciones acumuladas, vacaciones proporcionales o la reinstalación del seguro de salud integral (Sicoprosa).
• La brecha de las transnacionales: El repunte técnico lo marcan los operadores privados y las nuevas firmas contratistas internacionales, donde un operario especializado en los campos de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo puede percibir promedios cercanos a los USD 600 mensuales. No obstante, federaciones como Fetraenergía denuncian que estos esquemas (como las intensas jornadas de guardias 7×7) a menudo omiten las protecciones consagradas en la convención colectiva del sector.
A pesar de las promesas gubernamentales que aseguran que cada taladro operativo generará unos 200 empleos directos destinados a reanimar la economía, los gremios universitarios y profesionales mantienen protestas activas, demandando que la millonaria renta energética se traduzca de forma urgente en salarios dignos y no en el congelamiento definitivo de su poder adquisitivo.
Radiografía técnica: El perfil de Amuay y Cardón en el CRP
El corazón de la refinación nacional reside en el Complejo Refinador de Paraguaná (CRP) en el estado Falcón, históricamente uno de los centros industriales más grandes del mundo. Su reactivación es vital, pero su perfil operativo actual demuestra la complejidad del desafío:
• La urgencia del Craqueador Catalítico: El FCC de Cardón es el verdadero motor del combustible nacional. Su inestabilidad técnica provoca paradas no programadas que impactan de inmediato en las estaciones de servicio.
• El talón de Aquiles de la desalinización: Ambas plantas requieren enormes volúmenes de agua industrial tratada. El deterioro de las plantas desalinizadoras internas obliga al complejo a depender del racionamiento de acueductos locales, limitando su rendimiento continuo.
El potencial dormido: gas asociado y la quema en la atmósfera
Un elemento crítico del plan estratégico es el aprovechamiento del gas natural licuado (GNL), un recurso históricamente desperdiciado en el país:
• Quema indiscriminada (Flaring): Venezuela ocupa los primeros puestos globales en quema de gas asociado a la atmósfera en zonas como Monagas y la Faja del Orinoco, destruyendo recursos por valor de miles de millones de dólares anuales por falta de plantas compresoras.
• El acuerdo estratégico de gas: El contrato definitivo firmado con la canadiense New Stratus Energy y operadores regionales busca el despliegue de tecnología de captura de metano en el Norte de Monagas. El objetivo es procesar este gas asociado para abastecer la industria petroquímica nacional y exportar los excedentes remanentes hacia el Caribe.
Desafíos internos: el cuello de botella eléctrico y ambiental
La realidad técnica del país choca se plasma en apagones crónicos y la necesidad de modernizar las líneas de transmisión.
El optimismo corporativo choca de frente con la realidad técnica del país. Las refinerías nacionales procesan apenas 350.000 bpd debido a la inestabilidad de los servicios públicos. Para frenar los apagones crónicos que paralizan los campos, la firma estadounidense GE Vernova fue contratada de emergencia para implementar sistemas de autogeneración termoeléctrica en el Complejo Refinador Paraguaná (Amuay y Cardón) y modernizar las líneas de transmisión en la Faja del Orinoco.
Por otro lado, la reactivación ha encendido alarmas ecológicas en la Cuenca del Lago de Maracaibo. Organizaciones ambientales exigen la reparación prioritaria de más de 15.000 millas de tuberías submarinas obsoletas antes de incrementar la producción, advirtiendo que el incremento de la actividad portuaria agravará la crisis crónica de contaminación por derrames y cianobacterias («verdín») que golpea a las comunidades pesqueras locales.
Con la activación de 22 equipos de perforación adicionales programada entre octubre y noviembre, Venezuela se juega su futuro económico en un delicado equilibrio entre el apetito de los mercados internacionales, las limitaciones de su red eléctrica y las demandas ambientales de sus regiones.
Conclusión: ¿Milagro energético o espejismo extractivo?
Venezuela ha demostrado una capacidad asombrosa para resurgir en el mapa energético global a golpe de reformas forzadas y alianzas de emergencia. El regreso de las perforaciones y la flexibilización fiscal prueba que, cuando el flujo de caja global lo requiere, la geopolítica del petróleo es capaz de reescribir las reglas del juego en tiempo récord.
Sin embargo, el verdadero éxito de este giro de timón no se medirá en los tableros bursátiles de Nueva York ni en el volumen de crudo procesado en las refinerías del Golfo de México.
Si el oro negro sigue brotando con éxito de los pozos pero las comunidades locales permanecen en la penumbra por el colapso eléctrico, y si los ecosistemas como el Lago de Maracaibo son sacrificados en el altar de la producción acelerada, este nuevo boom petrolero no será recordado como el renacimiento de una potencia soberana. Será, en cambio, la consolidación de un enclave de extracción internacional en un territorio exhausto, una paradoja donde el país que alimenta la demanda energética del continente sigue siendo incapaz de encender sus propias luces.
*Favio Casarín esabogadoygeólogo. Profesoruniversitariode grado y postgrado de Derecho de los Recursos Naturales y Derecho Ambiental.Consultor internacional en políticas energéticas, ensayista e investigador enfocado en el análisis institucional del Estado,marcos regulatorios e innovación tecnológica para la transición energética.
La tormenta en Neuquén provocó inundaciones que llegaron hasta el corazón de Vaca Muerta, donde se registraron imágenes de camionetas siendo arrastradas por el agua en la zona de Arroyo Carranza, sobre la ruta provincial 5. El Servicio Meteorológico Nacional (SMN) había emitido alertas naranja y amarilla por tormenta en la provincia.
Al cierre de esta nota, no había información sobre la identidad y el estado de salud de las personas que conducían esos vehículos ni de las empresas a las que pertenecían.
Defensa Civil había informado que el tramo de la ruta en el que el agua volteó la camioneta estaba intransitable debido a laactivación de cañadones, un fenómeno que provoca que grandes cantidades de agua bajen de manera repentina y atraviesen las zonas bajas.
La situación también afectó a la ruta provincial 8, en el área de Rincón de los Sauces. Según explicó el director provincial de Defensa Civil, Carlos Cruz, la caída de “mucha agua en poco tiempo” generó escurrimientos rápidos y daños en caminos importantes para la circulación.
Dramático episodio en Vaca Muerta Un fuerte temporal golpeó a Neuquén y el arroyo Carranza creció de manera repentina. Una camioneta intentó cruzar por una zona no habilitada y fue arrastrada por la corriente. Los ocupantes se salvaron de milagro
Cruz también aseguró que existe comunicación permanente con municipios y empresas privadas a través de la línea de emergencia 103.
También hubo rutas cortadas en Las Coloradas y la ruta nacional 40, a la altura de El Manzano, mientras que en Paso Aguerre una familia debió autoevacuarse por la crecida de un cañadón cercano a la ruta provincial 20.
En Los Catutos, las autoridades restringieron preventivamente la circulación luego de que algunas personas quedaran varadas por el barro. Donde equipos de Vialidad Provincial trabajaban para reparar las calles internas y recuperar la conectividad.
La inflación en Estados Unidos se aceleró al 3,7% interanual en septiembre por la suba de los precios energéticos debido a la reactivación de la guerra en Medio Oriente, de acuerdo a lo informado este miércoles por la Oficina de Estadísticas Laborales norteamericana.
El comportamiento de los precios en EEUU, medido de manera interanual, se ubicó por encima de las proyecciones del mercado (3,6%) y escaló tres décimas en relación a agosto cuando alcanzó el 3,4%, retornando el sendero ascendente tras dos meses sin variaciones.
La escalada de la inflación está vinculada principalmente al aumento de los precios de la energía, que tuvieron un salto del 20,4% interanual durante el mes pasado, con notoria incidencia de la nafta y el fueloil, al trepar 34,2% y 74,2% interanual, respectivamente.
A nivel mensual, la variación de precios en septiembre fue del 0,6%, exhibiendo una leve aceleración frente a la suba de 0,4% del mes previo y quedando en sintonía con la previsión de los analistas que esperaban un ascenso en el índice.
La inflación subyacente, que excluye energía y alimentos, trepó al 2,6% interanual en el noveno mes del año, dos décimas arriba del 2,4% de agosto. Mientras que en la comparación mensual avanzó 0,3%, al igual que el dato registrado el mes previo.
Los aumentos destacados durante el mes, por fuera de alimentos y energía, se dieron en recreación, automóviles y camionetas usados, educación, tarifas aéreas, atención médica y vestimenta. Por el contrario, comunicaciones fue de los pocos rubros que disminuyeron en septiembre.
El índice de vivienda aumentó un 0,4% el mes pasado, mientras que en alimentos se mantuvo sin cambios, con la variación alcista del 0,2% en los productos consumidos fuera del hogar y el descenso del 0,1% entre los consumidos dentro del hogar.
El índice de energía subió un 5,2% en septiembre, una considerable suba respecto al 2,1% de agosto. La nafta aumentó un 9,1% durante el mes, lo que representó más de la mitad del aumento mensual del índice general.
Al igual que en meses previos, el IPC de septiembre refleja el impacto del conflicto en Medio Oriente entre Estados Unidos e Irán, sin un acuerdo de paz duradero y con la inestabilidad del tránsito fluvial por el estrecho de Ormuz, por donde pasa el 20% del crudo mundial.
Ante este escenario, el efecto en los valores de la energía se siente y el impacto en la inflación mundial crece mientras se incrementa la atención en la Reserva Federal estadounidense para saber cómo continuará su política de tasas.
El Gobierno nacional promulgó la ley que modifica el régimen de Zona Fría y, el mismo día de su publicación en el Boletín Oficial, dos distritos bonaerenses recurrieron a la Justicia para intentar frenar la quita de los descuentos en las facturas de gas. Por un lado, el intendente de Bahía Blanca, Federico Susbielles, impulsó un amparo colectivo ante la Justicia Federal; por otro, la Defensoría del Pueblo de General Pueyrredon presentó una acción similar en Mar del Plata.
La Ley 27.828 quedó formalizada mediante el decreto 1161/2026, publicado este martes. La reforma establece nuevas condiciones para acceder a la bonificación por Zona Fría y limita el beneficio automático que se había extendido en 2021 a distintas localidades del país. La normativa tendrá vigencia hasta el 31 de diciembre de 2031.
Los cambios alcanzan a unos 3,35 millones de hogares en el país, de los cuales 1,24 millones se encuentran en 94 municipios bonaerenses. La modificación implica que residir en una localidad incorporada al régimen ampliado ya no será suficiente para conservar el descuento: los usuarios deberán cumplir los requisitos establecidos en el esquema de subsidios focalizados.
En Bahía Blanca, Susbielles presentó el amparo junto con la Asociación de Defensa de Derechos de Usuarios y Consumidores (Adduc) y el Club Estrella. La acción busca mantener los descuentos y suspender los cobros y eventuales cortes vinculados con la quita mientras se resuelve el planteo judicial. El escrito cuestiona que la ciudad quede excluida del régimen pese a sostener que sus condiciones climáticas justifican la continuidad del beneficio.
La presentación también plantea una posible vulneración de los principios de igualdad, no discriminación, razonabilidad y proporcionalidad. Según informó La Nueva, el reclamo incorpora estudios climáticos y un relevamiento de 44 facturas de gas de la ciudad. De acuerdo con ese análisis, al retirar el concepto de subsidio por Zona Fría, el monto total de las facturas relevadas pasaría de $ 4,67 millones a $ 6,61 millones, un incremento estimado del 41,5% con el mismo consumo.
En Mar del Plata, la Defensoría del Pueblo de General Pueyrredon, a cargo de Marcelo Lacedonia, presentó un amparo colectivo ante la Justicia Federal para frenar la aplicación de los nuevos requisitos. El reclamo está dirigido contra el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía de la Nación, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege) y Camuzzi Gas Pampeana, según informó el portal 0223.
La Defensoría solicitó que se mantengan las condiciones tarifarias vigentes para la región y que se suspenda la aplicación de los filtros del Sistema de Subsidios Energéticos Focalizados. También pidió que no se homologuen nuevos cuadros tarifarios sin audiencias públicas y que se declare la inconstitucionalidad de la Ley 27.828. Entre sus argumentos, cuestionó que los usuarios de la región deban cumplir requisitos patrimoniales para conservar el descuento mientras que en otras zonas el beneficio se mantiene automáticamente.
Ahora, la Justicia Federal deberá analizar ambas presentaciones y resolver si corresponde adoptar medidas para suspender los efectos de la reforma.
El proyecto Argentina GNL sumó una nueva etapa de estudios técnicos en la costa rionegrina. Desde fines de la semana pasada, YPF lleva adelante una campaña de investigaciones geotécnicas en el Golfo San Matías, destinada a conocer en detalle las características del suelo marino donde se proyectan futuras instalaciones vinculadas a la exportación de gas natural licuado.
Las tareas se desarrollan a bordo del BG Warrior, un buque argentino de apoyo a operaciones costa afuera, equipado especialmente para realizar perforaciones, recuperar muestras de suelo y roca y efectuar ensayos sobre el fondo marino.
La campaña tendrá una duración estimada de cuatro semanas y permitirá obtener información fundamental para definir las condiciones técnicas de las futuras infraestructuras, entre ellas el muelle terminal y las instalaciones auxiliares previstas en el área de Sierra Grande.
Las investigaciones permitirán conocer la composición y las propiedades del subsuelo marino, así como las características del terreno sobre el que se proyectan las instalaciones.
Para ello, se realizarán perforaciones y ensayos en distintos puntos del área de estudio. Las muestras obtenidas serán analizadas posteriormente en laboratorios especializados, con el objetivo de aportar datos precisos para el desarrollo de la ingeniería de detalle.
Según informó YPF, los trabajos se ejecutarán bajo estándares internacionales de seguridad, calidad y protección ambiental, mediante procedimientos de prevención, monitoreo permanente y gestión de residuos destinados a minimizar los impactos sobre el entorno marino.
Esta nueva campaña se incorpora a la secuencia de estudios que YPF viene realizando en el Golfo San Matías para avanzar en la planificación de Argentina GNL.
En febrero se desarrollaron investigaciones geotécnicas del suelo marino y, más recientemente, el buque Rustrigen realizó tareas de inspección y mantenimiento de equipos oceanográficos destinados a registrar información sobre las corrientes, el oleaje y los niveles del mar.
Cada una de estas instancias aporta información necesaria para la planificación y el diseño de las futuras instalaciones del proyecto, cuya concreción requiere completar las correspondientes etapas técnicas, ambientales y administrativas.
Información pública y desarrollo energético
En paralelo, la Provincia avanza con las instancias de información y participación ciudadana vinculadas al proyecto. Durante septiembre, más de 150 vecinos de Sierra Grande y San Antonio Oeste participaron de encuentros informativos organizados junto a YPF para conocer sus características y plantear consultas.
Asimismo, para el 16 de noviembre está convocada la audiencia pública en Sierra Grande, donde se analizarán los Estudios de Impacto Ambiental correspondientes al Proyecto FLNG, como parte del procedimiento provincial de evaluación ambiental.
El Gobierno de Río Negro oficializó un nuevo avance en el desarrollo de Vaca Muerta con la aprobación de la comercialidad de las áreas Confluencia Norte y Confluencia Sur. La medida unifica ambas concesiones y otorga a Phoenix Global Resources S.A. una concesión de explotación no convencional por un plazo de 35 años.
Con la publicación del Decreto 917/26 en el Boletín Oficial, se aprobó la declaración de comercialidad de las áreas Confluencia Norte y Confluencia Sur y se otorgó a Phoenix Global Resources S.A. una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH).
La decisión marca el cierre de la etapa exploratoria y el inicio de una nueva fase de desarrollo productivo en el área unificada, ubicada sobre la Formación Vaca Muerta. La concesión fue otorgada por un plazo de 35 años, conforme a la normativa vigente y a las condiciones establecidas en el proceso licitatorio.
Durante la etapa exploratoria, la empresa ejecutó inversiones por aproximadamente U$S 123 millones, superando el compromiso original de casi U$S 90 millones. Los trabajos incluyeron estudios sísmicos, geológicos, geofísicos y de reservorio, además de la perforación y terminación de siete pozos horizontales: tres en Confluencia Norte y cuatro en Confluencia Sur.
“Este paso confirma que Río Negro tiene recursos, planificación y capacidad técnica para avanzar en el desarrollo de Vaca Muerta. Dejamos atrás una etapa de exploración exitosa y empezamos una nueva fase, orientada a transformar ese conocimiento en producción, inversión e infraestructura”, sostuvo la Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.
Una nueva etapa para Vaca Muerta en Río Negro
La aprobación de la comercialidad se fundamenta en los resultados obtenidos durante la etapa exploratoria, que permitieron verificar la continuidad de la Formación Vaca Muerta entre ambos bloques y acreditar condiciones productivas compatibles con el desarrollo comercial de los recursos hidrocarburíferos no convencionales.
A partir de esa información, la Provincia aprobó la unificación de Confluencia Norte y Confluencia Sur bajo una única área denominada “Confluencia”, con una superficie total de 272,22 kilómetros cuadrados. Esta integración permitirá optimizar el desarrollo del bloque, mejorar la eficiencia operativa y ordenar la planificación de las futuras inversiones.
Inversiones, pozos e infraestructura
El decreto aprueba un Plan Piloto para el área unificada, que contempla la perforación, terminación y puesta en producción de un pad de caracterización integrado por dos pozos horizontales, con una inversión estimada de U$S 13 millones.
Además, se aprobó el Plan de Explotación para el primer período de cinco años, que prevé la perforación y terminación de 40 pozos horizontales entre 2027 y 2031, junto con la construcción de la Planta de Tratamiento de Confluencia. La inversión total estimada para esta primera etapa asciende a U$S 494,4 millones.
El proyecto también contempla un escenario de desarrollo de largo plazo que podría alcanzar hasta 205 pozos, incluidos los siete ya perforados durante la etapa exploratoria, con inversiones globales estimadas en más de U$S 3.000 millones a lo largo de aproximadamente 13 años.
El otorgamiento de la concesión también representa ingresos directos para Río Negro. Phoenix deberá abonar un Bono de Comercialidad de U$S 5,05 millones y un Aporte de Infraestructura de U$S 650.000, lo que suma U$S 5,7 millones para la Provincia por ambos conceptos. Además de un aporte de U$S 1,3 millones en concepto de Responsabilidad Social Empresaria.
“Este tipo de instrumentos permiten que el desarrollo energético también genere recursos concretos para la provincia. Río Negro defiende sus recursos y trabaja para que cada avance productivo tenga impacto real en el territorio”, remarcó Moya.
Control ambiental, hídrico y técnico
La concesión deberá cumplir con los requerimientos establecidos por la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y por el Departamento Provincial de Aguas, que intervinieron en el proceso de evaluación dentro de sus respectivas competencias.
Cada proyecto que se ejecute en el área deberá contar previamente con los estudios de impacto ambiental correspondientes y observar las condiciones fijadas en materia de gestión de residuos, contingencias, monitoreo de suelo, agua y aire, control de acuíferos, tratamiento de agua de producción y gestión del recurso hídrico.
“Río Negro está en marcha porque hay rumbo, planificación y decisiones concretas. Este decreto no es un hecho aislado: forma parte de una estrategia provincial para preparar el futuro, defender nuestros recursos y convertir el potencial energético en desarrollo para nuestra gente”, concluyó Moya.
La Entidad Binacional Yacyretá (EBY) decidió abrir las compuertas del vertedero principal para permitir el paso de un volumen extraordinario de agua, activando una alerta preventiva en toda la región del Litoral argentino. Esta medida se tomó debido a un aumento significativo del caudal en la cuenca alta del río Paraná, producto de fuertes y persistentes lluvias en Brasil y en la zona de la Triple Frontera.
Los registros indicaron que el caudal superó ampliamente los valores habituales, alcanzando picos de más de 26.300 metros cúbicos por segundo. Ante esta situación, los especialistas del complejo hidroeléctrico habilitaron las descargas tanto de fondo como de superficie para aliviar la presión sobre el embalse y proteger la integridad estructural de la represa, tal como informó la EBY.
Este fenómeno hidrológico, impulsado por precipitaciones excepcionales vinculadas a ciclos climáticos intensos en las cuencas altas, obliga a la represa a modificar temporalmente su función principal. Así, en lugar de centrarse en la generación de energía, actúa como un escudo que contiene y regula los excedentes hídricos.
En la parte superior de la cuenca, la central hidroeléctrica de Itaipú, ubicada en la frontera entre Brasil y Paraguay, marca el inicio de esta crecida. Diseñada para aprovechar un salto geográfico abrupto de aproximadamente 118 metros mediante turbinas Francis, esta represa enfrenta volúmenes masivos de agua que requieren una regulación coordinada para controlar los aportes al tramo medio del río Paraná.
La creciente en las altas cuencas afecta directamente la dinámica del corredor fluvial, por lo que ambos complejos binacionales deben operar bajo estrictos protocolos de seguridad. En el caso de Yacyretá, cuya estructura se encuentra en una llanura con un salto nominal de solo 21,3 metros, el desafío técnico es distinto al de Itaipú. Para gestionar el enorme caudal que llega desde el norte, las veinte turbinas Kaplan del complejo argentino-paraguayo funcionan al máximo antes de proceder a abrir las compuertas radiales de sus vertederos principal y Aña Cuá.
Este sistema de descarga controlada tiene como objetivo disipar la enorme energía cinética del agua mediante piletas de aquietamiento, que protegen el lecho fluvial aguas abajo. Sin embargo, la apertura de compuertas reduce la eficiencia en la generación eléctrica, provocando una caída temporal en la potencia suministrada al sistema interconectado y aumentando la vigilancia técnica sobre el comportamiento del río. Así, se alivia el costo de la electricidad para los hogares y para el Gobierno.
Las comunidades ribereñas y los sectores productivos del noreste argentino, especialmente en Misiones y Formosa, empiezan a sentir los efectos de esta crecida extraordinaria. La coordinación entre las áreas hidrológicas de los complejos binacionales y las autoridades provinciales de defensa civil es clave para anticipar los niveles del río y reducir riesgos en islas y zonas costeras productivas.
La complementariedad entre Itaipú y Yacyretá es fundamental para la estabilidad del suministro eléctrico en la región. Mientras Itaipú controla la fuerza del agua aprovechando grandes saltos geográficos, Yacyretá administra grandes volúmenes en una llanura, conformando una red hidráulica esencial para enfrentar la variabilidad climática que afecta la cuenca compartida.
El ingeniero eléctrico José Stella explicó que la diferencia en el diseño de turbinas responde a la topografía: Itaipú utiliza turbinas Francis para saltos elevados y alta presión, mientras que Yacyretá emplea turbinas Kaplan con álabes móviles, ideales para grandes volúmenes a baja altura. Durante estas crecidas extremas, ambos sistemas operan al límite para evitar daños en componentes críticos.
Cuando el caudal supera la capacidad de generación eléctrica, los vertederos actúan como válvulas de escape. Yacyretá puede descargar hasta 95.000 metros cúbicos por segundo combinando sus vertederos del brazo principal y de Aña Cuá, utilizando piletas de aquietamiento para controlar la energía del agua y evitar daños en el cauce.
Por su parte, Itaipú cuenta con un sistema de salto de esquí con deflectores que dispersan el agua en forma de lluvia para disipar su energía antes de reintegrarla al río. Estas soluciones ingenieriles reflejan la magnitud del desafío que enfrentan los operadores para proteger la seguridad regional y garantizar la continuidad del sistema energético sudamericano.
Argentina consolidó su ingreso al mercado internacional del gas natural licuado (GNL) mediante un contrato de largo plazo con la empresa estatal alemana Securing Energy for Europe (SEFE), que proyecta ingresos superiores a US$ 7.000 millones durante ocho años.
El acuerdo fue firmado el 4 de marzo de 2026 por Southern Energy (SESA), un consorcio integrado por compañías energéticas que operan en el país, y establece la exportación de dos millones de toneladas anuales a partir de fines de 2027.
El contrato representa el primer compromiso firme de GNL argentino con un comprador europeo y marca un avance en la comercialización internacional del gas de Vaca Muerta. El combustible será procesado en buques de licuefacción instalados frente a las costas de Río Negro, infraestructura que permite exportar sin una planta terrestre y habilita un esquema flexible de producción y embarque.
El valor proyectado supera los US$ 7.000 millones, aunque los ingresos finales dependerán de la evolución de los precios internacionales del gas durante la vigencia del contrato. Para SEFE, la operación forma parte de una estrategia de diversificación de proveedores en un contexto de alta demanda y necesidad de seguridad energética en Europa.
Para Argentina, implica un salto en la consolidación de Vaca Muerta como fuente de abastecimiento internacional y en la construcción de una trayectoria exportadora de GNL.
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Southern Energy estima que el volumen comprometido equivale aproximadamente a un tercio de su producción anual proyectada cuando sus instalaciones estén plenamente operativas.
La empresa trabaja en la puesta en marcha de la infraestructura flotante y en la logística necesaria para garantizar el suministro continuo desde la cuenca neuquina hacia los buques de licuefacción.
El acuerdo abre una nueva etapa para el sector energético argentino, que busca ampliar su presencia en mercados externos y aprovechar la competitividad del shale local. La operación también refuerza la posición de Alemania en su estrategia de diversificación, al asegurar volúmenes significativos de GNL en un horizonte de ocho años.
La gestión del agua de producción gana protagonismo en Vaca Muerta en un contexto de mayor actividad y nuevas regulaciones provinciales. La experiencia del Permian, la principal cuenca shale de Estados Unidos, funciona como referencia para anticipar el camino que deberá recorrer la formación neuquina.
Allí, frente a restricciones de disposición y proyecciones de crecimiento hacia 2030, los operadores aceleraron el reciclado del agua para fractura y ya reutilizan entre el 50% y el 60%, con el objetivo de alcanzar el 80% en los próximos años, según un informe de Texas Living Waters.
En el Permian se generan alrededor de 22 millones de barriles diarios de agua de producción, y en algunas zonas el 80% del barril de crudo extraído es agua, un porcentaje que puede ser incluso mayor según la antigüedad del yacimiento. La escala también se refleja en la cantidad de sets de fractura activos: hoy operan unos 120, frente a los 15 que funcionan en Vaca Muerta.
Aun así, la formación argentina ya muestra señales de crecimiento acelerado: en 2025 se registraron 23.784 etapas de fractura, un 34% más que en 2024, de acuerdo con el relevamiento de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage.
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Ese ritmo vuelve más urgente la discusión sobre el uso del agua. Desde el 1 de julio, Neuquén aplica un nuevo canon hídrico regulado por el Decreto 792/2026, que establece un valor equivalente al precio de 2,5 litros de gasoil grado 3 de YPF por cada metro cúbico de agua utilizada. A partir de enero de 2027, el canon subirá a 3 litros, con actualización bimestral.
Con el gasoil a 2.680 por litro en Neuquén a fines de septiembre y un dólar oficial de $1.540, el canon ronda los US$ 4,35 por metro cúbico. Para un pozo de 50 etapas, que demanda unos 75.000 m³, el costo adicional supera los US$ 300.000.
En este escenario, el reúso aparece como una alternativa para reducir el impacto económico y la presión sobre las fuentes de agua dulce. Una de las opciones es el blendeo, que consiste en mezclar 30% de agua de producción tratada con 70% de agua dulce, lo que disminuye de manera significativa la toma del río.
El agua de producción y el flowback —el fluido que retorna a superficie después de la fractura— tienen a su favor que ya están disponibles en superficie, aunque requieren procesos de tratamiento para remover componentes orgánicos y reducir la salinidad. “Hay determinados procesos que llegan a un estándar de calidad que le sirve a la compañía”, explicó Guillermo Aversano, presidente del Comité Ejecutivo de PWS Argentina, quien estimó un beneficio cercano al 50% en costos, aunque aclaró que por ahora son proyecciones, ya que no existen plantas activas de tratamiento en el país.
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La experiencia del Permian muestra que el reúso en fractura es el primer paso para transformar el agua de producción de un residuo en un insumo. En Estados Unidos, además, se exploran otros usos como agricultura y refrigeración para data centers, lo que abre oportunidades para nuevas industrias y proveedores. “El agua para la actividad se volvió casi una industria aparte, con plantas y puestos de trabajo”, señaló Aversano.
El debate técnico y regulatorio tuvo un capítulo clave en el primer Congreso de Agua de Producción de la Produced Water Society (PWS) en Argentina, realizado el 15 y 16 de octubre en Neuquén. El encuentro reunió a operadoras, empresas de servicios, organismos públicos, sindicatos y especialistas internacionales, con expertos de cuencas como el Permian. Hubo siete paneles dedicados a experiencias globales, investigaciones y trabajos regionales, con foco en el futuro de la gestión del agua en Vaca Muerta y las oportunidades para fortalecer la participación de proveedores locales hacia 2030.
El proyecto Argentina GNL avanzó en una etapa clave de su ingeniería con el inicio de una nueva campaña de estudios geotécnicos en el Golfo San Matías, frente a la costa de Sierra Grande.
Los trabajos, ejecutados por YPF a bordo del BG Warrior, permitirán obtener información precisa sobre el subsuelo marino donde se construirán el muelle terminal y las instalaciones costeras destinadas a la exportación de gas natural licuado producido en Vaca Muerta.
La campaña, que se extenderá durante cuatro semanas, incluye perforaciones en distintos puntos del área de estudio y la recuperación de muestras de suelo y roca que luego serán analizadas en laboratorios especializados.
Estos resultados permitirán conocer la composición, resistencia y comportamiento del terreno, datos indispensables para avanzar en la ingeniería de detalle de las estructuras portuarias y auxiliares previstas para el complejo de licuefacción.
YPF informó que las operaciones se realizan bajo estándares internacionales de seguridad, calidad y protección ambiental, con protocolos específicos para minimizar el impacto sobre el ecosistema marino. El plan contempla monitoreos permanentes, medidas preventivas y una gestión adecuada de los residuos generados durante la campaña.
Los trabajos se suman a estudios previos realizados en febrero y a las tareas de inspección del buque Rustrigen, que verificó el funcionamiento de los equipos oceanográficos encargados de registrar corrientes, oleaje y variaciones del nivel del mar.
Toda la información recopilada será utilizada para completar la ingeniería de las futuras instalaciones de exportación, que deberán atravesar distintas etapas técnicas, ambientales y administrativas antes de su construcción.
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En paralelo, el Gobierno de Río Negro continúa desarrollando instancias de participación ciudadana vinculadas al proyecto: en septiembre se realizaron encuentros informativos en Sierra Grande y San Antonio Oeste, y el 16 de noviembre se llevará a cabo una audiencia pública para analizar los Estudios de Impacto Ambiental del proyecto FLNG.
Argentina GNL prevé transportar el gas de Vaca Muerta hasta la costa rionegrina para su licuefacción y posterior exportación hacia mercados internacionales. En su primera etapa, el desarrollo proyecta una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales de GNL hacia 2030, con posibilidad de ampliarse hasta 18 millones de toneladas en fases posteriores.
Para Río Negro, el avance del proyecto representa una de las inversiones energéticas más importantes previstas para los próximos años, con impacto en infraestructura, actividad portuaria, empleo, capacitación y proveedores locales, consolidando a la provincia como una plataforma exportadora de energía.
Río Negro habilitó el desarrollo comercial del bloque Confluencia al aprobar la comercialidad de las áreas Confluencia Norte y Sur y otorgar a Phoenix Global Resources una concesión de explotación no convencional por 35 años. La decisión, formalizada mediante el Decreto 917/26, marca el cierre de la etapa exploratoria y abre una fase de inversiones de largo plazo sobre la formación Vaca Muerta.
Durante la exploración, Phoenix desembolsó US$ 123 millones, por encima del compromiso inicial de US$ 90 millones, en estudios sísmicos, geológicos, geofísicos y de reservorio, además de la perforación y terminación de siete pozos horizontales. Los resultados confirmaron continuidad geológica y productividad suficiente para avanzar hacia un desarrollo comercial a escala.
Con esa base técnica, la provincia autorizó la unificación de ambas áreas en un único bloque de 272,22 km² denominado Confluencia, con el objetivo de optimizar la operación y concentrar inversiones. “Este paso confirma que Río Negro tiene recursos, planificación y capacidad técnica para avanzar en el desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.
La nueva etapa incluye un plan piloto con dos pozos horizontales de caracterización y una inversión estimada en US$ 13 millones. El primer Plan de Explotación, correspondiente a 2027–2031, prevé 40 pozos horizontales y la construcción de la Planta de Tratamiento Confluencia, con desembolsos proyectados por US$ 494,4 millones.
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El desarrollo completo podría alcanzar 205 pozos, incluidos los perforados en la exploración, y superar los US$ 3.000 millones en aproximadamente trece años, consolidando a Río Negro como un actor creciente dentro del mapa productivo de Vaca Muerta.
La concesión generará ingresos directos para la provincia: un Bono de Comercialidad de US$ 5,05 millones, un Aporte de Infraestructura de US$ 650.000 y US$ 1,3 millones destinados a programas de responsabilidad social empresaria. “Río Negro defiende sus recursos y trabaja para que cada avance productivo tenga impacto real en el territorio”, sostuvo Moya.
El proyecto deberá cumplir los requerimientos de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y del Departamento Provincial de Aguas, con estudios de impacto ambiental para cada iniciativa y exigencias de monitoreo de suelo, aire y agua, control de acuíferos, gestión de residuos, manejo de contingencias y administración de recursos hídricos.
“Río Negro está en marcha porque hay rumbo, planificación y decisiones concretas. Este decreto forma parte de una estrategia para convertir el potencial energético en desarrollo, infraestructura y oportunidades para los rionegrinos”, concluyó la funcionaria.
Los intercambios de gas natural entre los países del Cono Sur podrían alcanzar 60 millones de metros cúbicos diarios en un escenario de mayor demanda y cambios regulatorios. La estimación surge del Proyecto Regional de Integración Gasífera, impulsado por OLACDE y CAF, que identifica oportunidades para ampliar las exportaciones argentinas y consolidar la integración energética regional.
El análisis fue presentado durante la XI Semana de la Energía, en una sesión dedicada a infraestructura, mercados y seguridad energética. Allí se destacó que el principal desafío ya no es la disponibilidad de recursos, sino la capacidad de transportarlos, generar demanda firme y establecer reglas comerciales que permitan sostener los intercambios. La expansión dependerá de nuevas inversiones, financiamiento y contratos de largo plazo.
El escenario abre oportunidades para Argentina, que podría incrementar el suministro hacia el sur de Brasil, el centro y norte de Chile, Uruguay y, eventualmente, Paraguay. Para alcanzar ese potencial será necesario ampliar la infraestructura gasífera y coordinar marcos regulatorios entre los países. La dinámica regional también está marcada por el crecimiento de Vaca Muerta y del Presal brasileño, junto con el declive de la producción boliviana, lo que reconfigura los flujos comerciales y habilita nuevos espacios para el gas argentino.
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Los beneficios potenciales abarcan a distintos actores. Para Argentina, una mayor integración significaría más exportaciones y divisas; para Chile, la posibilidad de reducir costos mediante la sustitución de GNL; para Brasil, el acceso a energía competitiva para su industria; y para Bolivia, ingresos por el tránsito del gas a través de su territorio. El estudio plantea que Vaca Muerta y el Presal pueden desarrollarse en paralelo frente a una demanda creciente, sin competir necesariamente por los mismos mercados.
Durante el debate, representantes de empresas y organismos internacionales coincidieron en que la expansión del comercio gasífero dependerá tanto de las obras como de las condiciones para financiar y sostener los proyectos. Soledad Lysak, de TotalEnergies, destacó la necesidad de ofrecer flexibilidad a los compradores y recordó que la compañía realizó en abril de 2025 su primera exportación de gas de Vaca Muerta a Brasil vía Bolivia, una experiencia que mostró el potencial de esa ruta comercial. Philip Mshelbila, del Gas Exporting Countries Forum, defendió contratos de largo plazo con mayor flexibilidad para distribuir riesgos entre productores y compradores.
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Carlos Garibaldi, secretario ejecutivo de ARPEL, remarcó la importancia de la estabilidad regulatoria, la calidad institucional y el acceso al financiamiento para aprovechar una ventana de oportunidad que no será permanente. Desde el Banco Mundial, Manuel Luengo señaló que existen posibilidades de participación financiera en gasoductos, terminales de GNL, redes de distribución y garantías para proyectos complejos.
La integración también deberá adaptarse a un sistema eléctrico con mayor participación de energías renovables y almacenamiento. Juan Ignacio Alarcón, de Wärtsilä, sostuvo que el objetivo es que los países puedan contar con el gas de sus vecinos incluso en los momentos de mayor exigencia del sistema. Al cierre de la sesión, Guido Maiulini, de OLACDE, destacó la complementariedad entre el gas regional, el GNL y la electricidad como parte de una estrategia para mejorar la competitividad y fortalecer la seguridad energética.
La oportunidad de ampliar los intercambios está planteada; su concreción dependerá de las inversiones, las reglas y los acuerdos comerciales que permitan transformar ese potencial en flujos sostenidos de energía.
La Secretaría de Energía de la Nación presentó una plataforma pública para acceder a información diaria sobre exportaciones e importaciones de petróleo crudo y gas natural.
Los Tableros del Sistema de Mediciones de Petróleo y Gas permiten consultar volúmenes operativos casi en tiempo real y anticipar la evolución del comercio exterior energético sin esperar los cierres mensuales.
Según informó el Gobierno nacional, los datos son suministrados por las empresas del sector y provienen de medidores en línea ubicados en los puntos de comercialización internacional y de los registros de carga de buques. La información se publica con un desfase de 48 horas, correspondiente al procesamiento técnico. Los tableros muestran el volumen diario, el acumulado, el promedio de los últimos 30 días y la comparación con el mes anterior, además de la evolución por instalación y punto de salida.
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Esta herramienta permite conocer de manera anticipada el comportamiento de las principales exportaciones de hidrocarburos.
En septiembre, las ventas externas de crudo alcanzaron 2,01 millones de metros cúbicos, el mayor volumen mensual desde el inicio de la serie. Ese registro equivale a un promedio de 67.000 metros cúbicos diarios, aproximadamente 421.000 barriles por día.
Energía aclaró que la información publicada es preliminar y de carácter operativo, y que luego se consolida en los cierres mensuales oficiales. Los datos no constituyen certificación fiscal, documentación aduanera, liquidación comercial ni validación regulatoria definitiva. Su uso está regido por la Política de Publicación y Utilización de Datos Operacionales de Petróleo y Gas.
Los tableros ya están disponibles en el portal oficial del Estado argentino y permiten acceder de forma abierta a indicadores clave del desempeño energético nacional, en un contexto donde la transparencia y la disponibilidad de datos operativos se vuelven centrales para la planificación del sector.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, afirmó que el cambio en la relación entre la Provincia y las operadoras de Vaca Muerta responde a una decisión política de modificar el esquema de trabajo con las compañías.
Según explicó, durante su gestión las empresas asumieron compromisos de financiamiento para obras de infraestructura, programas de formación y acciones de desarrollo territorial, en un modelo que busca alinear beneficios operativos con aportes concretos al entramado provincial.
Figueroa señaló que las operadoras son prácticamente las mismas que en 2023, pero que la diferencia radica en la voluntad política de transformar Vaca Muerta y ordenar las responsabilidades empresariales. Indicó que las compañías obtienen ventajas directas de las obras que prefinancian, especialmente por la reducción de costos logísticos y operativos, además de contar con instrumentos financieros otorgados por el Estado neuquino para facilitar la ejecución de proyectos.
El mandatario detalló que la Provincia exige aportes para el plan de becas, la formación de trabajadores y el desarrollo de infraestructura en la región hidrocarburífera. También planteó que busca incrementar la participación de empresas neuquinas en la distribución de los costos de la actividad petrolera, con el objetivo de ampliar oportunidades para proveedores locales y fortalecer la cadena de valor provincial.
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En materia vial, el esquema de financiamiento acordado con las operadoras contempla aportes para pavimentar y repavimentar corredores estratégicos vinculados con Vaca Muerta. La Legislatura aprobó en general el proyecto que ratifica un acuerdo por hasta 177 millones de dólares para intervenir tramos de las rutas provinciales 7, 8 y 51. El mecanismo prevé adelantos empresariales que podrán recuperarse mediante futuras regalías o el canon extraordinario de producción.
Figueroa también destacó la incorporación del segmento de exploración y producción —upstream— al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), habilitada por la nueva ley provincial de hidrocarburos. Según explicó, este marco busca ofrecer previsibilidad a las compañías y favorecer nuevas inversiones en un contexto de competencia global por capital de riesgo.
Otro de los planteos del mandatario estuvo vinculado con la coparticipación federal. Sostuvo que Neuquén necesita revisar el coeficiente de distribución vigente desde 1988 y recordó que la provincia concentra alrededor del 1,5% de la población argentina, pero genera casi el 6% del producto bruto interno nacional, según las cifras que expuso. Indicó que esta brecha evidencia la necesidad de actualizar el esquema para reflejar el peso económico del territorio.
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En paralelo, anunció que la Provincia trabajará con las operadoras en iniciativas para diversificar la matriz productiva. Entre ellas, mencionó pruebas piloto en yacimientos para evaluar la viabilidad de proyectos agrícolas y ganaderos en la región de Vaca Muerta, mediante estudios de suelo realizados por las compañías. También anticipó una línea de trabajo para desarrollar proyectos de generación energética orientados a reducir emisiones de metano y aportar beneficios ambientales y operativos a la industria.
Por último, Figueroa destacó el rol de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) en distintos emprendimientos hidrocarburíferos. La empresa provincial forma parte del esquema con el que el Gobierno busca fortalecer la presencia estatal en el desarrollo de los recursos energéticos y consolidar una estrategia territorial que combine infraestructura, inversión y diversificación productiva.
La Comisión de Minería de la Cámara de Diputados avanzó con el proyecto que propone modificar el artículo 3° del Código de Minería para incorporar a las tierras raras como minerales de primera categoría.
El dictamen de mayoría reunió 19 firmas sobre 30 diputados presentes, tras la unificación de las iniciativas de Silvana Giudici (LLA) y Jorge Rizzotti (Provincias Unidas). Unión por la Patria presentó un dictamen de minoría con 11 firmas.
La presidenta de la Comisión, Fernanda Ávila (Elijo Catamarca), destacó que se alcanzó un consenso para eliminar la referencia al RIGI y concentrar el texto en la incorporación del concepto de tierras raras dentro del Código. La recategorización busca otorgar un marco regulatorio más claro para minerales considerados estratégicos por su importancia económica y por el riesgo asociado al suministro global.
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El Código de Minería establece que los minerales de primera categoría pertenecen de forma exclusiva al Estado, y que los yacimientos se otorgan mediante concesión legal independientemente de la propiedad del suelo. La propuesta apunta a que las tierras raras —lantánidos y elementos asociados como escandio e itrio— queden bajo este régimen, reforzando la capacidad del país para ordenar su explotación y su cadena de valor.
Durante el debate, legisladores de Unión por la Patria plantearon que la recategorización implica trasladar estos recursos al ámbito del orden público, lo que los convierte en un asunto de interés nacional. Señalaron que el objetivo de fondo es fortalecer el desarrollo productivo y asegurar que el país pueda capturar valor económico en la cadena de transformación de estos minerales críticos.
Desde La Libertad Avanza, Mercedes Llano sostuvo que la modificación representa una innovación legislativa indispensable para el siglo XXI, en un contexto donde las tierras raras se han convertido en la base de la seguridad energética, la defensa y la competitividad global. Subrayó que Argentina posee un potencial geológico significativo que requiere reglas claras para transformarse en desarrollo real.
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En la reunión también expuso Juan Biset, miembro del Grupo de Trabajo de Asuntos Mineros del CARI, quien destacó que la minería solo prospera cuando convergen tres factores: geología, aceptación social y reglas estables. Señaló que el país enfrenta una ventana de oportunidad geopolítica y que la legislación debe evitar elevar costos que desalienten la actividad.
El avance del dictamen abre un debate estratégico sobre la posición de Argentina en el mercado global de minerales críticos, en un momento donde la transición energética y la competencia tecnológica incrementan la demanda de tierras raras. El proyecto deberá ahora continuar su recorrido legislativo, con la expectativa de definir un marco normativo que permita aprovechar el potencial geológico del país bajo criterios de soberanía y previsibilidad.
El mercado energético global cerró la jornada con señales mixtas en el petróleo y una fuerte suba del gas europeo, en un contexto marcado por tensiones crecientes en Medio Oriente y ajustes en el régimen de sanciones a las exportaciones rusas. El Brent retrocedió mientras el WTI avanzó levemente, y el contrato TTF europeo alcanzó su valor más alto desde diciembre de 2022.
El barril de Brent para entrega en diciembre cayó 0,90% hasta 105,69 dólares, presionado por la incertidumbre geopolítica en el Golfo y la expectativa de mayor oferta rusa tras el levantamiento parcial de sanciones estadounidenses. En contraste, el West Texas Intermediate (WTI) para entrega en noviembre subió 0,43% hasta 94,14 dólares, reflejando una dinámica más ajustada en el mercado estadounidense y la sensibilidad del crudo ligero frente a riesgos de suministro.
La región del Golfo atraviesa una escalada de tensiones que vuelve a poner en foco la seguridad de las rutas petroleras. En los últimos días se multiplicaron los ataques iraníes contra petroleros, mientras los enfrentamientos entre los hutíes y Arabia Saudita se intensificaron. La coalición liderada por Riad bombardeó instalaciones en Yemen y los hutíes prometieron represalias contra infraestructura crítica, incluyendo activos de Aramco y el aeropuerto de Riad. Estos episodios elevan el riesgo operativo en una zona clave para el comercio mundial de crudo.
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En paralelo, la flexibilización de ciertas sanciones estadounidenses sobre las exportaciones de petróleo ruso contribuyó a moderar parte de la presión alcista sobre los precios internacionales. La expectativa de mayor disponibilidad de crudo ruso en el mercado global actuó como contrapeso frente a las tensiones en Medio Oriente.
El gas europeo, por su parte, volvió a mostrar una fuerte sensibilidad a los riesgos geopolíticos y a la incertidumbre sobre el abastecimiento para el invierno. El contrato TTF holandés —referencia para Europa— subió 2,91% hasta 86,80 euros por megavatio hora, su nivel más alto desde diciembre de 2022. La combinación de tensiones en el Golfo, volatilidad en los flujos de GNL y expectativas de demanda estacional impulsó la cotización.
La jornada dejó un panorama energético global marcado por la volatilidad y la influencia directa de los conflictos regionales sobre los precios de petróleo y gas. La evolución de los mercados dependerá de la estabilidad en Medio Oriente, la política de sanciones de Estados Unidos y la capacidad de Europa para asegurar suministros en un contexto de alta sensibilidad geopolítica.
El Gobierno nacional promulgó la Ley 27.828, una reforma estructural que reorganiza subsidios al gas, actualiza reglas del mercado eléctrico, redefine la composición de las facturas, extiende el régimen de promoción de energías renovables y deroga incentivos hidrocarburíferos previos. La medida fue oficializada mediante el Decreto 1161/2026 y marca el inicio de una nueva etapa regulatoria para hogares, empresas y provincias.
Uno de los cambios centrales se concentra en el Régimen de Zona Fría. La norma redefine los destinos del Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas y establece que la bonificación adicional se aplicará bajo el Régimen de Subsidios Focalizados. Los hogares deberán cumplir condiciones socioeconómicas y territoriales específicas, como ingresos familiares dentro de los parámetros establecidos, acreditación de vivienda en barrios populares, pensión vitalicia para veteranos de Malvinas o la presencia de un integrante con Certificado Único de Discapacidad. La ley mantiene un tratamiento diferencial para la Patagonia, Malargüe y la Puna, donde continúan los beneficios vigentes para usuarios residenciales y modalidades especiales de abastecimiento.
El esquema de financiamiento conserva un recargo de hasta el 7,5% sobre el precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte, con posibilidad de ajuste por parte del Poder Ejecutivo. El fondo tendrá vigencia hasta fines de 2031, lo que convierte su continuidad en un elemento clave para evaluar el alcance social de la reforma en regiones de alta demanda energética.
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En materia eléctrica, la ley incorpora un mecanismo para determinar diferencias entre los ingresos percibidos por distribuidoras y transportistas durante las emergencias tarifarias y los montos que les hubieran correspondido según sus contratos. Los créditos reconocidos podrán destinarse exclusivamente a cancelar deudas con CAMMESA, siempre que las empresas desistan de reclamos judiciales o administrativos. Para las transportistas, los créditos podrán compensar penalidades económicas por incumplimientos contractuales.
La reforma también actualiza la Ley 24.065 para precisar los componentes del costo de adquisición de energía que deben incorporarse a las tarifas de distribución. La factura deberá discriminar el precio spot, los contratos del MATER, el transporte en alta tensión y los servicios del sistema. Se prohíbe incluir tributos locales o cargos ajenos al servicio, salvo alumbrado público y conceptos previstos por marcos regulatorios provinciales o municipales. El objetivo es mejorar la transparencia y la comparabilidad entre prestadores.
En energías renovables, la ley extiende hasta 2045 el horizonte temporal del régimen de promoción previsto en la Ley 27.191. También habilita de manera excepcional la cesión de contratos de abastecimiento cuando la continuidad de proyectos dependa de esa transferencia, siempre bajo intervención de la autoridad competente.
En gas natural, la reforma de la Ley 24.076 establece que el precio de venta del gas incluirá los costos de adquisición surgidos de procesos competitivos, con traslado automático a tarifas según reglamentación del Poder Ejecutivo. El impacto final dependerá de los precios obtenidos en las contrataciones y de la estructura tarifaria vigente.
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En hidrocarburos, la ley deroga los regímenes de promoción establecidos por los decretos 277/2022 y 929/2013, así como artículos de la Ley 27.007. Sin embargo, preserva los derechos adquiridos por proyectos aprobados bajo esos esquemas, cuyos beneficios continuarán vigentes hasta que se verifique alguna causal de cese.
La reforma reúne cambios que afectan a hogares, empresas y provincias. Para los usuarios, el acceso a la bonificación de Zona Fría dependerá de la inscripción en subsidios focalizados y del cumplimiento de criterios socioeconómicos. Para las distribuidoras, la compensación de obligaciones con CAMMESA dependerá de la determinación de créditos y del desistimiento de reclamos. Para las provincias, el procedimiento abre una instancia de revisión de diferencias tarifarias que puede derivar en compensaciones o en obligaciones locales.
La ley ya está en vigencia y su impacto dependerá de la reglamentación, los procedimientos administrativos y la capacidad de transparentar los efectos sobre beneficiarios, facturas y cuentas públicas. Su implementación exigirá precisión técnica y claridad comunicacional para medir su alcance económico y social.
La República Argentina presentó el martes (13/10) ante el Tribunal Internacional de Derecho del Mar una solicitud de medidas provisionales contra el Reino Unido, con el objetivo de impedir la explotación de hidrocarburos en la Cuenca Malvinas Norte a través del denominado proyecto Sea Lion, informó el vocero presidencial Adrián Ravier.
“Esta presentación, realizada por indicación del presidente, Javier Milei, y ejecutada por la Secretaría de Legal y Técnica, Cancillería y el Ministerio de Economía, busca proteger los derechos soberanos de nuestro país sobre su plataforma continental y evitar que las actividades autorizadas unilateral e ilegalmente por el Reino Unido agraven la controversia”, añadió.
Ravier señaló en conferencia de prensa que la solicitud “se enmarca en el procedimiento arbitral que la Argentina inició contra el Reino Unido el 28 de septiembre, conforme al anexo 7 de la Convención de las Naciones Unidas sobre el derecho del mar”.
“Esta medida se fundamenta en lo dispuesto en el artículo 290 inciso 5 de la CONVEMAR, según el cual mientras se encuentre pendiente la constitución de un tribunal arbitral, cualquiera de las partes en la controversia podrá solicitar al tribunal que prescriba medidas provisionales para preservar los respectivos derechos de las partes en la controversia o para prevenir daños graves al medio marino y si la urgencia de la situación así lo requiere”, sostuvo Ravier.
Y resumió: “En concreto, nuestro país solicitó al tribunal cuatro medidas:
Que el Reino Unido impida el inicio o la continuación de la explotación de los recursos de hidrocarburos en la plataforma continental de la cuenca norte de Malvinas por parte del denominado proyecto Sea Lion.
Que el Reino Unido se abstenga de utilizar la información obtenida durante la exploración de los recursos naturales de las áreas marítimas en disputa en perjuicio de los derechos de la República Argentina.
Que el Reino Unido cese de impedir que la República Argentina cumpla con su obligación en virtud de los artículos 192 y 194 de la CONVEMAR, de proteger y preservar el medio marino de las áreas marítimas objeto de la controversia.
Que el Reino Unido se abstenga de adoptar cualquier otra medida que pueda agravar la controversia, en particular el otorgamiento de nuevos permisos para la explotación de los recursos de la plataforma continental en disputa.
Ravier sostuvo que “el Gobierno nacional reitera una vez más su compromiso con el diálogo, la diplomacia, el derecho internacional y el principio de resolución pacífica de controversias. Nuestro país continuará recurriendo a todas las herramientas e instancias que confiere el derecho internacional para defender su soberanía y los recursos naturales de todos los argentinos”.
“La República Argentina reafirma una vez más sus legítimos e imprescriptibles derechos de soberanía sobre las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur, y los espacios marítimos circundantes. Por historia y por derecho, las Malvinas son argentinas”, concluyó.
El gobierno argentino le había dado tiempo hasta el lunes a Londres para que frenara el proyecto de Sea Lion. Ahora hizo su presentación ante el tribunal en Hamburgo, Alemania.
Gobierno británico respalda las operaciones
Por su parte, el Reino Unido ratificó su respaldo al desarrollo de las exploraciones en Sea Lion y habilita su continuidad en medio de la disputa diplomática y jurídica por la explotación de hidrocarburos en la Cuenca Malvinas Norte.
El secretario de Asuntos Exteriores, Ed Miliband, sostuvo que el gobierno británico considera que los habitantes de las islas tienen derecho a desarrollar sus recursos naturales y que esa facultad forma parte de su posición sobre la autodeterminación.
Según estimaciones de empresas contratadas por el Reino Unido, el proyecto Sea Lion podría empezar a producir en 2027 y alcanzar una capacidad de hasta 180.000 barriles diarios.
La legislación de Protección de Intereses Comerciales (PTI) le permite al gobierno británico prohibir a las compañías y personas bajo jurisdicción del Reino Unido cumplir con leyes extranjeras que imponen sanciones o restricciones a quienes operan en Malvinas. La israelí Navitas y la británica Rockhopper, socias en Sea Lion, seguirán operando a pesar de las sanciones que procura la Casa Rosada.
El Gobierno Nacional, a través de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, puso a disposición los Tableros del Sistema de Mediciones de Petróleo y Gas. Allí se publican en forma diaria los principales datos de exportación de petróleo crudo y de importación y exportación de gas natural del país.
La información es suministrada por las empresas del sector en el marco de la Resolución SE 557/2022 (ex Res. 318/2010). Proviene de los cierres de los medidores en línea ubicados en los puntos de comercialización internacional y de los registros de carga de buques. Los datos se publican con un desfase de 48 horas, que corresponde a los tiempos de procesamiento.
Los tableros permiten consultar el volumen diario, el acumulado y el promedio de los últimos 30 días, y la comparación con el mes anterior. También muestran la evolución mensual y diaria por instalación y punto de salida.
Con esta herramienta es posible conocer en forma anticipada la evolución de las principales exportaciones de hidrocarburos en curso, sin esperar los cierres mensuales. En septiembre, las exportaciones de crudo alcanzaron 2,01 millones de m³, el mayor volumen mensual desde el inicio de la serie publicada. Esto equivale a un promedio de 67.000 m³ diarios, unos 421.000 barriles por día.
Se trata de información preliminar y de carácter operativo, que luego se consolida en los cierres mensuales de la Secretaría de Energía.
Los datos publicados no constituyen certificación fiscal, documentación aduanera, liquidación comercial, balance contable oficial ni validación regulatoria definitiva. Su uso se rige por la Política de Publicación y Utilización de Datos Operacionales de Petróleo y Gas, se indicó.
La Libertad Avanza quiere competir por las intendencias de Neuquén en 2027.
La Libertad Avanza realizará esta semana un encuentro con sus militantes y referentes territoriales en Neuquén capital, la ciudad que se entusiasman con volver a pintar de violeta en las elecciones del 2027. Tras lo que fue un triunfo holgado en las legislativas del año pasado, los libertarios ven tierra fértil para competirle al intendente Mariano Gaido, quien no podrá repetir y apostará a una figura de su gabinete para continuar su proyecto político.
La actividad, que titularon «Neuquén en libertad», se hará este viernes a las 19 en un salón de eventos cerca del río Limay y es coordinada por Andrés Ros, el principal armador en la ciudad.
En diálogo con EN/CLAVE, describió que el objetivo es «reunir a todos los voluntarios y referentes de La Libertad Avanza con la expectativa de lo que viene en 2027». «Más allá del ruido que hay sobre la convocatoria de la elección, nosotros estamos trabajando territorialmente desde el año pasado. No especulamos con la fecha», afirmó el dirigente sobre la posibilidad de que los comicios provinciales se adelanten al verano, una versión cada vez más extendida.
El partido de Javier Milei aún no anticipa con qué cuadros competirá, aunque ya hay algunos sobre la mesa. Uno es el del exdiputado nacional del PRO, David Schlereth, quien se afilió a LLA en el 2025 y cuenta con respaldo de la senadora y líder del espacio Nadia Márquez.
Schlereth, como ella, también es pastor evangélico y estuvo vinculado a la conducción del colegio AMEN (Asociación Mutualista Evangélica Neuquina) cuya comisión directiva integra la actual legisladora nacional.
Su nombre, sin embargo, es una opción entre otras que hoy incluyen al concejal Nicolás Montero y al diputado nacional Gastón Riesco, según pudo saber este medio.
Consultado sobre cómo se decidirá finalmente la candidatura, Ros aseguró que no lo adelantarán porque «primero está la idea, después los candidatos».
«Tenemos la intención de ir por la ciudad y de llevar las políticas de Milei y de La Libertad Avanza: bajar impuestos y tasas, dar mayores incentivos al sector privado y a los emprendedores que son los que generan valor y mueven la economía», afirmó.
Anticipó que esperan reunir a unos 300 militantes en el encuentro del viernes, del que participarán los representantes que LLA tiene en el Congreso, aunque sostuvo que el fuerte del espacio es el trabajo casa por casa. «Tenemos un referente por cada uno de los 39 barrios que tiene la capital», aseguró.
Críticas al plan de obra pública
El coordinador de La Libertad Avanza en Neuquén capital, Andrés Ros, cuestionó el plan de obra pública de la actual gestión y aseguró que «hay obras que no tienen ningún sentido» como la transformación de la Avenida Mosconi, emblema del intendente Mariano Gaido.
«Es un gasto gigantesco que ni siquiera va a generar una mejora sustancial en el tránsito y que no era prioritaria cuando hay necesidades reales en los barrios que ya se podrían haber resuelto», planteó.
«Hoy la ciudad está sitiada por la obra pública y el vecino tarda una hora en entrar a la capital desde Centenario o Cipolletti», criticó.
El plan de obra pública es uno de los bastiones de campaña del oficialismo que lidera Mariano Gaido y ya anticipó que el presupuesto del 2027 destinará el 50% del gasto a infraestructura.
Si bien aún no se lanzó la confirmación oficial, todo apunta a que la jefa de Gabinete de la municipalidad, María «Tana» Pasqualini, será la candidata de Primero Neuquén para continuar la gestión. Iría acompañada del propio Gaido, quien está dispuesto a ocupar el primer lugar de la lista de concejales para potenciar la boleta.
Potencia sin alianzas
El gobernador Rolando Figueroa no llevará un candidato propio que le pueda hacer competencia al alfil de Mariano Gaido en la capital, pero es posible que un desprendimiento de La Neuquinidad sí presente una lista alternativa.
Se trata de Arriba Neuquén, el PRO y Nuevo Compromiso Neuquino, el ala más «liberal» de la alianza de gobierno provincial, que no está de acuerdo con la gestión del actual intendente. Muchos de sus referentes participaron de los gobiernos del ya fallecido Horacio «Pechi» Quiroga y buscan presentar una opción que recupere esa tradición política.
Quien está muy activo en redes y se empieza a posicionar como un posible candidato de ese espacio el exdiputado nacional Leandro López.
El coordinador de LLA, Andrés Ros, no abonó una eventual alianza con el sector, pues consideró que el partido de Milei «tiene la potencia suficiente» para encarar la elección por sí mismo.
«La Libertad Avanza nació en julio de 2025, en octubre se presentó por primera vez en una elección y le ganamos por seis puntos a La Neuquinidad», destacó y detalló que el sello se impuso en 24 de los 25 circuitos electorales de Neuquén capital en las legislativas nacionales del año pasado.
«Ya pintamos la ciudad de violeta una vez y lo vamos a hacer de nuevo», se entusiasmó.
La Entidad Binacional Yacyretá (EBY) informó este martes que el caudal del Paraná que llega a la represa seguirá en aumento, según previsiones que abarcan hasta mañana. La central informó ayer la apertura de las compuertas del vertedero principal para atenuar los efectos del aumento de las descargas de las centrales aguas arriba y las precipitaciones registradas en gran parte de la cuenca, pero negó que esa sea la causa de las inundaciones aguas abajo.
Ubicada entre Ituzaingó (provincia de Corrientes, Argentina) y Ayolas (Paraguay), con 3.100 MW de potencia instalada y 20 turbinas, Yacyretá, construida por Argentina y Paraguay sobre el río Paraná, es la principal central hidroeléctrica del país. Ayer, como medida precautoria, el paso fronterizo Ituzaingó-Ayolas fue cerrado.
La EBY estima para este martes un caudal afluente de alrededor de 34.100 m³/s y para los próximos días, entre 35.000 y 39.000 m³/s. El promedio histórico de octubre es de 14.400 m³/s (serie 1971-2025). En lo que va del mes, los caudales vienen un 40% por encima de ese valor y en septiembre estuvieron un 37% arriba.
Entre este martes y miércoles se esperan lluvias de entre 20 y 50 milímetros en gran parte de la cuenca, sobre todo en la cuenca alta y en la del Iguazú, con acumulados locales de hasta 100 milímetros en el escenario más lluvioso, advierte la entidad.
En el puerto de Ituzaingó, la escala marcó 3,60 metros a las 11:30, por encima de la alerta de 3,50. La EBY prevé que hoy el nivel se ubique entre 3,50 y 4,80 metros y que en los próximos días llegue a 4,80-5 metros. En Ayolas, el nivel de alerta es de 4,20 metros y el nivel de inundabilidad de la ciudad es de 4,50 metros.
“La comunidad de Ayolas enfrenta, una vez más, una inundación por la crecida del río Paraná”, informó la EBY: hay 234 personas reubicadas en albergues transitorios y 22 familias trasladadas a viviendas de familiares o particulares.
“Esto es un fenómeno natural que recibimos”
Según el resumen operativo que la EBY publicó este lunes, el brazo principal vertía 5.700 m³/s y Aña Cuá, 8.500 m³/s y el nivel del embalse pasó de 82,75 a 82,77 metros sobre el nivel del mar.
Ronnie Ayala, jefe del Departamento Técnico de la Margen Derecha de la EBY, afirmó en un comunicado de la entidad que las inundaciones no pueden atribuirse a la apertura de las compuertas y que las maniobras buscan atenuar el impacto de la crecida. “Esto es un fenómeno natural que recibimos y se traslada aguas abajo de la presa. Suponiendo que no existía la usina, el fenómeno iba a causar el mismo efecto y tal vez de mayor impacto”, dijo.
Ayala explicó que, en la cuenca del Iguazú, de aporte directo al embalse, las lluvias quintuplicaron lo pronosticado y el caudal pasó de 1.500 a 9.000 m³/s, que sumados a los 19.000 m³/s de Itaipú llevan a Yacyretá unos 28.000 m³/s.
La programación diaria de la administradora del mercado mayorista eléctrico, Cammesa para este martes prevé que Yacyretá genere 2.583 MW en la mayor parte de las horas, de los cuales 2.503 MW van al sistema argentino y 80 MW al paraguayo.
Salto Grande, central hidroeléctrica binacional compartida entre Argentina y Uruguay sobre el río Uruguay, aguas arriba de las ciudades de Concordia (Entre Ríos, Argentina) y Salto (Uruguay), tiene programados 1.124 MW, repartidos en partes iguales entre Argentina y Uruguay. Esa represa también opera con el vertedero abierto, según informa hoy en su comunicado diario, y prevé que el río no supere los 11,30 metros en Concordia.
Gran crecida reduce el salto neto entre el embalse y el río
Como había informado EconoJournal a partir de comunicados de la EBY de las últimas semanas, en centrales de llanura como Yacyretá las grandes crecidas elevan el nivel del río aguas abajo. Eso reduce el salto neto, es decir, la diferencia de altura entre el embalse y el río. El resultado es que cada metro cúbico que atraviesa la central genera menos energía que en condiciones normales.
“En caso de producirse debido al fenómeno ‘Súper Niño’ un crecimiento sustancial en el caudal de ingreso a la Central —había señalado la entidad—, este fenómeno no representaría directamente un incremento proporcional de la generación”.
A fines de septiembre, Cammesa, había anticipado el escenario en una jornada técnica sobre los riesgos de un El Niño intenso para la seguridad de abastecimiento del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). El encuentro se realizó el 30 de septiembre y se analizaron las proyecciones climáticas y sus posibles impactos sobre las cuencas hidroeléctricas, la generación y el transporte.
La agenda incluyó meteorología, hidrología de las cuencas del Plata y del Comahue, planes de emergencia para la generación térmica y nuclear y la confiabilidad de la red de transporte. Por Yacyretá expusieron María Alejandra Cristanchi y Matías Olexen. También participaron especialistas de Salto Grande, la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas (AIC), Transener, la Universidad Nacional del Litoral y la empresa eléctrica uruguaya UTE. Lo que fue un análisis de riesgo empezó a verificarseesta semana en Yacyretá.
En un contexto de crecimiento del sector energético, el Argentina Oil & Gas Tech Forum, organizado por la Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana (AHK Argentina), reunirá el 4 de octubre a referentes de la industria para intercambiar experiencias y analizar soluciones tecnológicas que acompañen el desarrollo del petróleo y el gas.
La propuesta reunirá a referentes de la industria para abordar distintas etapas de la cadena de valor, desde el transporte y el procesamiento de hidrocarburos hasta la automatización y la seguridad de las operaciones. La agenda contempla, además, el análisis de tecnologías para ductos y manejo de fluidos, procesamiento de gas, proyectos de gas natural licuado (GNL) y líquidos del gas natural (NGL).
Entre los ejes del encuentro se encuentran las necesidades de infraestructura para acompañar el crecimiento de la producción y las soluciones tecnológicas aplicadas a los procesos industriales. La agenda incluye espacios dedicados a los requerimientos de agua, energía, almacenamiento e infraestructura digital, así como al financiamiento y la inversión necesarios para el desarrollo de nuevos proyectos.
Participarán representantes de compañías como Siemens Energy, TGS, Oldelval, VMOS, Einsted y GME Global, entre otras.
En este escenario, la experiencia de las empresas alemanas en ingeniería y tecnología industrial ofrece oportunidades para compartir conocimientos y explorar ámbitos de colaboración con compañías argentinas, en busca de soluciones que contribuyan a la eficiencia y la competitividad de la industria.
Emanuel Frank, del área de Comercio Exterior de la AHK Argentina, sostuvo que “la energía es fundamental para el desarrollo económico de la Argentina, tanto por su capacidad de generar divisas como por el impacto que puede tener en la competitividad de otros sectores productivos. El desafío es acompañar el crecimiento de la industria con infraestructura, innovación y tecnología, y generar espacios donde las empresas puedan intercambiar experiencias e identificar oportunidades de cooperación”, señaló.
El Argentina Oil & Gas Tech Forum forma parte de las iniciativas de la AHK Argentina para fortalecer los vínculos entre empresas de ambos países y promover el intercambio tecnológico en sectores estratégicos de la economía.
Acerca de la Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana
La Cámara de Industria y Comercio Argentino Alemana tiene 110 años de presencia en el paía como agentes activos en la construcción de relaciones estratégicas que unen empresas argentinas y alemanas. Cuenta con una plataforma de contactos de más de 300 asociados, articulando una red de oportunidades comerciales y profesionales que posibilita el intercambio de experiencias, conocimientos, y el desarrollo de negocios conjuntos.
El gobierno nacional promulgó la Ley 27.828 que establece, entre otros temas específicos, un nuevo régimen para la aplicación de descuentos en las facturas por los consumos de gas a nivel residencial en Zona Fría, modificando además el alcance geográfico de dicha calificación, reduciendo así el número de usuarios alcanzados por el beneficio.
La Administración de Javier Milei consiguió del Senado en julio último la aprobación de una nueva ley que reforma el régimen de Zona Fría vigente desde el año 2021.
Ahora, se retrotrae el alcance a las zonas dispuestas en el año 2002, por lo que conservarán el descuento porcentual los usuarios de la Patagonia, de Malargüe (Mendoza) y de la Puna.
No obstante, para tales usuarios el descuento (del 50 por ciento) sólo se aplicará sobre el costo del gas (PIST) y ya no sobre la factura en todos sus componentes (por caso tarifas por transporte y distribución) ni impuestos.
El gobierno consiguió en julio la aprobación de la denominada Ley de Medidas Energéticas, por 38 votos positivos contra 8 negativos. Poco antes de la votación, la bancada peronista abandonó el recinto pero no logró reducir hasta impedir el quorum necesario para sesionar.
Entonces, los distritos incorporados mediante la ampliación del régimen en el 2021 —por un proyecto del entonces diputado Máximo Kirchner— quedarán excluidos del subsidio (del 30 por ciento). Se trata de zonas geográficas de las provincias de Buenos Aires, Córdoba, Mendoza, San Luis, y Santa Fe, que el gobierno nacional considera templadas y no frías, pese a las bajas temperaturas que registran en los meses de invierno.
No obstante, la nueva Ley considera también para estas zonas la situación de los usuarios que apliquen a los beneficios del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). Para los usuarios que mantengan el subsidio por estar incluidos en el SEF, el incremento en sus facturas será menor.
Creado por el Decreto 943/2025, el esquema de SEF unifica los subsidios energéticos de jurisdicción nacional y cubren parcialmente los consumos de electricidad, gas natural, gas propano por redes y garrafas de GLP de 10 kilos para hogares vulnerables.
El régimen excluye a los hogares cuyos integrantes registren ingresos netos superiores a tres Canastas Básicas Totales, y la Secretaría de Energía puede considerar indicadores patrimoniales para presumir capacidad de pago.
Habrá entonces una fuerte reducción del número de usuarios comprendidos por el subsidio parcial en el consumo del gas. Se estima que son al menos 2 millones los que registrarán una fuerte suba en sus facturas.
Y también un incremento en facturas (según niveles de consumo) para quienes conserven el beneficio, ahora sólo aplicado al costo del gas. Serían alrededor de 1,2 millón de usuarios.
El gobierno impulsó este cambio de régimen argumentando que el esquema ahora derogado dejó de ser sustentable (se cubre con una tasa de 7,5 % en el gas PIST que paga el resto de los usuarios) después de la ampliación territorial de 2021. Economía planteó que el financiamiento del régimen ya no alcanzaba para cubrir el costo del subsidio y que eso implicaba sumar aportes del Tesoro.
Ahora, se mantiene el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas financiado con un recargo de hasta el 7,5 % sobre el precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) y su vigencia se extiende hasta el 31 de diciembre de 2031.
En cuanto a las tarifas de gas, se establece el traslado automático del costo de adquisición del gas a dichas tarifas, conforme a la reglamentación.
Electricidad
La nueva Ley también aplica para las deudas que mantienen las distribuidoras de electricidad con CAMMESA. Se habilitan compensaciones para cancelar tales obligaciones, bajo determinadas condiciones.
Así las cosas, con esta sanción se les condona a Edenor y Edesur una deuda millonaria por la electricidad con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico del orden de los U$S 2 mil millones, en tanto renuncien a sus reclamos ante el CIADI por la aplicación de la emergencia energética (y freno tarifario) dispuesta por gobiernos anteriores.
Además, se establece que en las facturas de electricidad se deberán discriminar los costos de compra de energía, transporte y servicios del sistema, con límites para la aplicación de cargos ajenos al servicio.
Los distintos conceptos se discriminarán en la factura al usuario, la que no podrá incluir tributos de orden local o cargos ajenos a los bienes y servicios facturados, sin perjuicio del alumbrado público y de aquellos conceptos inherentes al servicio público de distribución eléctrica previstos por las jurisdicciones provinciales o municipales conforme a sus respectivos marcos regulatorios y normas locales aplicables.
En el caso de tarifas de distribuidores, el precio de venta de la electricidad a los usuarios incluirá un término representativo de los costos de adquisición de la electricidad en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
En el costo de adquisición de la electricidad en el MEM se considerará: i) el precio de las compras del distribuidor en el mercado spot y el promedio ponderado de las efectuadas mediante contratos del Mercado a Término en procesos competitivos conforme la reglamentación a dictar por el Poder Ejecutivo nacional sobre las condiciones de contratación; ii) el costo del transporte en alta tensión; y iii) los servicios del sistema administrados por el Organismo Encargado del Despacho (OED).
Energías Renovables
Un capítulo específico de la nueva Ley se refiere al régimen actual de estabilidad fiscal para los proyectos de Energías Renovables: se prorroga hasta 2045 el plazo previsto en la Ley 27.191 y se habilitan cesiones excepcionales de contratos.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía podrá autorizar la cesión a terceros de los contratos de abastecimiento celebrados conforme las disposiciones de la ley 27.191 y su reglamentación, con carácter de excepción, y sujeto a la acreditación fehaciente de que la efectiva finalización de los proyectos de inversión en curso de ejecución dependa de la referida cesión contractual.
Hidrocarburos
Se derogan dos regímenes de promoción, aunque se preservan determinados derechos adquiridos.
Se deroga el decreto 929/2013 y los artículos 19 al 22 de la ley 27.007, sin perjuicio de los derechos adquiridos por los titulares de los proyectos de inversión oportunamente aprobados en el marco del “Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, cuyos beneficios continuarán resultando aplicables hasta tanto se verifique alguna de las causales de cese previstas en el citado decreto 929/13.
La Ley 27.007 (sancionada en 2014) modificó la histórica Ley de Hidrocarburos 17.319 para promover las inversiones en la exploración y explotación de hidrocarburos convencionales, no convencionales y costa afuera en Argentina.
Los votos negociados
Para garantizarse los votos necesarios en la Cámara alta, el Gobierno (Caputo-Santilli) negoció en agosto un acuerdo paralelo con gobernadores del norte del país -Salta, Chaco, Corrientes y Jujuy- a quienes concedieron la ampliación de los subsidios a la electricidad para las zonas cálidas y muy cálidas durante los meses de mayor temperatura, que era un reclamo reiterado.
Según el acuerdo alcanzado, el subsidio para la Zona Muy Cálida subiría de 300 a 550 kWh mes, y el de la Zona Cálida, de 150 a 300 kWh, entre noviembre y abril. Ahora resta su oficialización.
NUEVOSUR presentará en la AOG Patagonia a su equipo técnico local y participará de una conferencia junto con Schneider Electric.
NUEVOSUR Soluciones Eléctricas participará de la AOG Patagonia 2026 con el foco puesto en el desarrollo de infraestructura y soluciones tecnológicas para la industria energética en la Cuenca Neuquina. La empresa cuenta actualmente con un centro de distribución operativo en Neuquén y prepara la apertura de nuevas oficinas comerciales en la provincia.
La expansión de NUEVOSUR se produce en el contexto de crecimiento de la actividad vinculada con Vaca Muerta, que demanda nuevas capacidades de infraestructura eléctrica, automatización y eficiencia energética para acompañar el desarrollo de proyectos de Oil & Gas.
Durante la AOG, la compañía presentará a su equipo técnico local y participará de una conferencia junto con Schneider Electric denominada “La revolución del software: El futuro de la automatización industrial con EcoStruxure Automation”.
La presentación estará a cargo de Omar Manzur, Sales Specialist Industrial Automation de Schneider Electric, y se realizará el miércoles 21 de octubre, de 17:30 a 18:00, en la Sala Lanín 2.
Automatización y convergencia IT/OT, ejes de la conferencia de NUEVOSUR en la AOG
La conferencia de NUEVOSUR junto con Schneider Electric abordará el rol del software abierto en los procesos de automatización industrial.
La conferencia abordará el rol del software abierto en los procesos de automatización industrial y su impacto sobre la integración entre las tecnologías de información (IT) y las tecnologías operativas (OT).
Uno de los ejes de la exposición será el estándar IEC 61499, orientado al desarrollo de sistemas de automatización distribuida. Desde la perspectiva de las compañías participantes, su aplicación puede contribuir a mejorar la flexibilidad, escalabilidad y eficiencia de las operaciones industriales, particularmente en sectores como Oil & Gas.
La convergencia IT/OT constituye uno de los desafíos tecnológicos que atraviesa la modernización de las operaciones energéticas, en un escenario en el que la incorporación de datos, software y sistemas de control adquiere un peso creciente en la gestión de los activos industriales.
Además de la conferencia, el equipo técnico de NUEVOSUR tendrá un espacio en el Hall 5, Stand O-12 que compartirá con representantes de Schneider Electric, Scame, Lightera, Signify y Phoenix Contact. El objetivo será presentar soluciones vinculadas con infraestructura eléctrica, automatización y eficiencia energética aplicables a proyectos industriales, según precisaron desde la compañía.
Impronta IT sumó a su sofware insignia -UFO-, el modelo de inteligencia artificial de Arthropic, Claude.
La Inteligencia Artificial modificó los escenarios productivos. Hoy, pensar cualquier desarrollo implica la posibilidad de acelerar procesos, disminuir fallos y mejorar resultados en tiempo récord. Vaca Muerta no escapa a esta realidad. Por el contrario, es cuna de innovación.
Seis años atrás, Impronta IT creaba UFO –Unconventional Field Optimizer– un software que aplicaba técnicas de optimización combinatoria -utilizadas en principio para distribuir censistas en el territorio bonaerense- al negocio petrolero a través del diseño de algoritmos capaces de ubicar automáticamente locaciones y pozos horizontales en Vaca Muerta.
Ahora,la compañía anunció la integración del modelo de inteligencia artificialde Anthropic –Claude– a su software insignia para que el diseño de un desarrollo no convencional completo —pozos, plantas, ductos y caminos— se resuelva conversando en lenguaje natural con una IA.
«Lo que buscábamos en 2020 era que los ingenieros de facilities trabajaran coordinados con los de reservorio, para que el plan de desarrollo fuera coherente entre el subsuelo y la superficie. Ese problema no cambió, pero ahora tenemos una herramienta que lo puede resolver conversando, no solo calculando», explica Fernando Aliaga, presidente de Impronta IT.
Sin embargo, reducir el aporte de Claude a una interfaz conversacional no sería exacto. En efecto, Aliaga aclara: «No solo que se puede pedir en lenguaje natural lo que antes había que programar. Claude tiene capacidad real de análisis y razonamiento”.
Además, este aporte es utilizado “puertas adentro para que el conocimiento se distribuya entre distintos equipos de trabajo —geólogos, ingenieros de reservorio y facilities, mantenimiento e integridad, medio ambiente— en vez de quedar encapsulado en la cabeza de la persona que programó cada algoritmo. Aprendemos junto con la herramienta, no solo la usamos«, precisa.
IAy un enfoque «a la carta»para cada problema en particular
Esa lógica de conocimiento transversal también cambió la forma en que UFO resuelve cada problema en particular. En vez de un único método aplicado a todo, la firma describe un enfoque «a la carta»: cada etapa del desarrollo recurre al algoritmo más adecuado para esa pregunta específica, y la lista se fue ampliando en los últimos meses:
Dijkstra con impedancia (caminos de menor costo) para el trazado de ductos y caminos, ponderando geología, pendiente y áreas sensibles
MST (árbol de expansión mínima) como línea de base para medir cuánto mejora un trazado optimizado frente al trayecto euclidiano más simple
Programación lineal entera para la ubicación óptima de PADs y pozos horizontales
Búsqueda heurística combinada con programación dinámica para empaquetar el layout completo de locaciones sobre el yacimiento
Clustering geográfico con restricción de capacidad para asignar pozos a plantas sin saturar ninguna
Ecuaciones de flujo bifásico (Beggs-Brill) para el dimensionamiento de diámetros de cañería
Curvas de declinación hiperbólica (Arps) para modelar la producción esperada de cada pozo.
Se han probado en laboratorio múltiples bloques de Vaca Muerta. El último caso de prueba es un bloque de estudio de 402 km², sobre el que el sistema ubicó automáticamente 159 locaciones y 954 pozos horizontales para drenar el 95% del acreage, y luego resolvió la infraestructura de superficie asociada: 6 plantas, 80 kilómetros de nuevos caminos y 155 kilómetros de picadas de ductos, con un modelo que redujo costos e impacto ambiental.
«La distancia entre ‘dónde conviene perforar’ y ‘qué caño hay que pedir’ se está acortando», agrega Aliaga, en referencia a que el mismo sistema ya empezó a incursionar en preguntas de definición más fina, como el diámetro de cañería según la velocidad de diseño del fluido o el movimiento de suelo necesario en cada locación — sin llegar todavía a reemplazar la ingeniería de detalle tradicional.
Impronta IT : Cómo integra IA a los proyectos de sus clientes
Impronta IT, la compañía que hoy emplea a un plantel de más de 80 informáticos, ingenieros, geógrafos y matemáticos entre Buenos Aires y Neuquén, trabaja con arquitectura montada sobre ArcGIS —la plataforma de Esri que ya utilizan la mayoría de las operadoras de Vaca Muerta— e integra la IA bajo un esquema en el que cada compañía usa su propia cuenta de Anthropic, evitando que los datos de un cliente se mezclen con los de otro.
El próximo tramo de desarrollo, según adelantó la compañía, apunta a conectar a UFO+Claude con otros repositorios de datos que las petroleras ya tienen instalados —como Petrel, OpenWorks, SAP y GIS— para que la herramienta funcione de manera nativamente corporativa y multiusuario, en lugar de depender de flujos manuales de exportación e importación entre sistemas.
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En paralelo, Impronta está refinando su arquitectura para reforzar la escalabilidad y seguridad, un capítulo que la empresa reconoce como ineludible a medida que UFO deja de ser una herramienta de un puesto de trabajo individual para convertirse en un ecosistema de varias disciplinas que van a operar sobre datos sensibles del negocio con un ciclo de vida de años.
Para 2026, con la industria de Vaca Muerta apoyándose y fortaleciendo el RIGI y varias operadoras evaluando planes de desarrollo masivo a varios años, Impronta IT apuesta a que la combinación de optimización espacial e IA conversacional se vuelva una pieza valiosa dentro del stack tecnológico de las compañías petroleras.
Los precios del petróleo experimentaron un aumento significativo tras los recientes ataques perpetrados por los hutíes en Arabia Saudita, generando inquietud sobre posibles daños en la infraestructura energética de la región del Golfo.
El barril de Brent para diciembre incrementó un 1,84% hasta ubicarse en 106,65 dólares, mientras que el West Texas Intermediate para noviembre subió un 2,06% alcanzando los 93,74 dólares.
Los ataques, realizados por los hutíes proiraníes desde Yemen, alcanzaron niveles inéditos, con explosiones en Riad que provocaron la muerte de 13 personas. Además, se emitieron alertas a la población para que se refugiaran ante la amenaza inminente.
Yanbu, un complejo portuario estratégico y punto de llegada del oleoducto Este-Oeste, es especialmente vulnerable a estos ataques. Este lugar es fundamental para el proceso de refinación del petróleo en Arabia Saudita, lo que incrementa la preocupación por el impacto en la producción y el suministro.
ATAQUE EN ARABIA SAUDÍ: MISILES IMPACTARON EN EL AEROPUERTO DE RIAD
Un ataque atribuido a los hutíes de Yemen habría impactado en el aeropuerto internacional Rey Jalid, en la capital saudí, dejando un saldo de 12 muertos y más de 300 heridos, según la información difundida.
La ofensiva se produce en medio de una escalada de violencia en la región del Golfo Pérsico. Además, se trataría del tercer ataque de la semana contra instalaciones aeroportuarias de Arabia Saudí.
Tras el episodio, los insurgentes advirtieron sobre la vulnerabilidad de los aeropuertos y del espacio aéreo del país, mientras las autoridades saudíes mantienen la alerta ante el avance del conflicto.
En paralelo, el estrecho de Ormuz, un escenario recurrente de tensión entre Estados Unidos e Irán, fue testigo de tres ataques a buques, según informó la agencia británica de seguridad marítima UKMTO, complicando aún más el panorama en una de las rutas marítimas más importantes para el transporte de hidrocarburos.
Por otro lado, el expresidente Donald Trump generó confusión en el mercado al anunciar un “cese del fuego energético” entre Ucrania y Rusia, sin que se hayan concretado acuerdos efectivos. Asimismo, anunció negociaciones para la entrega de diésel ruso, aunque expertos ponen en duda la viabilidad de esta iniciativa.
El ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, destacó el impacto productivo y laboral que tendrá la nueva campaña de perforación anunciada para los yacimientos Koluel Kayke y Piedra Clavada, donde Crown Point Energía avanzará con tres nuevos pozos como parte de su programa de inversiones en la provincia.
La iniciativa contempla una inversión superior a los 7,2 millones de dólares y será ejecutada con el equipo SAI 383. Las perforaciones de entre 2400 a 2600 m. de profundidad, estarán dirigidas a distintas formaciones geológicas, entre ellas Mina El Carmen, Caleta Olivia y D-129, e incluyen un pozo exploratorio destinado a obtener mayor información sobre el potencial productivo de esta última formación.
Álvarez explicó que las estimaciones iniciales prevén una producción cercana a los 30 metros cúbicos diarios de petróleo por cada pozo. “Las tres perforaciones seguramente van a rondar, en conjunto, los 90 metros cúbicos de producción aproximada de petróleo por día”, precisó.
En ese sentido, remarcó que el impacto de la campaña debe analizarse tanto desde el incremento de la producción como desde la recuperación de puestos laborales y la generación de mayor actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.
El titular de la cartera energética provincial estimó que la puesta en funcionamiento del equipo y los servicios vinculados a la campaña demandarán entre 85 y 90 trabajadores de manera directa e indirecta.
Uno de los tres pozos previstos tendrá carácter exploratorio y estará orientado a profundizar el conocimiento sobre la formación D-129. Para Álvarez, la información que pueda obtenerse será determinante para evaluar nuevas posibilidades de desarrollo en el norte santacruceño.
“El mayor conocimiento de la roca madre D-129 es fundamental. En estos casos son pozos verticales, pero permiten marcar la potencialidad que tiene el flanco norte para perforaciones no convencionales que posibiliten un desarrollo de hidrocarburos, fundamentalmente petróleo no convencional”, explicó.
De esta manera, la campaña no solo apunta a sumar producción inmediata, sino también a generar información geológica que permita proyectar futuras inversiones y ampliar las reservas hidrocarburíferas de Santa Cruz.
Al referirse al escenario actual de la actividad petrolera, Álvarez destacó la nueva configuración del flanco norte a partir de la incorporación de operadoras en áreas anteriormente administradas por YPF, junto con compañías que ya desarrollaban actividad en la región: “El flanco norte de la provincia de Santa Cruz se encuentra con nuevas operadoras que se hicieron cargo de las áreas que eran de YPF, sumadas a otras que ya se encuentran se encontraban presentes, como Panamerican Energy, CGC, Crown Point y ALPA”.
“Lo más importante es que todas las empresas inviertan en el desarrollo de hidrocarburos convencionales maduros. Esto va a requerir la puesta en funcionamiento de pozos que se encuentran inactivos, mucho trabajo de pulling y workover y también la incorporación de nuevos pozos, como está haciendo en este momento Crown Point”, detalló.
Sin embargo, el ministro sostuvo que la estrategia energética de la provincia debe contemplar paralelamente el desarrollo de nuevas alternativas productivas. En particular, mencionó las formaciones D-100, D-129 y neocomiano como objetivos que podrían abrir una nueva etapa para la actividad hidrocarburífera santacruceña.
El gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, participó de la inauguración oficial del Parque Solar San Juan Sur, el desarrollo fotovoltaico de mayor potencia actualmente operativo en la provincia. Ubicado en el departamento Sarmiento, el nuevo complejo incorpora 129 MW de energía renovable a la matriz energética sanjuanina.
La inauguración contó con la participación del presidente de Genneia, Jorge Brito; el CEO de la compañía, Bernardo Andrews; el intendente de Sarmiento, Alfredo Castro; autoridades nacionales y provinciales y referentes del sector energético.
El proyecto demandó una inversión de US$ 110 millones y se extiende sobre una superficie de 500 hectáreas, donde fueron instalados 250.000 paneles bifaciales de alta eficiencia. La energía generada será comercializada a grandes usuarios industriales a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
San Juan sigue creciendo con energía limpia
La inauguración del Parque Solar San Juan Sur, en Sarmiento, representa el desarrollo de una matriz energética más diversificada y sustentable.
Más energía, más desarrollo y una mirada puesta en el futuro de San Juan. https://t.co/1x9aqSMYXd
Con esta nueva incorporación, San Juan alcanza los 24 parques solares, fortaleciendo una matriz energética basada cada vez más en fuentes renovables y acompañando las necesidades de sectores productivos estratégicos.
Durante el acto, Orrego destacó el valor de la inversión privada y el trabajo articulado con el Estado para impulsar proyectos de gran escala en la provincia.
“La inauguración de este nuevo parque es el resultado de una visión compartida entre el sector público y privado para impulsar el crecimiento de nuestra provincia. Que una empresa líder como Genneia continúe invirtiendo y ampliando su presencia en San Juan es una clara señal de confianza en nuestro potencial productivo y en las condiciones que ofrecemos para el desarrollo de proyectos de gran escala”, sostuvo el gobernador.
El Parque Solar San Juan Sur permitirá generar energía limpia equivalente al consumo de aproximadamente 90.000 hogares y evitará la emisión de cerca de 160.000 toneladas de dióxido de carbono por año. Durante su etapa de construcción, además, alcanzó un pico de alrededor de 300 puestos de trabajo.
Genneia amplía su presencia en San Juan
El nuevo parque constituye el cuarto desarrollo fotovoltaico de Genneia en suelo sanjuanino, sumándose a Ullum I, II y III, Sierras de Ullum y Tocota III. Con esta incorporación, la empresa eleva a 350 MW su potencia operativa en la provincia, consolidando su presencia en la región de Cuyo y su rol como proveedor estratégico para la industria y la minería.
Durante la inauguración, Jorge Brito señaló que la puesta en marcha del parque reafirma el compromiso de la compañía con el crecimiento del sector energético argentino y destacó que Genneia alcanza los 350 MW en San Juan, acompañando el desarrollo de la minería y de otros sectores productivos con generación eólica y solar.
Con la inauguración del Parque Solar San Juan Sur, Genneia alcanza además 800 MW de capacidad solar total en la región de Cuyo y consolida su presencia en la generación fotovoltaica a nivel nacional. La compañía cuenta actualmente con siete parques solares en operación y una capacidad total de energía renovable superior a 1.785 MW.
El Gobierno nacional presentó ante bancos, fondos de inversión, constructoras y otros actores del sector privado los detalles de la licitación de AMBA I, el primer proyecto del nuevo Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico. La iniciativa apunta a reforzar la red de transmisión en el Área Metropolitana de Buenos Aires y requiere una inversión estimada en US$800 millones.
En el marco del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, se realizó la Conferencia “La Reconstrucción del Sistema Argentino de Transmisión Eléctrica”, en la que participaron el viceministro de Economía de la Nación, José Luis Daza; el Secretario Coordinador de Energía y Minería, Daniel González; la Secretaria de Energía, María Tettamanti, el subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, además de otros representantes del sector público, autoridades del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), embajadores e inversores nacionales e internacionales.
La apertura estuvo a cargo del viceministro de Economía, quien destacó las transformaciones que está viviendo el país en materia económica. Señaló que en las reuniones del G20 la Argentina es mencionada como un modelo, al ser el único país con superávit fiscal y externo, también energético, y el único en el que la deuda como porcentaje del producto está bajando. En ese sentido, remarcó que el programa de estabilización está avanzando tan bien, o mejor, de lo que se esperaba.
Durante la jornada, los funcionarios nacionales y los equipos técnicos expusieron frente a inversores, CEOs de empresas y embajadores los detalles técnicos, financieros, legales y regulatorios de la licitación de AMBA I, abriendo un espacio de diálogo con los actores del sector privado.
Esta obra constituye un hito fundamental en la política de infraestructura nacional orientada a garantizar la seguridad, confiabilidad y calidad del abastecimiento eléctrico en el Área Metropolitana de Buenos Aires y en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) en general.
Daniel González explicó que las obras necesarias para transformar, actualizar y modernizar el sector de transmisión eléctrica ya estaban identificadas, y que la decisión fue que el Estado no las lleve adelante en forma directa. Por eso, indicó, se generó un mecanismo de concesión de obra, a través del cual el sector privado será quien invierta.
Por su parte, Damián Sanfilippo, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, explicó que el Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico es un plan federal, con líneas y obras en varias regiones del país, y que existe consenso de mercado sobre cuáles son las obras prioritarias para el desarrollo del transporte eléctrico. Detalló que AMBA I contempla obras en distintas líneas de tensión —500, 220 y 132 kV—, un total de 270 kilómetros de línea, la incorporación de 2.160 MVA de potencia, un valor aproximado de USD 800 millones y un plan de inversión estimado en 52 meses para las dos etapas.
El proyecto de AMBA I, además, cuenta con condiciones que fortalecen su financiamiento y previsibilidad: contempla el respaldo de una garantía del BID, que se encuentra actualmente en proceso de aprobación, y habilita al adjudicatario a solicitar su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), lo que permite reducir riesgos, atraer inversión privada y asegurar reglas claras de largo plazo.
En este sentido, Viviana Alva Hart, representante del Grupo BID en Argentina, destacó que para el organismo es muy importante acompañar al Gobierno en esta iniciativa, combinando instrumentos financieros con conocimiento técnico. Explicó que el BID está trabajando junto al Gobierno en la estructuración de una propuesta de garantía, sujeta a la aprobación de su Directorio Ejecutivo, que, de aprobarse, contribuiría a mitigar determinados riesgos y a facilitar la movilización de inversión privada. Asimismo, señaló que el Banco viene aportando conocimiento y asistencia técnica en aspectos vinculados al proceso de licitación y al diseño contractual.
AMBA I es la primera de 16 iniciativas estratégicas del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico —que contempla inversiones por más de USD 6.600 millones y la incorporación de 5.610 km de líneas de 500 kV en todo el país— y marca un avance en el proceso de normalización del sector energético argentino, reemplazando años de desinversión por reglas de mercado claras y capital privado genuino.
La convocatoria reunió en un mismo encuentro a bancos, fondos de inversión, constructoras, estudios de abogados y embajadores de países con fuerte presencia inversora en la región, reflejando el interés que despierta en el mercado financiero internacional el Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico. Con la finalización de esta etapa de presentación a inversores, el cronograma de la licitación de AMBA I continúa su curso según lo previsto, con la publicación de los pliegos y la apertura del proceso de evaluación de ofertas en las próximas semanas.
AMBA I es la primera de las 16 iniciativas estratégicas del plan, y el Gobierno Nacional ya anticipó que repetirá este formato de roadshow con los principales actores financieros y empresariales del sector para cada una de las próximas licitaciones, consolidando una agenda sostenida de convocatoria a la inversión privada en infraestructura eléctrica.
El Ministerio de Economía aprobó la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto “UT RIGI Los Toldos”, una iniciativa conjunta de Tecpetrol y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) que prevé una inversión total de US$6.432 millones para desarrollar el área hidrocarburífera Los Toldos II Este, en el norte de la Cuenca Neuquina.
La medida quedó formalizada mediante la Resolución 1771/2026, firmada por el ministro Luis Caputo y publicada en el Boletín Oficial.
El proyecto fue calificado como Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo (PEELP) dentro del sector de petróleo y gas, lo que habilita beneficios tributarios, aduaneros y cambiarios previstos en la ley 27.742. La adhesión al régimen quedó fijada con fecha 9 de septiembre de 2026.
La iniciativa se localiza en el departamento Pehuenches, en la zona conocida como Engolfamiento o Bajo de Añelo, sobre una superficie de 78 km². El plan contempla la perforación y puesta en producción de 380 pozos horizontales, además del tratamiento, almacenamiento, transporte y exportación de los hidrocarburos extraídos.
Entre las obras principales se incluye la construcción de una Planta Central de Tratamiento con capacidad para procesar 70.000 barriles diarios de petróleo y 3,6 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, además de un oleoducto, un gasoducto, infraestructura de agua, energía, caminos y campamentos.
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El desarrollo se ejecutará en tres etapas. La primera, hasta febrero de 2027, demandará US$1.635 millones e incluye la construcción de la planta, los ductos y los primeros 16 pozos. La segunda, entre marzo de 2027 y junio de 2029, prevé US$1.268 millones para ampliar la planta y perforar otros 91 pozos.
La tercera etapa, que se extenderá hasta 2054, requerirá US$3.529 millones para completar los 273 pozos restantes. La empresa se comprometió a invertir US$1.760 millones durante los dos primeros años, superando el piso exigido por el régimen.
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El proyecto fue evaluado por múltiples organismos antes de su aprobación. Intervinieron el Banco Central, la Procuración del Tesoro, la Autoridad Nacional de la Competencia y la Cancillería, que verificó el cumplimiento de la ley 26.659. La Secretaría de Energía concluyó que la iniciativa cumple con los requisitos del régimen, y el Comité Evaluador de Proyectos RIGI recomendó su aprobación en el Acta 27 del 20 de agosto de 2026.
La resolución también aprueba el listado de mercaderías que podrán importarse bajo franquicia, acepta los mecanismos de resolución de controversias previstos en el régimen y ordena a la Unidad de Coordinación RIGI inscribir el proyecto en el registro correspondiente. Además, instruye a ARCA a generar una CUIT especial con la sigla “RIGI” y aplicar los incentivos tributarios y aduaneros, y al BCRA los beneficios cambiarios.
Según los considerandos, el objetivo es posicionar a la Argentina como proveedor de largo plazo en el mercado global de petróleo crudo, donde el país tiene actualmente una participación cercana al 1%, muy por debajo del límite del 10% que exige el régimen para otorgar la calificación estratégica.
En un nuevo capítulo de tensión entre Argentina y Reino Unido por la soberanía de las Islas Malvinas, el Gobierno formalizó este martes el pedido ante el Tribunal Internacional del Derecho del Mar (CONVEMAR) para suspender la explotación petrolera por parte las empresas británicas en la plataforma continental de la Cuenca Malvinas Norte.
En un comunicado publicado por la Oficina del Presidente, desde la Casa Rosada argumentan que la solicitud “busca preservar los derechos soberanos argentinos sobre su plataforma continental y evitar que las actividades autorizadas de manera unilateral e ilegal por el Reino Unido agraven la controversia reconocida por las Naciones Unidas”.
A la vez, detallaron que la solicitud se enmarca “en el procedimiento arbitral que el Gobierno inició el 28 de septiembre de este año, conforme al Anexo VII de la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar (CONVEMAR), para defender su soberanía y los recursos naturales de todos los argentinos”.
En otros de los fundamentos expresados, el Gobierno suma lo dispuesto en el artículo 290, inciso 5, de la CONVEMAR según el cual, “mientras se encuentre pendiente la constitución de un tribunal arbitral, cualquiera de las partes en la controversia podrá solicitar al Tribunal que prescriba medidas provisionales para preservar los respectivos derechos de las partes en la controversia o para prevenir daños graves al medio marino, y si la urgencia de la situación así lo requiere”.
“La República Argentina reafirma, una vez más, sus legítimos e imprescriptibles derechos de soberanía sobre las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur y los espacios marítimos circundantes. Por historia y por derecho: las Malvinas son argentinas”, completa el comunicado.
El Gobierno nacional promulgó la Ley 27.828, que modifica el régimen de Zona Fría y pone un límite al acceso automático a los descuentos en las facturas de gas. La normativa publicada este martes en el Boletín Oficial impactará en la tarifa de3.350.000 de hogares del país (1.240.000 ubicados en 94 municipios bonaerenses).
La medida, aprobada por el Senado y ahora plasmada en el decreto 1161/2026, se mantendrá en vigencia hasta el 31 de diciembre de 2031, al tiempo que establece nuevas condiciones para acceder al beneficio y una bonificación extra para los hogares que cumplan una serie de requisitos socioeconómicos y geográficos.
La norma modifica el artículo 75 de la Ley 25.565 y deroga varios artículos de la Ley 27.637 que había ampliado el alcance territorial del régimen. Uno de los principales cambios es que la residencia en “una zona alcanzada por la ampliación anterior ya no será suficiente para acceder automáticamente al descuento”.
En este sentido, los hogares deberán estar inscriptos en el Régimen de Subsidios Focalizados y cumplir las condiciones establecidas por la nueva normativa para acceder al beneficio. Para acceder deberán acreditar vulnerabilidad socioeconómica. El criterio fijado en el proyecto establece un tope de ingresos equivalente a tres Canastas Básicas Totales, que actualmente equivalen a exactamente $4.816.491 para una familia tipo.
También accederán en forma directa los hogares con Certificado de Vivienda Familiar del ReNaBaP, los veteranos de Malvinas y aquellos con un integrante con Certificado Único de Discapacidad, aunque estos últimos casos serán evaluados por la Secretaría de Energía. Más allá de esto, vale aclarar que el subsidio que obtengan será mucho menor por lo explicado antes, la forma en la que se calculará de acá en más.
Menos hogares en la Zona Fría y gas más caro
La nueva ley introdujo cambios sobre la normativa sancionada en 2021, que había ampliado el alcance del beneficio, y ahora tiene el objetivo de ahorrar alrededor de 400 millones de dólares por año. Los cambios impactarán en once provincias y en casi 4 millones de personas a las que se le quitará el subsidio.
En lo que respecta a PBA, los 1.240.000 hogares de 94 municipios representan el 20% del total de usuarios del territorio. Solamente conservará este beneficio Patagones, que había ingresado al régimen en 2002.
En lo que respecta a la tarifa, el subsidio que hoy oscila entre el 30% y 50%, aunque varía dependiendo de la región, ya no abarcará toda la factura, sino solo el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), lo que reduce su impacto.
De acuerdo a diferentes estudios, la mayoría de los usuarios bonaerenses recibirán facturas de gas 55% más altas, en promedio. Aunque todo dependerá si entra dentro del nuevo régimen de subsidio y del consumo, ya que el beneficio es sobre el precio del gas.
Neuquén podría convertirse en la principal provincia exportadora de Argentina en 2031 si se consolidan las inversiones y la expansión de Vaca Muerta, según un estudio del Instituto de Estudios sobre la Realidad Argentina y Latinoamericana (IERAL) de la Fundación Mediterránea.
El informe proyecta que la provincia superaría a Córdoba en 2027, a Santa Fe en 2028 y a Buenos Aires en 2031, con ventas externas que alcanzarían los US$34.300 millones.
La proyección implica un cambio profundo en la estructura histórica del comercio exterior argentino, tradicionalmente dominado por Buenos Aires, Santa Fe y Córdoba. Los investigadores aclaran que se trata de un escenario condicionado por la evolución de la producción, la infraestructura y los precios internacionales, y no de un resultado garantizado.
El salto neuquino se explica por la expansión del petróleo no convencional. En 2021, la provincia ocupaba el puesto 14 del ranking exportador; en 2022 ya había escalado al cuarto lugar. Si se amplía la comparación, hace una década Neuquén estaba en el puesto 23.
Entre 2021 y 2025, las exportaciones provinciales se multiplicaron por siete en términos reales, impulsadas por la producción de Vaca Muerta. En la Patagonia, las ventas externas pasaron de US$7.400 millones en 2021 a más de US$13.000 millones en 2025, y la participación neuquina creció del 13% al 50%.
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El escenario base del IERAL plantea que Neuquén alcanzaría exportaciones por US$18.400 millones en 2028, suficientes para desplazar a Santa Fe del segundo puesto. En 2031, con la incorporación de proyectos de gas natural licuado (GNL), las ventas externas llegarían a US$34.300 millones, superando a Buenos Aires. Para 2035, la provincia podría mantener el liderazgo con US$37.000 millones, frente a US$35.000 millones estimados para Buenos Aires.
El estudio identifica la infraestructura como un factor decisivo: el sistema Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), las ampliaciones de Oldelval y OTASA, y los proyectos de GNL de Southern Energy y Argentina LNG.
También incorpora proyecciones de producción de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), que estiman que la extracción petrolera podría crecer un 23% en 2027 y alcanzar 1,5 millones de barriles diarios en 2035. Ese volumen corresponde a una proyección y no a una cifra actual.
El precio internacional del petróleo es otra variable crítica. El escenario base utiliza valores de US$85 por barril en 2026, US$80 en 2027–2028 y una baja gradual hasta US$70 en 2035. Para el GNL, se considera un descenso desde US$11 hasta US$7,5 por millón de BTU entre 2028 y 2035.
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En un escenario menos favorable, con el petróleo cayendo a US$60 por barril en 2035, Neuquén alcanzaría el primer puesto recién en 2032, lo mantendría en 2033 y volvería a quedar detrás de Buenos Aires desde 2034.
Aunque parte del petróleo se exportará desde instalaciones ubicadas en Río Negro, el estudio utiliza la metodología OPEX del INDEC, que asigna las exportaciones a la provincia donde se produce el bien, independientemente del puerto de salida. Por ese motivo, el crudo extraído en Neuquén y embarcado en Punta Colorada se contabiliza como exportación neuquina.
El informe concluye que Neuquén podría modificar una estructura exportadora que durante décadas estuvo concentrada en la región pampeana. Sin embargo, advierte que el salto dependerá de la ejecución de los oleoductos, la entrada en funcionamiento de los proyectos de GNL, el crecimiento efectivo de la producción y la evolución de los precios internacionales.
La posibilidad de que la provincia lidere las exportaciones argentinas en 2031 está vinculada a la concreción de estas inversiones y al acceso sostenido a los mercados externos.
El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) alcanzó un nuevo hito con la llegada de dos monoboyas al puerto de San Antonio Este, en Río Negro. Estas estructuras, diseñadas para el amarre y la carga de buques cisterna en alta mar, forman parte del sistema que permitirá multiplicar las exportaciones de petróleo producido en la cuenca neuquina a partir de 2027.
Las monoboyas, de 272 toneladas y 15,3 metros de diámetro, serán conectadas mediante un ducto submarino a la terminal de exportación de Punta Colorada, ubicada en el golfo de San Matías. Antes ya habían arribado las anclas y cadenas que integran el sistema offshore, lo que permite avanzar hacia la etapa de instalación final.
El VMOS es una de las obras estratégicas del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y reúne a ocho grandes petroleras: YPF, Pan American Energy, Pampa Energía, Pluspetrol, Tecpetrol, Vista, Chevron y Shell, además de la empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).
Un oleoducto de 437 kilómetros y USD 19.721 millones de inversión
Mientras avanza la infraestructura marítima, el oleoducto de 437 kilómetros que conectará la cabecera de bombeo de Allen con Punta Colorada ya registra un 80% de ejecución. La inversión total prevista en el marco del RIGI asciende a USD 19.721 millones, convirtiendo al VMOS en la obra petrolera más grande del país.
La terminal de exportación contará con seis tanques de almacenamiento, cada uno con capacidad para 120.000 metros cúbicos, lo que representa un volumen total de 720.000 metros cúbicos de crudo.
Capacidad exportadora: tres etapas hasta 700.000 barriles diarios
En su primera fase, prevista para inicios de 2027, el VMOS permitirá exportar 190.000 barriles diarios de petróleo.
La segunda etapa, programada para mediados de 2027, ampliará la capacidad a 390.000 barriles diarios.
Con futuras ampliaciones, la infraestructura podrá evacuar hasta 700.000 barriles diarios, dependiendo del crecimiento de la producción en Vaca Muerta.
La incorporación de las monoboyas permitirá que los buques cisterna amarren en alta mar y carguen crudo sin necesidad de atracar en muelles costeros, reduciendo tiempos operativos y aumentando la frecuencia de embarques.
El presidente Javier Milei volverá a pisar Neuquén en los próximos días. Si la agenda no se modifica, encabezará la inauguración de la AOG Patagonia 2026, la mayor exposición hidrocarburífera de la región, acompañado por el gobernador Rolando Figueroa, con quien mantiene una relación política privilegiada que ya excede los gestos protocolares.
La visita se inscribe en un patrón que se repite desde hace más de una década: cada administración nacional recurre a Vaca Muerta como refugio político y económico cuando el resto de los indicadores se tensan. Pero esta vez, el vínculo entre Milei y Figueroa agrega un componente estratégico. Neuquén lidera los compromisos de inversión del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y es una de las pocas provincias que sostiene la creación de empleo privado en la Argentina libertaria.
En París, Milei reforzó públicamente su favoritismo hacia el mandatario neuquino. “Todos ustedes tienen que hacer como Rolo”, les dijo a otros gobernadores, en un guiño que expuso la sintonía política entre ambos, nacida en la Cámara de Diputados y consolidada ahora en la gestión territorial.
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Los planes oficiales prevén que Milei llegue a Neuquén capital el lunes 19 de octubre, mantenga reuniones con autoridades y con los CEO de las principales operadoras, y encabece el acto inaugural de la feria en el Espacio Duam, que se extenderá hasta el jueves 22. El horario del evento podría ajustarse según las necesidades de la comitiva presidencial.
La provincia forma parte de una agenda más amplia que llevará al presidente por nueve distritos con compromisos RIGI y gobernadores afines, en un recorrido que podría influir en el armado electoral de 2027. En Neuquén, sin embargo, Figueroa mantiene una postura abierta: escucha propuestas, pero insiste en que “los brazos están abiertos para todos”, sin comprometer alineamientos automáticos.
El gobernador cuenta con dos ventajas para sostener su autonomía. Por un lado, encuestas internas que le asignan una intención de voto cercana al 55%, frente a menos del 15% que alcanzaría La Libertad Avanza en la provincia. Por otro, la certeza de la Casa Rosada de que la gobernanza neuquina será clave para administrar el salto de escala que tendrá Vaca Muerta en los próximos años. “No cualquiera puede sentarse a hablar con un Rucci o un Quintriqueo”, deslizó un funcionario nacional, en referencia a los líderes sindicales que garantizan la paz social en la cuenca.
Río Negro: la interna libertaria se acelera
En la vecina Río Negro, la semana dejó expuesta una interna abierta en La Libertad Avanza. El exintendente de Cipolletti y diputado nacional Aníbal Tortoriello anunció su intención de competir por la gobernación en 2027, sin contar con el aval de la conducción nacional. “Voy a ser el candidato a gobernador por La Libertad Avanza”, afirmó.
La mesa chica del partido, encabezada por el vicepresidente Damián Torres, lo desmintió: aseguró que Tortoriello es apenas “aspirante” y que no hay definiciones. En paralelo, Karina Milei evalúa impulsar la candidatura del senador Enzo Fullone, a quien considera más confiable y menos conflictivo para una eventual alianza con el PRO provincial, liderado por el diputado Juan Martín, abiertamente enfrentado con Tortoriello.
Martín también aparece como posible candidato a la intendencia de General Roca, que quedará vacante en diciembre del año próximo cuando finalice la gestión de María Emilia Soria. En ese distrito, podría haber un acuerdo con Juntos Somos Río Negro, el partido del gobernador Alberto Weretilneck, para facilitar un triunfo opositor en una ciudad que el peronismo controla desde hace más de dos décadas.
La definición dependerá del calendario electoral y de las negociaciones nacionales. Para Milei, evitar un triunfo del peronismo en Río Negro es clave para asegurar gobernabilidad en una provincia estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta en el próximo quinquenio
Vaca Muerta se consolida como uno de los principales motores económicos del país y proyecta un crecimiento sin precedentes en la generación de empleo. Según estimaciones presentadas por Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, el desarrollo del yacimiento podría crear cerca de 90.000 nuevos puestos de trabajo hacia 2029, entre empleos directos en la industria hidrocarburífera y aquellos vinculados a obras de infraestructura.
La proyección fue expuesta durante una presentación en la Bolsa de Comercio de Córdoba, donde Marín detalló que la expansión del yacimiento requerirá inversiones cercanas a los u$s 130.000 millones en los próximos cinco años. La cifra refleja la magnitud de los proyectos en ejecución y los que se encuentran en planificación para sostener el crecimiento de la producción.
Del total de empleos estimados, alrededor de 40.000 corresponderían a actividades directamente relacionadas con la exploración, producción y servicios petroleros y gasíferos. Los restantes 50.000 se vincularían a la construcción de infraestructura estratégica: oleoductos, gasoductos, plantas de procesamiento y obras destinadas a ampliar la capacidad de transporte y distribución de energía.
Las previsiones llegan en un contexto de expansión sostenida. En los últimos días se confirmó que la producción de petróleo en Argentina superó por primera vez los 900.000 barriles diarios, impulsada principalmente por el desempeño de Vaca Muerta. El yacimiento neuquino ya concentra cerca del 70% de la producción petrolera nacional y se posiciona como una pieza clave para el ingreso de divisas y el fortalecimiento del sector energético.
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Marín destacó que la demanda creciente de mano de obra especializada obligará a reforzar los procesos de capacitación. YPF impulsa programas de formación orientados a preparar trabajadores para desempeñarse en una actividad que exige altos estándares de seguridad y conocimientos técnicos específicos.
Desde la compañía consideran que el volumen de inversiones previsto convertirá a Neuquén en uno de los principales polos de desarrollo económico del país en los próximos años. La expansión de Vaca Muerta no solo impactará en la producción de petróleo y gas, sino también en sectores vinculados a la construcción, el transporte, los servicios industriales y la generación de empleo en toda la cadena de valor energética.
Con estos indicadores, el yacimiento reafirma su protagonismo dentro de la estrategia económica nacional y se perfila como una de las apuestas centrales para incrementar exportaciones, atraer inversiones y fortalecer el mercado laboral hacia el final de la década.
Estados Unidos abrió la posibilidad de expandir el financiamiento para proyectos de minería, energía e infraestructura en Argentina más allá de los u$s 7.000 millones comprometidos por el EXIM Bank hasta 2027. Durante una misión oficial que visitó el país la semana pasada, funcionarios de la administración de Donald Trump plantearon incluso la incorporación de fondos del Departamento de Defensa, destinados a iniciativas vinculadas a minerales críticos y seguridad energética.
La delegación estadounidense llegó para evaluar oportunidades de inversión y profundizar el desarrollo del Corredor Andes–Atlántico, el esquema que busca conectar los yacimientos de litio del norte y la producción de Vaca Muerta con los puertos del Atlántico. La estrategia apunta a fortalecer cadenas de suministro occidentales y reducir la dependencia de China en sectores considerados sensibles.
Según fuentes con conocimiento de las negociaciones, la Corporación Financiera de Desarrollo Internacional (DFC) analiza actualmente cerca de 20 proyectos en Argentina. Entre ellos figura un préstamo corporativo para Vista Energy Argentina, destinado a respaldar actividades en Vaca Muerta como contratación de equipos de perforación, apertura de pozos y trabajos de terminación. La DFC también mantiene conversaciones con Pampa Energía para acompañar el desarrollo del proyecto de líquidos de gas natural (NGL) de TGS, orientado a procesar derivados del gas neuquino y exportarlos desde Bahía Blanca.
El principal proyecto bajo análisis sigue siendo Argentina LNG, liderado por YPF, ENI y XRG, para el cual el EXIM Bank ya presentó una propuesta indicativa de hasta u$s 6.000 millones destinada a financiar bienes y servicios estadounidenses. La iniciativa es considerada clave para posicionar al país como exportador de GNL en la próxima década.
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El Corredor Andes–Atlántico, presentado el 23 de septiembre, incluye proyectos ferroviarios en los ramales Belgrano, San Martín y Urquiza; infraestructura portuaria en la Hidrovía; ampliación de redes de transmisión eléctrica; mejoras logísticas entre Vaca Muerta y Bahía Blanca; y modernización de la red de fibra óptica de Arsat, además de cables submarinos y centros de datos vinculados a inteligencia artificial. Aunque el acuerdo contempla inversiones por hasta u$s 7.000 millones, funcionarios estadounidenses aseguraron que el monto ya quedó corto frente a las nuevas oportunidades.
Durante un foro sobre litio realizado en Jujuy, Katrien Hinderdael, directora y coordinadora interina de la Asociación para la Infraestructura y la Inversión Global del Departamento de Estado, afirmó que Washington discute inversiones que superan el marco anunciado semanas atrás. “Ya estamos hablando de más que eso en infraestructura y sectores críticos en la Argentina”, señaló.
El avance estadounidense sobre sectores estratégicos argentinos responde a una lógica geopolítica. Washington busca reforzar cadenas de suministro alternativas y reducir su dependencia de China en recursos críticos como litio, cobre, petróleo y gas. Por ese motivo, varios programas de financiamiento excluyen proyectos controlados por empresas chinas o desarrollos que utilicen tecnología proveniente de ese país.
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En ese contexto, uno de los anuncios más relevantes de la visita fue la posibilidad de incorporar a la Oficina de Capital Estratégico del Departamento de Defensa, que cuenta con una capacidad de financiamiento de hasta u$s 100.000 millones para fortalecer cadenas globales de minerales esenciales para la seguridad nacional estadounidense. Según explicó Hinderdael, esos recursos podrían participar directamente en proyectos de gran escala que requieran niveles elevados de inversión.
La iniciativa llega en un momento de tasas internacionales más altas, que encarecen el acceso al crédito para empresas y provincias argentinas. Con los bonos del Tesoro de Estados Unidos a diez años por encima del 5%, varias compañías locales comenzaron a revisar o postergar colocaciones de deuda en los mercados internacionales.
Para el Gobierno, la llegada de financiamiento respaldado por organismos estadounidenses podría sostener inversiones estratégicas y facilitar el ingreso de divisas en un contexto de financiamiento privado más costoso.
La interrupción del tránsito de gas natural licuado (GNL) por el Estrecho de Ormuz amenaza con reducir la oferta mundial durante el invierno boreal 2026-2027 y altera el equilibrio del mercado internacional. El cierre parcial de la vía marítima más crítica para las exportaciones del Golfo vuelve a colocar a Vaca Muerta en el radar de los compradores, aunque su potencial exportador dependerá de infraestructura, costos y capacidad de producción.
Según el informe Global LNG market preview – winter 2026-27, elaborado por Argus Media, si el tránsito no se normaliza, la oferta global podría caer a 215 millones de toneladas entre octubre y marzo, frente a los 232 millones del invierno anterior. El escenario más restrictivo contempla que la interrupción de embarques desde el Golfo se mantenga, con algunos cargamentos que podrían salir mediante acuerdos puntuales o tránsitos no declarados.
Para la Argentina, un mercado internacional más ajustado podría mejorar las oportunidades comerciales del gas de Vaca Muerta. Sin embargo, la posibilidad de capturar esa demanda dependerá de la capacidad de incrementar la producción, ampliar la infraestructura de transporte y desarrollar instalaciones de exportación, además de competir en costos con otros proveedores globales.
El riesgo de una menor oferta coincide con un nivel de almacenamiento europeo inferior al promedio reciente. Al 22 de septiembre, los depósitos de gas de la Unión Europea contenían 795 TWh, unos 159 TWh por debajo del promedio de los últimos tres años y equivalentes a cerca del 70% de su capacidad.
Si las extracciones replicaran las de la temporada más fría de los últimos cinco años, las reservas podrían caer a 115 TWh al 1° de abril, apenas el 10% de la capacidad. En un invierno más templado, comparable al de 2022-2023, los depósitos terminarían en torno de 392 TWh.
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El informe también contempla un escenario de recuperación parcial. Si se alcanzara un acuerdo a comienzos de diciembre, la oferta mundial de GNL podría llegar a 231 millones de toneladas durante el período octubre-marzo, casi al nivel del invierno anterior.
La evolución del mercado dependerá en buena medida de la capacidad de Qatar para recuperar sus exportaciones. Aunque QatarEnergy sostuvo que los embarques podrían normalizarse pocas semanas después de una eventual reapertura de Ormuz, dos trenes de licuefacción —con capacidad conjunta de 12,8 millones de toneladas anuales— sufrieron daños en marzo y requerirían tres años de reparación. Esa limitación podría demorar la recuperación plena de la oferta incluso si se reanudara el tránsito marítimo.
En paralelo, China podría moderar sus compras spot por el crecimiento más lento del consumo, el aumento de la producción local y la futura ampliación del suministro de gas ruso por gasoducto. En contraste, el sudeste asiático podría elevar su consumo hasta 12,5 millones de toneladas durante el invierno boreal, según las estimaciones de Argus.
Para Vaca Muerta, el escenario plantea una oportunidad potencial, no una garantía. La evolución de la crisis, los precios internacionales y la capacidad argentina para entregar volúmenes competitivos serán determinantes para transformar una eventual escasez global en nuevos negocios para el sector gasífero local.
Argentina solicitó al Tribunal Internacional del Derecho del Mar (TIDM) la adopción de medidas provisionales para impedir que el Reino Unido avance con actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en la Cuenca Malvinas Norte, dentro de la plataforma continental argentina. El pedido se presentó bajo el Artículo 290(5) de la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar (Convemar), en el marco del procedimiento arbitral del Anexo VII, aún no constituido.
La presentación, realizada por la Oficina del Presidente, sostiene que las acciones británicas son “unilaterales e ilegales” y podrían agravar la controversia de soberanía reconocida por la ONU sobre las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur. Según el documento, la explotación offshore en la zona podría generar daños graves al medio marino y afectar derechos soberanos argentinos sobre recursos naturales.
El Gobierno argumentó que la urgencia del caso justifica la intervención del TIDM mientras se conforma el tribunal arbitral del Anexo VII. En su planteo, señaló que las actividades impulsadas por el Reino Unido en la cuenca —incluidos proyectos de desarrollo petrolero— avanzan sin consentimiento argentino y en contradicción con el llamado de la ONU a evitar acciones que modifiquen la situación del territorio en disputa.
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La solicitud también destaca que la plataforma continental argentina fue reconocida por la Comisión de Límites de la Plataforma Continental de Naciones Unidas, lo que refuerza la posición jurídica del país sobre los recursos naturales en la zona. En ese marco, el Gobierno pidió al Tribunal que ordene al Reino Unido abstenerse de realizar cualquier operación de exploración o explotación hasta que el tribunal arbitral esté constituido y pueda resolver la controversia.
Argentina remarcó que la continuidad de las actividades británicas podría generar impactos ambientales irreversibles, además de consolidar una presencia económica en un territorio cuya soberanía permanece en disputa. El planteo busca evitar que se produzcan hechos consumados que compliquen la resolución del conflicto en instancias multilaterales.
El pedido se inscribe en la estrategia argentina de recurrir a mecanismos jurídicos internacionales para frenar el avance británico sobre recursos naturales en el Atlántico Sur. La presentación ante el TIDM se suma a las gestiones diplomáticas realizadas en el Comité de Descolonización de la ONU, donde Argentina sostiene que las acciones británicas contradicen las resoluciones que instan a ambas partes a negociar una solución pacífica.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) redujo de manera significativa su previsión de crecimiento de la demanda mundial de crudo para 2026, que ahora se ubica en 400.000 barriles diarios, frente a los 1,4 millones de barriles por día que proyectaba a comienzos del año. La revisión fue comunicada por el secretario general del organismo, Haitham Al Ghais, en línea con los cambios que atravesó el mercado petrolero durante los últimos meses, según informó Reuters.
Pese al ajuste, la OPEP anticipó que parte del consumo que no se materializará en 2026 podría trasladarse al año siguiente. Para 2027, la organización espera un repunte de la demanda, impulsado por volúmenes que quedaron postergados en un contexto de menor actividad económica y mayores restricciones logísticas.
La revisión se conoce en medio de un escenario de interrupciones en las rutas marítimas internacionales, que encarecieron el traslado de crudo y derivados. El impacto sobre los costos logísticos y los seguros se convirtió en una de las principales preocupaciones de los países productores y consumidores, en un mercado donde el transporte marítimo es determinante para la estabilidad de los flujos energéticos globales.
Durante la reunión de ministros de la OPEP y de los países que participan en la Declaración de Cooperación (DoC), celebrada el 12 de octubre en Riad, los representantes advirtieron que los costos actuales de transporte y seguros alcanzaron niveles sin precedentes, superiores a un tercio del valor de la materia prima. Según el comunicado oficial, esta situación dificulta el traslado eficiente del petróleo y agrega presiones inflacionarias sobre la economía mundial.
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Los ministros señalaron que los costos adicionales se trasladan a lo largo de toda la cadena de valor del crudo, afectando tanto a productores como a consumidores. La OPEP sostuvo que esta carga podría prolongarse y repercutir sobre el crecimiento económico global, especialmente en países dependientes de importaciones energéticas.
Ante este escenario, la organización remarcó la importancia de proteger las rutas marítimas internacionales para garantizar la continuidad del suministro energético. El planteo se realizó en el marco de la 17.ª reunión ministerial del Foro Internacional de la Energía (IEF) y del 25.º Congreso Mundial de Energía del Consejo Mundial de la Energía (WPC), dos de los principales espacios de coordinación global en materia energética.
Los países participantes reafirmaron además su compromiso con las decisiones adoptadas el 7 de junio, durante la 41.ª reunión ministerial de la OPEP y los países no pertenecientes a la organización (ONOMM), con el objetivo de alcanzar y mantener un mercado petrolero estable. También acordaron continuar las consultas mediante los mecanismos de coordinación existentes, como el Comité Ministerial Conjunto de Seguimiento (JMMC), y colaborar con organismos internacionales como el IEF y la AIE para mejorar las condiciones del transporte marítimo mundial.
Con datos al mes de septiembre, el Centro de Economía Política Argentina (CEPA) difundió su informe referido al costo fiscal anual estimado de los proyectos aprobados para acceder al RIGI.
Sus principales conclusiones son:
· El costo fiscal anual estimado en régimen de plena producción es de aproximadamente U$S 2.624 millones (escenario base), con un rango de U$S 1.837 a U$S 3.411 millones según el nivel de exportaciones alcanzado.
· El componente más significativo son las retenciones de exportación resignadas que representan U$S 1.021 millones anuales, afectando principalmente al petróleo (VMOS y Rincón de Aranda), al litio (Rincón de Litio, Cauchari-Olaroz, Tres Quebradas, Hombre Muerto Oeste y Sal de Oro II) y la plata (Diablillos, Gualcamayo y Vicuña). Para gas, oro y cobre, la alícuota ya era 0 % antes del RIGI.
· El diferencial de alícuota de Ganancias (10 puntos porcentuales, de 35 % a 25 %), genera una renuncia recaudatoria de U$S 763 millones anuales en el escenario base, concentrada en proyectos de alta rentabilidad como el GNL de Southern Energy, Los Azules y Vicuña.
· YPF ocupa un lugar central dentro de los proyectos aprobados en el marco del RIGI. La compañía tiene participación directa o un rol protagónico en iniciativas que concentran el 40,1 % del monto total comprometido hasta el momento, equivalente a U$S 19.932 millones sobre un total de U$S 49.766 millones de inversiones aprobadas.
· Una parte sustancial de las inversiones aprobadas bajo el RIGI no surgieron a partir de la creación del régimen. Al menos 13 de los 23 proyectos aprobados ya habían sido anunciados públicamente, contaban con estudios avanzados, inversiones ejecutadas o definiciones estratégicas previas a la sanción de la ley. Esto sugiere que el RIGI no está generando necesariamente inversiones nuevas, sino otorgando beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios extraordinarios a proyectos que probablemente se hubieran desarrollado de todos modos.
· El “SuperRIGI” profundiza los beneficios fiscales otorgados a los grandes proyectos de inversión y amplía el costo fiscal del régimen. La reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias del 25 % al 15 % implica una mayor renuncia recaudatoria sobre el tributo de mayor peso dentro del costo fiscal total del RIGI.
Trump y Putin se dan la mano en Finlandia en 2018.
Un reporte de la Reserva Federal de Dallas advierte que la pérdida de 10% en la capacidad global de refinamiento mantendrá elevados los precios de los combustibles en los Estados Unidos, aún si se normaliza el comercio de petróleo crudo saliente del estrecho de Ormuz. La situación con el diésel (gasoil) es especialmente acuciante, al punto tal de que el presidente estadounidense Donald Trump anunció el viernes que relajará las sanciones sobre las exportaciones de combustibles de Rusia para que pueda abastecer volúmenes de diésel al mercado estadounidense y mundial.
Los países del Grupo de los Siete (G7) habían acordado a comienzos de este mes liberar 100 millones de barriles de sus reservas para hacer frente al fuerte aumento global de los precios del diésel, que inquieta a Trump de cara a las elecciones de medio término. Sin embargo, los gobiernos de Francia y Alemania matizaron que los stocks que se liberarán son parte de acuerdos previos, desalentando la expectativa de volúmenes nuevos.
Trump decidió avanzar con el presidente de Rusia, Vladimir Putin, en un acuerdo para liberar volúmenes rusos al mercado, sin consultarlo previamente con los líderes de Europa y de Ucrania. El Departamento del Tesoro suspenderá las sanciones a las exportaciones de diésel ruso hasta el 7 de abril como parte del acuerdo.
«Acabo de terminar una conversación sumamente exitosa con el presidente de Rusia, Vladimir Putin, en la que se acordó que Rusia suministrará de inmediato más de 300.000 toneladas de combustible diésel a los mercados estadounidense y mundial; otras 500.000 toneladas durante el mes de noviembre y 1.000.000 de toneladas inmediatamente después», escribió el mandatario en su red Truth Social.
Precios seguirán elevados por menor capacidad capacidad global de refinamiento
Las maniobras de la administración estadounidense en el mercado de combustibles terminan siendo tácticas frente al desafío real que enfrenta la industria: alrededor de un 10% de la capacidad global de refinamiento de combustibles está siendo afectada por problemas logísticos y tensiones geopolíticas.
La Reserva Federal de Dallas, uno de los doce bancos regionales que componen el sistema de la FED, evaluó en un reporte publicado la semana pasada que «es probable que los precios del combustible en los EE.UU. se mantengan inusualmente elevados en relación con los precios del crudo» aún si la guerra con Irán concluyera y se normalizara el flujo de petróleo crudo a través del estrecho de Ormuz.
«En consecuencia, los indicadores de inflación general podrían permanecer por encima de los niveles que normalmente sugerirían las tendencias del precio del petróleo, siempre y cuando una parte significativa de la capacidad mundial de refinado continúe fuera de servicio«, añadió la FED de Dallas.
El mercado ya registraba algunas señales de faltantes en combustibles puntuales como el diésel y el jet fuel antes del comienzo del 2026. La FED puntualizó como factor estructural una contracción desde 2019 en la capacidad de refinamiento en Occidente en comparación con Asia. También observó el redireccionamiento de volúmenes rusos de Europa al Asia debido a la guerra en Ucrania.
Las tensiones en el mercado global de combustibles se magnificaron todavía más a partir del conflicto en Medio Oriente y la creciente efectividad ucraniana para atacar las refinerías en Rusia. Los ataques ucranianos redujeron la capacidad de refinado de Rusia hasta en un 60% durante el verano europeo.
Además de la pérdida de capacidad, Rusia restringió las exportaciones para mitigar la escasez de suministro interno. En total, el procesamiento de crudo y las exportaciones de productos refinados de Rusia disminuyeron en 1,5 millones de barriles diarios, según la Agencia Internacional de la Energía (IEA).
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En suma, entre las interrupciones en las refinerías de Medio Oriente, las limitaciones en el transporte marítimo, los daños en refinerías rusas y la reducción de la actividad de refinado en China, el mercado mundial de combustibles ha sufrido una disminución de capacidad de entre 6 y 8 millones de barriles diarios (mb/d) desde finales de la primavera, lo que representa hasta un 10 % de la capacidad de refinado global.
«Dado que la recuperación de las refinerías dañadas en Oriente Medio podría llevar meses y que es probable que persistan las interrupciones en las refinerías rusas, es muy posible que se mantengan unos márgenes de refinado (crack spreads) más elevados para diversos combustibles, incluso después de que se normalicen los envíos a través del estrecho de Ormuz», apuntó la FED de Dallas.
En esta ecuación también entra la reducción de inventarios de petróleo crudo y productos refinados en EE.UU., que se encuentran en mínimos de varios años. EE.UU. entre febrero y mayo de este año incrementó sus exportaciones de crudo y combustibles, pero su producción de crudo se mantuvo prácticamente invariable y el volumen de crudo procesado por las refinerías estadounidenses aumentó solo 0,6 millones de bpd.
«Seguir recurriendo a estos inventarios no solo presionará los precios al alza, sino que dejará al mercado petrolero mundial en una situación de fundamentos mucho más ajustada cuando —y si— el estrecho de Ormuz pase a ser transitable de manera fiable», advirtió.
En diciembre se realizarán las primeras pruebas pilotos de cultivos irrigados por petroleras.
“La presión económica termina siempre acelerando los proyectos”, resumió Hipólito Salvatori, secretario de Ambiente de Neuquén, durante una entrevista en «El Fondo del Pozo», al referirse a la fuerte suba del canon del agua para el uso industrial en Vaca Muerta. Según confirmó el funcionario, la totalidad de las petroleras presentaron proyectos para generar desarrollos productivos y en diciembre se pondrán en marcha las primeras pruebas piloto.
“Se tuvo que tomar la determinación desde el Gobierno provincial de decir: aumentamos el canon. ¿Y qué pasó? Vinieron todos con proyectos”, detalló Salvatori, quien afirmó que hasta el momento “las empresas no tenían ningún incentivo económico para reutilizar el agua que toman de los ríos”.
En junio pasado, Neuquén sancionó el Decreto 792/26, con el cual triplicó el valor del metro cúbico de agua para la explotación no convencional y estableció un nuevo esquema para que las operadoras impulsen “desarrollos productivos sustentables”. El objetivo principal de la norma no solo es cuidar el recurso, sino también promover “prácticas de reúso, recirculación y aprovechamiento de agua en aquellas actividades que presentan elevados niveles de consumo y cuentan con capacidad técnica para su implementación”.
Los cambios introducidos por la gestión neuquina buscaron también enviar una señal económica agresiva para que las petroleraseviten la inyección de flowback(agua de retorno de fractura) en pozos sumideros y comiencen a financiar tecnologías de reúso.
Un canon atado al gasoil
Hasta ahora, el valor del agua cruda se actualizaba periódicamente por decisión administrativa de la provincia. Salvatori explicó que la reforma buscó transparentar y despolitizar el cálculo: “Para que deje de estar atado a la decisión de un funcionario de turno, se decidió vincularlo a un commodity de la industria. Así es una actualización mucho más sencilla y no se tiene que pasar por una polinómica que dependía de la cuenca, los volúmenes y un montón de parámetros”.
El canon quedó atado al precio delgasoil Premium de YPF: 2,5 litros por metro cúbico actualmente y 3 litros desde el 1° de enero, lo que equivale hoy a unos $ 8.500 por metro cúbico. La suba implica un costo de agua para fractura cercano a los US$ 320.000 por pozo, cifra que a partir de enero se elevaría a unos US$ 400.000.
“Si a mí me sale más barato tomar el agua cruda del río y tiene muchas más bondades que tratar el agua que ya tengo, obviamente voy a tomar el agua cruda. No había ningún tipo de incentivo”, argumentó Salvatori.
La polinómica de las rutas, ahora para repartir hectáreas
Según detalló el secretario de Ambiente en El Fondo del Pozo, las petroleras deben presentar dos iniciativas paralelas: un desarrollo productivo sustentable y un piloto de reúso de agua.
La cantidad de hectáreas que le corresponde desarrollar a cada empresa se definió mediante una fórmula polinómica, la misma que se utilizó para el acuerdo de pavimentación de rutas en la provincia. “Es una fórmula consensuada con las empresas que ya dio resultado en las rutas. Se está utilizando la misma polinómica y de ahí surge el prorrateo para ver cuántas hectáreas tiene que desarrollar cada una”, aclaró.
De esta manera, las operadoras que deberán irrigar mayor superficie serán YPF, Vista, PAE y Shell, siguiendo el orden de su nivel de actividad en la Cuenca Neuquina. “Son las más grandes. Están presentando proyectos sumamente interesantes que agregan valor en la provincia”, remarcó.
Cultivos, hidroponia y tecnología de riego
Permian reutiliza entre el 60 y el 70% del agua en sus fracturas.
Según dijo Salvatori, los proyectos productivos aprovecharán la infraestructura hídrica que hoy abastece a las operaciones de fractura, una red que “irá quedando ociosa a medida que los desarrollos se desplacen hacia nuevas áreas en los próximos 5, 7 o 10 años”. Entre las iniciativas presentadas por las compañías se destacan plantaciones de alfalfa, pistachos y vides, así como desarrollos agrícolas bajo hidroponia y atmósfera modificada. En todos los casos, el riego será estrictamente tecnificado mediante sistemas de aspersión, pivot o goteo.
Los pilotos comenzarán su ejecución efectiva en diciembre, con la meta de tener desarrollada para octubre de 2027 la totalidad de las hectáreas exigidas por Neuquén.
Como contrapartida, Salvatori explicó que a las empresas que cumplan no se les aplicará el aumento del canon previsto para enero (que llevaría el metro cúbico al equivalente a 3 litros de gasoil Premium), sino que mantendrán congelado el valor de la última actualización hasta que se concreten los proyectos en octubre del próximo año.
Flowback y la experiencia del Permian
En paralelo, Neuquén busca reducir drásticamente el uso de pozos sumideros. Salvatori confirmó que varias petroleras ya presentaron proyectos para reutilizar agua de flowback, mientras que otras avanzan en el tratamiento del agua de producción. La meta inicial de la provincia es que la industria alcance un mínimo del 10% de reúso del flowback, para luego ir escalando los porcentajes requeridos.
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Sobre este punto, Guillermo Aversano, gerente de la Produced Water Society (PWS) Argentina, relató cuál fue la experiencia en la cuenca del Permian, la principal formación no convencional de Estados Unidos, donde ya se superó el 60% de reúso para fractura. «Empresas como Exxon fijaron una meta de entre 90% y 95% para 2030”, afirmó.
Respecto a la ecuación de costos, Aversano precisó que el circuito completo en EE.UU. (captar, trasladar, almacenar e inyectar en pozos sumideros) ronda los US$ 2,5 por barril de agua. “Con el reúso, una vez que el agua está en superficie, el costo baja entre un 40% y un 50%”, aseguró.
Asimismo, el ejecutivo de PWS marcó una diferencia respecto del modelo neuquino: en el Permian se aplicó un canon directo a la inyección en sumideros y no a la captación de agua dulce, lo que funcionó como el principal motor para masificar el tratamiento y el reúso industria.
Javier Milei visitó Neuquén por primera vez como presidente en agosto de 2024.
El presidente Javier Milei desembarca nuevamente en Neuquén. Si los planes no cambian en los próximos nueve días, el libertario cortará las cintas para inaugurar la AOG Patagonia 2026, la mayor exposición de la industria hidrocarburífera en la región. Lo hará junto al gobernador Rolando Figueroa, a quien ya le profesa trato de favorito bajo una simpatía, a veces, desmedida.
No es la primera vez que Vaca Muerta se convierte en una suerte de tabla del Titanic para las administraciones nacionales: de Mauricio Macri a esta parte, todos los presidentes han visitado esta provincia que sabe ofrecer una luz verde cuando el resto de los indicadores se empiezan a caer del naranja. Pero, esta vez, es más que eso.
Neuquén lidera los compromisos de inversión del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y es prácticamente la única, junto con Río Negro, que sostiene la creación de empleo privado en la Argentina libertaria. «Todos ustedes tienen que hacer como Rolo», les dijo Milei al resto de los gobernadores en París en otro exagerado guiño para Figueroa, con quien compartió banco en la Cámara de Diputados cuando solamente uno de los dos se estaba preparando para dar el salto.
Los planes de la Casa Rosada apuntan a que el presidente visite Neuquén capital el lunes 19 de octubre, mantenga una reunión con autoridades y CEO de las principales operadoras y participe de la inauguración de la feria que se realizará en el Espacio Duam hasta el jueves 22. Originalmente, el acto está previsto para la tarde, pero podría ajustarse según las necesidades de la comitiva.
La provincia integra una agenda que llevará a Milei por nueve distritos del país que tienen compromisos de RIGI y gobernadores afines que podrían, o no, acordar un armado electoral con el oficialismo nacional en el 2027.
No parece haber novedades aún en Neuquén, donde Figueroa escucha las propuestas, pero insiste en una misma respuesta: los brazos están abiertos para todos y los que quieran quedarse afuera, buena suerte.
Cuenta con dos ventajas para imponer su posición. Por un lado, encuestas propias que le asignan una intención de voto del 55% frente a menos del 15% que alcanzaría La Libertad Avanza y, por otro, la certeza del gobierno nacional de que hay demasiado en juego en Neuquén como para improvisar.
«Saben que la provincia va a necesitar mucha gobernanza en los próximos años. Y no cualquiera puede sentarse a hablar con un Rucci o con un Quintriqueo», sugirió un funcionario sobre el vínculo con los principales líderes sindicales, socios mayoritarios de la paz social que hace posible Vaca Muerta.
Dos candidatos en Río Negro
En la vecina Río Negro, esta semana los libertarios expusieron una interna a cielo abierto por la candidatura del 2027.
El exintendente de Cipolletti y diputado nacional, Aníbal Tortoriello, salió a anunciar en medios de la provincia su decisión de postularse para la gobernación el año que viene, sin contar con la anuencia del partido de Javier Milei para ello. «Voy a ser el candidato a gobernador por la Libertad Avanza», dijo sin vueltas el empresario, quien confía con que el peso de su figura será suficiente para ratificarlo en la boleta.
No es lo mismo que opina la mesa chica del partido, cuya conducción formal quedó en manos del vicepresidente Damián Torres tras la polémica judicial que empañó a Lorena Villaverde el año pasado. El dirigente dijo que Tortoriello es «aspirante» a candidato y que no hay nada definido.
A la hermana presidencial, Karina Milei, le convencería más una candidatura del senador Enzo Fullone, a quien considera de mayor confianza, aunque es cierto que tiene un portfolio político más acotado que el cipoleño. A su favor, no sería un escollo para una eventual alianza con el PRO de la provincia, cuyo presidente es el diputado Juan Martín, abiertamente enemistado con Tortoriello.
El legislador aparece también como el eventual candidato por la intendencia de General Roca que dejará en diciembre del año que viene la peronista María Emilia Soria. Hay expectativa de un acuerdo con Juntos Somos Río Negro, el partido del gobernador Alberto Weretilneck, para que se abstenga de llevar competidor y se facilite el camino a la oposición, que tiene vedado el control de la ciudad desde hace más de 20 años.
Dependerá de los tiempos de cada elección (Roca vota por separado de la provincial) y de decisiones más arriba. A Milei tampoco le disgustaría un acuerdo con el gobernador si es la vía más idónea para evitar un triunfo del peronismo en Río Negro, otra de las provincias clave para el salto de escala de Vaca Muerta en el próximo quinquenio.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, aún no explicita su candidatura para el 2027.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recibe a EN/CLAVE en su despacho de la Residencia Oficial de la Costa y, enseguida, revela: «tuve una pelea con Marín y con Toto». No hay ninguna gravedad en la afirmación. Más bien un trámite habitual en el tironeo con el presidente de YPF y el ministro de Economía de Javier Milei por la tajada que les exigirá para la Provincia.
Figueroa asegura que su gobierno viene «ganando» la pulseada por la renta petrolera con las empresas de Vaca Muerta, pero que también colaboró para que les vaya bien. «El RIGI para el upstream es mío», afirmó el gobernador, quien reniega del concepto de «derrame» y lo reemplaza por «redistribución».
En una entrevista exclusiva, anticipó que ampliará el actual fondo anticíclico de Neuquén para crear un «fondo soberano como realmente tiene que ser» e insistió con la necesidad de un «gran acuerdo» hacia el 2027 para garantizar seguridad jurídica y «no romper las reglas económicas».
P: Hablemos de derrame, que hoy parece un término muy en boga. ¿Reniega de ese concepto o es acertado para describir el impacto de Vaca Muerta?
R: No, yo creo que tiene que ser redistribución. La redistribución de Vaca Muerta tiene varios ángulos. Primero redistribuye en todo el país porque casi 5.000 empresas, entre santafecinas, mendocinas, pampeanas, cordobesas y bonaerenses, participan mucho en la parte del costo de un barril. Eso, a su vez, le da trabajo a otras provincias y les genera Ingresos Brutos. Y por otro lado, por cada barril de petróleo que se produce a las provincias les va un 10% sin ningún costo y el Estado Nacional se queda con un 17% que es de libre disponibilidad.
El otro día (Martín) Llaryora me dice: «Che, te está yendo bien con Vaca Muerta» y yo le respondí «no, con Vaca Muerta, te va a ir mejor a vos que a mí porque a vos te queda el 1% limpio, a mí me queda cero pues mi 13% tengo que reinvertirlo permanentemente. Y no solo eso, si ese 1% vos no lo reinvertís bien, va a haber cordobeses que se van a venir a Neuquén y yo tengo que darles posibilidad de trabajo.
P: Pero con una economía que en la micro no está tan bien, ¿cómo percibe ese impacto un trabajador de la provincia?
R: ¿No está bien en dónde? Por supuesto que no hay mercados perfectos, pero en todos los sueldos, comparados por actividad, se gana más en Neuquén. Un camionero gana más en Neuquén. Un trabajador de la Uocra te gana más en Neuquén, un empleado público gana más en Neuquén. Lo que yo te digo es, el país es uno, las normas macroeconómicas son para todos iguales, pero Neuquén está siempre en verde. Estamos primeros en ventas de supermercados, primeros en obra pública, primeros en obra privada, primeros en inversión en educación, primeros en patentamiento, es donde más ha disminuido la pobreza, donde más ha disminuido el desempleo y, a su vez, también el único lugar donde ha crecido el empleo privado y donde ha crecido el número de empresas.
P: Se redujo la pobreza, es cierto, pero todavía hay familias que siguen por debajo de esa línea. ¿Cómo perciben esas personas que algo de Vaca Muerta les está llegando? (N de la R: alcanzó al 25% de los hogares en el segundo semestre del 2023 y bajó al 15,7% en el primer semestre de 2026, según Indec)
R: Sí, tenemos que trabajarlo más. Estamos haciendo escuelas más que nadie en la historia de la provincia, más que nadie en el país. Estamos haciendo hospitales, más que nadie en la historia de la provincia. Estamos haciendo más seguridad, más infraestructura, estamos dando más becas que nadie, promocionando más el empleo, con lo cual con las políticas públicas, si tenés una mínima oportunidad de utilizarlas, te va a ir bien. El problema que tenemos es que hay otras personas que están en la marginalidad y hay que golpearles la puerta, abrírsela y tratar de llevarlas. Nos pasa que, a veces, hay gente que ni siquiera tuvo fuerza para pedir una beca para los hijos correspondiéndole. Entonces, ahí tiene que estar el Estado diciendo, «che, te lleno el formulario yo».
También tené en cuenta esto: estamos fundando un pueblo por año. Y vos con tus aportes al Estado estás pagando la infraestructura que no se hizo en el pasado, pero también estás pagando el desarrollo futuro de gente que aún no llegó. A cualquier sociólogo o a cualquier economista le encantaría estudiar lo que está pasando en Neuquén.
La negociación por las rutas y la pulseada por la renta
P: En la discusión legislativa por el acuerdo para el financiamiento de rutas la oposición planteó que se podría haber negociado mejor: si las petroleras rompen las rutas, que las petroleras paguen. ¿Quedó conforme con ese acuerdo?
R: Fue extraordinario. Por varios motivos. O sea, por empezar, las empresas propusieron muchas rutas que usaba la industria y nosotros aceptamos las que nos generan a nosotros, no solo un impacto positivo en Vaca Muerta, sino otro tipo de desarrollo. Por ejemplo, la Ruta 51 que va hasta el lago Mari Menuco no la va a usar solo la industria, la usa el turismo. Vamos a poner en valor Los Barreales y también tenemos una ruta alternativa para Cutral Co y Plaza Huincul.
Fue una negociación. Ahora, conseguir 30 meses de financiamiento sin un costo… Por algo todas las provincias de Argentina quieren copiarnos. Fue extraordinario. No fue como otras obras que sirven para que otros tomen rentabilidad y las termine siempre el Estado. El gasoducto (Néstor Kirchner), por ejemplo, ¿no? O sea, los que critican un acuerdo son los que avalan un gasoducto que lo pagamos todos para que se enriquecieran las empresa que venden. Yo no lo juzgo, pero este fue un acuerdo extraordinario.
P: ¿Se pudo haber negociado que un porcentaje fuera un aporte exclusivo de las empresas y no regalías?
R: No porque si no, no te lo firman. El proyecto es inédito, no hay lugar donde se haya hecho de esta manera. Tampoco hay que perder de contexto todo lo que hemos pedido en la negociación. Primero, para entrar en un área con una Cench tenés que pagar, antes no se pagaba. Si querés vender parte del área porque no cumplís las inversiones, tenés que pagar a la provincia. En la gran mayoría de los casos tenés que llevar asociado a GyP. Otro punto, las becas. Las obligamos a hacer el Instituto Vaca Muerta, que es el más moderno del mundo, para formar a nuestra gente, más los programas de empleo que pagan las operadoras y ahora el tema del agua. Armamos todo ese combo para monetizar nuestros recursos con la industria que antes no se hacía.
P: ¿Eso se puede definir como rediscutir la renta petrolera?
R:Sí, nosotros la rediscutimos y estamos ganando en la pulseada. Y creo que mucho tuvo que ver con que nuestro único compromiso es con Neuquén. Pero así como te digo esto, generamos las condiciones para que les vaya bien. Por ejemplo, el RIGI para el upstream es mío, mío. Mío con Toto (Caputo) y explicándole como estamos haciendo ahora con el gas seco. Yo le expliqué todos los eslabones. A algunos les da miedo explicarle muchas cosas. Yo le dije: «Si vos liberás el impuesto a la renta en los barcos o en los caños, pero no liberás el upstream no vas a acelerar para llenar todo eso porque tenemos una ventanita». Yo peleé por el RIGI para que les vaya bien.
P: ¿Dónde encuentra los límites para rediscutir esa renta? En la voluntad de las operadoras, en la legislación, en el contexto económico…
R: No, la legislación provincial me exige mucho menos. En una negociación, voy con dureza, veo dónde está el punto de quiebre. En las áreas que negociamos con (Horacio) Marín yo le fui exigiendo, le fui exigiendo, pero ellos pensaban pagarme 100 millones y termino sacando 500. Porque tengo los números de lo que ganan y voy manejando la negociación. Yo soy fanático de Neuquén, entonces les digo «flaco, tienen que ponerla; si les va bien a ustedes le tiene que ir bien a Neuquén». Eso está bueno que lo legislemos.
Un nuevo fondo soberano
P: En diciembre de 2027 finaliza el plazo de la ley que suspendió el ahorro en el fondo anticíclico, ¿qué van a hacer?
R: Nosotros lo vamos a incrementar. Vamos a crear un fondo soberano muy potente, como realmente tiene que ser. Un fondo que te puede llegar a servir para estabilizar momentos magros de la economía o bien para reinvertirlo en actividades que generen desarrollo de la economía y la construcción del nuevo Neuquén. Eso sí, vamos a encapsular la plata.
P: ¿Y cuándo sería un buen momento para hacerlo?
R: El fondo vos lo podés constituir cuando no tenés deuda. Yo tuve una reunión en Washington con un organismo internacional y me hicieron esta misma pregunta y les di esta respuesta. En Neuquén pasaba esto: era como ahorrar un 10% abajo del colchón, pero después pagar el mínimo de la tarjeta de crédito. Y si vos tenés un hijo y no tenés un baño, no tenés cómo mandarlo a la escuela, no tenés un dormitorio para ese hijo, que es el déficit de infraestructura que nosotros tenemos, ¿te vas a poner a ahorrar para tus nietos? Entonces, primero pago las deudas, doy la infraestructura para que mi hijo tenga las oportunidades, que son los 4.000 millones de dólares que estamos ejecutando, y cuando tenga eso encaminado, ahí empiezo a ahorrar. Yo creo que ese escenario va a ser en el 2028.
Hacer un «gran acuerdo» y otras definiciones del 2027
P: Mencionó en una entrevista reciente esta idea de hacer un gran acuerdo hasta las elecciones del 2027 para sacar adelante a la Argentina. ¿Habla de los gobernadores con Nación? ¿De los partidos?
R: No, yo creo que tenemos que pensar en la Argentina. En ver cómo generamos un acuerdo nacional, incluso siendo oposición. Porque vos no podés romper las reglas económicas a gente que va a invertir para los próximos 35 años porque les cambiamos una política de Estado. Entonces, yo creo que nosotros tenemos que ser garantes de que la seguridad jurídica no se puede tocar en la Argentina. Sobre todo en el rol en el que estamos nosotros, donde tenemos que atraer inversiones porque el capital propio, el capital argentino, no alcanza para extraer todo el gas y el petróleo en la ventanita de tiempo que tenemos. Entonces, si nosotros perdemos ese intangible de la seguridad jurídica, la verdad que perdemos como país porque no lo vamos a poder reconstruir. Entonces, creo que este gran pacto para el desarrollo de la Argentina es, por un lado, con quienes tenemos coincidencias de desarrollo y por otro lado, con quienes no para decir «no le vamos a hacer daño al país».
P: ¿Estaría dispuesto a un acuerdo con La Libertad Avanza para las elecciones del año que viene?
R: Nosotros siempre dialogamos. Para mí la defensa de Neuquén es con todos. O sea, yo invito a todos y el que se quiera quedar afuera, se quedará afuera.
P: Si la primera gestión fue de reordenar para redistribuir, como viene planteando el gobierno. Una segunda gestión de La Neuquinidad, ¿a qué deberá apuntar?
R: Va a ser del desarrollo más importante que va a tener la provincia en toda su historia y en donde tenemos que consolidar ese crecimiento a partir de fortalecer las instituciones y que Vaca muerta llegue a cada metro cuadrado.
P: ¿Apuesta también a una continuidad del gobierno de Alberto Weretilneck en Río Negro?
R: Yo creo que es clave tener como hub exportador por excelencia a Río Negro y es clave que eso se administre bien. Y todo lo que hemos armado y construido con Alberto, incluso ahora este estudio que estamos haciendo con el CFI (Consejo Federal de Inversiones) para ver las rutas que son las adecuadas para llegar a Vaca Muerta… La verdad que el proyecto provincialista que conduce hoy Alberto para nosotros es importante. Yo creo en una en una Argentina federal y con estados provinciales fuertes.
P: ¿Podrían acordar la fecha de la elección?
R: No, eso depende de cada provincia. Así como yo digo que en Neuquén cada municipio va a diseñar, con un trabajo de sastrería, su traje a medida, creo que cada provincia tiene que hacer lo mismo.
Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista, participó de ‘Argentina at Silicon Valley’, una jornada en la que conversó con Alec Oxenford, embajador argentino en EE.UU., sobre el desafío energético que plantea el crecimiento de la inteligencia artificial. “En la próxima década vamos a necesitar alrededor de 5.000 nuevos data centers y 250 GW de capacidad adicional. Estamos hablando de una demanda de energía asociada a la infraestructura digital que podría cuadruplicarse hacia 2050. La pregunta es dónde y con qué energía vamos a abastecer ese crecimiento”, señaló Galuccio en la primera edición del evento que reunión a emprendedores, inversores y referentes tecnológicos de EE.UU.
Galuccio planteó la necesidad de diversificar geográficamente la infraestructura que sostendrá el crecimiento de la inteligencia artificial. En esa clave, puso en el centro de escena a Vaca Muerta como proveedor de energía para traccionar la instalación de centros de datos en el país. “La Argentina puede contribuir a la resiliencia global de la infraestructura digital. Está estratégicamente ubicada en una región libre de conflictos bélicos, está atrayendo inversiones en el espacio digital y cuenta con Vaca Muerta como una fuente de energía confiable, estable y de menores emisiones”, afirmó.
Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista, junto con Alec Oxenford, embajador argentino en EE.UU.
“Los desarrolladores de data centers necesitan enormes cantidades de gas y electricidad. Por eso tiene mucho sentido desarrollar data centers cerca de las cuencas de shale: de un lado hay abundancia de gas y del otro, una demanda creciente de energía. Y hay un dato que cambia la ecuación: transportardatos cuesta entre 90% y 99% menos que transportar gas o electricidad”, señaló Galuccio.
La conversación también abordó la convergencia entre tecnología y energía. Galuccio señaló que esta relación funciona en las dos direcciones: la expansión de la inteligencia artificial demandará cada vez más energía, mientras que la AI, la automatización y la robótica permitirán producirla de manera cada vez más eficiente.
La energía aparece como una ventaja concreta: en 2025, la Argentina produjo energía equivalente al 140% de sus necesidades, frente al 114% de 2023, con crecimiento simultáneo de distintas fuentes
Galuccio puso esta oportunidad dentro de una mirada más amplia sobre Argentina. Destacó la calidad geológica de Vaca Muerta, el talento técnico disponible en el país y la capacidad demostrada para atraer inversiones de largo plazo: entre 2013 y 2025 se invirtieron alrededor de US$ 80.000 millones en la cuenca.
También habló de la innovación como uno de los pilares del crecimiento de Vista y planteó que no necesariamente implica incorporar tecnología sofisticada, sino encontrar formas distintas de resolver problemas. Mencionó como ejemplos el desarrollo de arena local, la incorporación de wet sand (arena húmeda) y la electrificación del primer equipo de perforación de Vaca Muerta y de la primera compresora de gas natural de Latinoamérica abastecido íntegramente con energía renovable.
Sobre el crecimiento de Vista, repasó que la compañía nació como una startup de energía con el objetivo de construir una empresa diferente: ágil, innovadora y con una cultura de ownership y accountability. Recordó el fondeo inicial de US$ 800 millones a través de una estructura novedosa para Latinoamérica como fue el SPAC, y destacó que el crecimiento posterior se construyó sobre una combinación de cultura, estrategia, disciplina de ejecución y cumplimiento sostenido de los compromisos asumidos con el mercado.
El ministerio de Economía de la Nación anunció la aprobación del RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones) para el proyecto de inversión presentado por Tecpetrol para el desarrollo de petróleo No Convencional en el área Los Toldos II Este en Vaca Muerta.
Desde la compañía destacaron que “Tecpetrol avanza así en la mayor inversión de su historia, por un total de U$S 6.400 millones, de los cuales más de 2.000 millones se desembolsarán hasta fines de 2027”. GyP, la empresa de energía de la provincia del Neuquén, participa con un 10 % en el área.
Al respecto puntualizaron que:
Este proyecto se apoya en la experiencia adquirida desde 2017, cuando Tecpetrol se convirtió en la primera compañía en invertir en el desarrollo masivo de gas No Convencional en el país en el área Fortín de Piedra, que hoy abastece el 16% de la demanda de gas del país, y validó el potencial gasífero de Vaca Muerta.
En un contexto internacional que posiciona a Vaca Muerta como un activo estratégico, varios factores contribuyen con la aceleración de este proyecto: el ordenamiento macroeconómico y la previsibilidad que brindan tanto el nuevo marco regulatorio para el sector hidrocarburífero como el RIGI.
La meta de este proyecto es alcanzar los 70.000 barriles de petróleo por día en el 2027, lo que nos permitirá llegar a una producción cercana a los 100.000 barriles por día en la Cuenca Neuquina.
Este proyecto se desarrolla en el Hub Norte de Vaca Muerta, cercano a Rincón de los Sauces, en la provincia de Neuquén, requiriendo la construcción de la Planta Central de Procesamiento (CPF), un sistema de 50 MW de generación eléctrica, 40.000 HP de compresión, ductos de evacuación de gas y crudo y sistemas de captación de agua. Para la construcción de las instalaciones se generarán más de 3.100 puestos de trabajo en el pico de obra.
Esta inversión representará un fuerte impulso para la actividad de las PyMEs industriales y de servicios. Cerca de 800 empresas nacionales participan en las tareas de construcción de las instalaciones. Muchas de ellas forman parte de nuestro programa de apoyo a la cadena de valor, ProPymes, se destacó.
En la XI Semana de la Energía, que la OLACDE Y CAF desarrollan en Santo Domingo, se presentó un informe con “los nuevos resultados del Proyecto Regional de Integración Gasífera” impulsado por ambas organizaciones.
El análisis confirma que existe espacio para profundizar los intercambios en el Cono Sur: bajo un escenario de mayor demanda y ajustes regulatorios, podrían escalar hasta alrededor de 60 millones de metros cúbicos diarios.
La sesión “Integración Gasífera Regional: infraestructura, mercados y seguridad energética para la transición” reunió a referentes del sector privado, organismos e instituciones financieras internacionales para analizar cómo aprovechar los recursos disponibles, ampliar mercados y fortalecer la seguridad energética en un contexto de transición y mayor electrificación.
Los resultados fueron presentados por Esteban Kiper, de OLACDE, quien explicó que el problema central no es la disponibilidad de gas, sino las condiciones para transportarlo y desarrollar demanda firme. El estudio muestra un fuerte crecimiento de Vaca Muerta y del Presal, mientras declina la producción boliviana, y señala oportunidades concretas en Chile, Brasil, Paraguay y Uruguay.
“El gas argentino puede llegar de manera competitiva a mercados como el sur de Brasil, el centro y norte de Chile, Uruguay y, eventualmente, Paraguay”, señaló Kiper, al remarcar que la integración requiere infraestructura, ajustes regulatorios y contratos firmes de largo plazo. En un escenario de mayor demanda y cambios regulatorios, los intercambios regionales podrían escalar hasta alrededor de 60 millones de m³ diarios.
El análisis identifica además beneficios económicos diferenciados para la región: más exportaciones y sustitución de importaciones para Argentina, menores costos al reemplazar GNL en Chile, energía más competitiva para la industria brasileña e ingresos por tránsito para Bolivia. También muestra que, con mayor demanda, Vaca Muerta y el Presal pueden desarrollarse simultáneamente, evitando una competencia de suma cero entre ambas cuencas.
Ivo Nacucchio, de OLACDE, moderó el intercambio sobre los principales desafíos para llevar esa integración a la práctica: seguridad energética, contratos de largo plazo, financiamiento, calidad institucional, flexibilidad del suministro y complementariedad entre gas regional, GNL y electricidad.
Soledad Lysak, de TotalEnergies, destacó la importancia de ofrecer alternativas y flexibilidad a los clientes. La compañía realizó en abril de 2025 su primera exportación de gas de Vaca Muerta a Brasil vía Bolivia, experiencia que mostró, según explicó, que el negocio puede ganar volumen a medida que se consolidan condiciones regulatorias y comerciales.
Desde el Gas Exporting Countries Forum, Philip Mshelbila sostuvo que “necesitamos contratos de largo plazo, pero contratos de largo plazo más flexibles”, al explicar que productores y compradores deben compartir mejor los riesgos y asegurar previsibilidad frente a shocks geopolíticos y de precios.
Carlos Garibaldi, secretario ejecutivo de ARPEL, puso el foco en la calidad institucional, la estabilidad regulatoria y el acceso al financiamiento. Advirtió que la región dispone de recursos abundantes, pero necesita aprovechar una ventana de oportunidad que no será permanente.
Por su parte, Manuel Luengo, Lead Energy Specialist para América Latina y el Caribe del Banco Mundial, señaló que el Grupo Banco Mundial ve oportunidades en infraestructura de transporte, gasoductos, terminales de GNL, distribución y garantías para proyectos complejos, con la seguridad energética ganando peso como criterio para evaluar nuevas inversiones.
Desde Wärtsilä, Juan Ignacio Alarcón explicó que el papel del gas está cambiando con el crecimiento de las renovables y las baterías: “La integración estará completa cuando un país pueda contar con el gas de su vecino en el peor día del año y no solamente en el mejor”.
Al cerrar la sesión, Guido Maiulini, Jefe de Asesoría Estratégica de OLACDE, sostuvo que el nuevo escenario geopolítico vuelve a colocar al gas natural como un energético relevante para la transición. Destacó la complementariedad entre gas regional, GNL y electricidad y afirmó que OLACDE seguirá trabajando en la construcción de un mercado regional capaz de ganar competitividad, reducir costos y fortalecer la seguridad energética.
MetroENERGÍA, la comercializadora de gas natural controlada por MetroGAS, incorporó a partir de octubre nuevos contratos de comercialización hacia mercados internacionales en el marco de su estrategia para ampliar el alcance operativo fuera del país.
El regreso a la exportación se produce en un contexto en el que el mercado de comercialización permite potenciar el crecimiento de la producción de gas en Vaca Muerta. En agosto de 2026, la producción de gas natural a nivel nacional alcanzó los 155,7 millones de m³ diarios, de los cuales 119,4 millones de m³ diarios fueron aportados por la cuenca neuquina (1,7 % más que en agosto de 2025).
Rafael Borrego, director Comercial de MetroGAS, sostuvo que “retomar los contratos de exportación nos permite ampliar las oportunidades comerciales y seguir desarrollando un negocio que requiere una gestión cada vez más sofisticada. Tenemos que articular la oferta disponible con la demanda, considerar las condiciones de abastecimiento y transporte y construir operaciones que sean sustentables para todos los actores involucrados”.
A partir de octubre entonces MetroENERGÍA volvió a comercializar gas natural hacia el mercado externo. Estas operaciones se suman a la experiencia desarrollada por la compañía durante la temporada anterior y amplían su participación en un negocio con oportunidades de crecimiento.
En 2025, la compañía había concretado su primera exportación de gas a Brasil, que superó los 6 millones de metros cúbicos. Ese hito coincidió con el aniversario por los 20 años de la aparición en los mercados de MetroENERGÍA, creada en 2005 como subsidiaria de MetroGAS.
La expansión internacional se suma a una estrategia comercial para potenciar el mercado interno que contempla distintos negocios y soluciones energéticas.
Entre ellos se encuentran el abastecimiento de GNC a casi 300 estaciones de servicio, la generación con gas y el desarrollo de proyectos de autogeneración eléctrica para empresas con un consumo intensivo de energía.
Además, MetroENERGÍA firmó el año pasado un acuerdo para abastecer GNC a la primera flota de colectivos urbanos del país, como parte de un plan de transición hacia sistemas de transporte más eficientes y con menor impacto ambiental. Para garantizar esta operación, MetroENERGÍA asegura el suministro continuo de gas natural a una estación de carga exclusiva ubicada en el barrio porteño de Barracas, desde donde se abastecen las unidades.
El gerente de Negocios Mayoristas y Abastecimiento de MetroGAS, Pablo De Cicco, consideró que “el desarrollo de nuevos negocios permite ampliar la propuesta de MetroENERGÍA más allá del suministro de gas. La experiencia en comercialización, planificación de la demanda y gestión del abastecimiento permite a la compañía a acompañar a los clientes en necesidades energéticas cada vez más diversas”.
La capacidad para articular abastecimiento, transporte y demanda también resulta relevante en las operaciones internacionales. MetroENERGÍA cuenta con acuerdos de suministro con productores y capacidad de transporte para gestionar operaciones destinadas a distintos mercados manteniendo el foco en la previsibilidad y la continuidad del negocio.
El jefe de Comercialización de Gas Natural y Transporte de MetroENERGIA, Mariano Luzuriaga, destacó que “Integramos la gestión comercial, la planificación de la demanda y la capacidad operativa para desarrollar soluciones adaptadas a cada necesidad. Esa combinación es la que nos permite trabajar tanto sobre el mercado interno como en el proceso de integración energética regional, del cual somos protagonistas”.
Con acceso a todas las cuencas productivas y capacidad de transporte firme, MetroENERGÍA articula toda la cadena de valor del gas, desde el ingreso al sistema de transporte hasta el consumo final, con el objetivo de garantizar abastecimiento continuo durante todo el año.
“La oportunidad está en desarrollar mercados para canalizar el crecimiento de la producción, apalancados en nuestra experiencia y capacidad para gestionar operaciones cada vez más complejas”, concluyó Borrego.
Acerca de MetroGAS
Constituida en 1992, MetroGAS es una de las empresas prestadoras de servicios públicos más importantes del país, líder en el sector de distribución de gas natural.
Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano. Su área de cobertura abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los siguientes partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
Quintana Energy, una de las operadoras emergentes en la cuenca del Golfo San Jorge, concretó su primer embarque de petróleo desde la planta Termap, ubicada en Caleta Olivia, hacia Los Ángeles, Estados Unidos. La carga consistió en 189.000 barriles de crudo extraído del bloque Cañadón León–Meseta Espinoza, área que la empresa opera desde que YPF decidió abandonar sus campos maduros en Santa Cruz para enfocarse en Vaca Muerta.
El acuerdo que permitió esta operación se firmó en diciembre de 2025 entre Quintana Energy y Fomicruz, la empresa estatal de Santa Cruz, tras la licitación de los campos maduros dejados por YPF. Además, la compañía se hizo cargo de la operación de otros yacimientos en Mendoza y Río Negro dentro del Plan Andes, incluyendo el histórico yacimiento de tight gas Estación Fernández Oro.
El buque Pis Kerinci fue el encargado de transportar los 30.000 m3 de crudo hacia Estados Unidos, iniciando así una nueva etapa para Quintana como operador de campos convencionales con capacidad de exportar. Actualmente, la producción en Santa Cruz alcanza los 6.000 barriles diarios, según los datos oficiales más recientes.
En un comunicado, la empresa destacó que “esta carga lleva mucho más que petróleo. Lleva el talento de nuestros profesionales y el trabajo de toda una cadena de valor de proveedores que crece junto a nosotros. Ese es el ADN de Quintana, nuestra forma de hacer las cosas que viaja de activo en activo y que ahora también cruza el océano”.
Este primer embarque forma parte de una estrategia que busca fortalecer la generación de divisas y financiar un plan de inversiones propio que ronda los 200 millones de dólares en el flanco norte santacruceño, incluyendo el área Anticlinal Aguada Bandera, con el objetivo de reactivar la producción.
El plan también contempla la exploración de la formación D-129 para buscar tight oil, con un diseño de pozo aún por definir, que podría ser horizontal o vertical. Quintana apunta a maximizar la recuperación de campos maduros con historial de declino, que quedaron en segundo plano durante el auge de Vaca Muerta.
El presidente y CEO de Quintana, Carlos Gilardone, ha señalado que la empresa tuvo una “segunda fundación” en 2021, a partir de una estructura financiera que combinó capital propio con el aporte de Trafigura como trader para desarrollar infraestructura en Santa Cruz. Tras el lanzamiento del Plan Andes por YPF, Quintana analizó los activos disponibles con la visión de darles un nuevo impulso y sumar reservas, considerando la exportación como una pieza clave.
El bloque Cañadón León representa el desafío más complejo para Quintana, dado su historial de más de 70 años y la necesidad de extraer petróleo de forma rentable. Actualmente, el costo de extracción ronda los 48 dólares por barril, cifra que la empresa pretende reducir hasta un 40% hacia finales de 2026 para mejorar la eficiencia en los próximos años.
En paralelo, otras inversiones relevantes en la región se concretan, como la anunciada por Torres y Pan American Energy, que invertirán más de 1.200 millones de dólares en Cerro Dragón, incluyendo la implementación del primer RIGI para petróleo convencional en Argentina y la ampliación del proyecto con nuevas plantas y pozos.
La producción de petróleo en la Cuenca Neuquina, donde se encuentra Vaca Muerta, experimentó un fuerte crecimiento en agosto de 2026, registrando la mayor suba mensual del año con un aumento del 3,7%, según datos del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).
Este incremento permitió que la región promedie 118.143 metros cúbicos diarios de petróleo, lo que representa un aumento de 4.264 metros cúbicos respecto a julio. En términos nacionales, la producción total alcanzó los 148.162 metros cúbicos diarios, con un crecimiento del 2,7% mensual.
El motor principal de esta expansión fue el petróleo no convencional, que subió un 4,2% en un mes, llegando a 107.239 metros cúbicos diarios. Este tipo de crudo ya constituye el 91% de la producción total de la Cuenca Neuquina, consolidando la relevancia del shale oil en la región.
Por otro lado, la producción de petróleo convencional se mantuvo casi estable, con 10.903 metros cúbicos diarios, aunque con una tendencia decreciente que se refleja en una caída del 13,8% en comparación con agosto de 2025.
En la comparación interanual, la producción total de la Cuenca Neuquina creció un 22,1%, mientras que el petróleo no convencional avanzó un 27,5%. Desde enero de 2026, el crecimiento acumulado en la región alcanza el 10,3%.
Las principales empresas productoras de shale oil en Vaca Muerta son YPF, con 53.708 metros cúbicos diarios, representando casi la mitad del total nacional. Le siguen Vista Energy con 12.961, Pluspetrol con 7.436, Shell con 6.799 y Pan American Energy con 5.744 metros cúbicos diarios.
En cuanto al gas natural, la Cuenca Neuquina produjo alrededor de 119,1 millones de metros cúbicos diarios en agosto, lo que representa una baja del 2,25% respecto a julio, un comportamiento habitual tras la temporada invernal. Sin embargo, este volumen es un 1,3% superior al registrado en agosto de 2025.
Con estos resultados, Vaca Muerta continúa consolidándose como un pilar fundamental del mapa energético argentino. El próximo desafío será mejorar la infraestructura y la capacidad logística para acompañar el aumento sostenido de la producción y facilitar la extracción y transporte del petróleo.
El desarrollo acelerado de Vaca Muerta y los proyectos energéticos asociados generan una creciente demanda de trabajadores especializados en la industria petrolera y gasífera argentina. Desde operarios y técnicos hasta profesionales con experiencia en la gestión de grandes proyectos, el sector enfrenta un desafío clave para sostener su expansión.
Un estudio conjunto de Aleph Energy y el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) estima que, en su pico de actividad, Vaca Muerta necesitará entre 30.000 y 43.000 trabajadores directos, concentrándose principalmente en la construcción de infraestructura. Además, la proyección laboral abarca entre 180.000 y 240.000 empleos si se consideran los puestos indirectos vinculados al desarrollo energético.
La escasez de talento afecta también a cargos ejecutivos, donde una parte considerable de profesionales argentinos se encuentra radicada en el exterior. La consultora Numan identificó a más de 1.200 especialistas argentinos del sector energético fuera del país y realizó un relevamiento para medir su disposición a regresar y las condiciones que valorarían.
Entre agosto y septiembre de 2026, se encuestó a 183 profesionales distribuidos en 33 países. El 54% manifestó que es probable o muy probable que regresen a trabajar en Argentina en los próximos tres años. De ese grupo, un 14% ya está evaluando activamente la posibilidad, mientras que un 40% se encuentra abierto a regresar si se presenta una oportunidad adecuada. Solo un 11% descartó la idea de retorno en ese período.
El 55% de los consultados acumula más de 20 años en la industria energética y el 75% ocupa cargos gerenciales o superiores. En cuanto a las áreas de trabajo, el 55% se desempeña en exploración, perforación y producción de petróleo y gas. Geográficamente, el 33,3% vive en Europa, el 30,6% en Estados Unidos y el 19,7% en otros países de Latinoamérica. Según Numan, los profesionales con mayor jerarquía son quienes muestran una mayor predisposición a volver.
La voluntad de retorno está condicionada a propuestas laborales concretas. El 65% exige una compensación en moneda dura, el 48% solicita apoyo para la relocalización familiar y el 47% espera un paquete salarial equivalente en dólares al que perciben actualmente. A pesar de esto, un 21% estaría dispuesto a aceptar una reducción salarial si el proyecto profesional resulta suficientemente atractivo.
En paralelo, el Instituto Vaca Muerta, lanzado por YPF en 2026, apunta a formar unos 15.000 técnicos hacia 2030. Sin embargo, los mandos medios y altos requieren años de experiencia que solo pueden obtenerse con trayectoria operativa. Por ello, los profesionales argentinos que han desarrollado sus carreras en el exterior constituyen una fuente estratégica de talento para acompañar la expansión y formación del sector.
El Directorio de YPF S.A. (“YPF”), en su reunión del día de la fecha, aprobó la adquisición del 24,99% de las acciones de YPF Energía Eléctrica S.A. (“YPF Luz”) de titularidad de BNR Power Investments B.V. (“BNR”), por un monto de USD 430 millones. Una vez que se complete la operación, que se encuentra sujeta a las condiciones habituales para este tipo de transacciones, YPF será titular del 100% del capital de YPF Luz.
“YPF continúa creciendo para convertirse en una compañía energética de clase mundial y esta operación es un paso más en ese camino, que le permitirá a YPF Luz acelerar el crecimiento y potenciar sus capacidades, manteniendo su foco y especialización en el sector eléctrico y sumando valor a la propuesta energética integral de YPF”, señaló Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
YPF creó YPF Luz en 2013 con la visión de desarrollar un actor especializado en el sector eléctrico, que complementara su propuesta energética y contribuyera al desarrollo del país. En 2018, General Electric (“GE”) se incorporó como accionista para acompañar el crecimiento de la compañía, apoyo que continuó bajo GE Vernova (“GEV”) (a partir de la escisión de GEV de GE en 2024) a través del fondo BNR. Desde entonces, YPF Luz amplió su escala, fortaleció sus capacidades y se consolidó como uno de los principales generadores de energía eléctrica de la Argentina.
Con 3,8 GW de capacidad instalada, presencia operativa en ocho provincias y una generación equivalente a aproximadamente el 10% de la energía eléctrica abastecida en la Argentina, YPF Luz tiene una posición relevante en el mercado de energías renovables y cuenta con una cartera diversificada de activos y clientes, lo que permitió a YPF Luz registrar un EBITDA de USD 479 millones en los últimos doce meses finalizados en junio de 2026.
YPF inauguró en la ciudad de Córdoba la primera estación YPF Black del interior del país y la primera de este formato desarrollada y operada por un concesionario independiente de la red. Ubicada frente al puente de Villa Warcalde, representa un nuevo paso en la transformación que la compañía impulsa para evolucionar la experiencia de sus clientes en todo el país.
Desarrollada por Grupo Vespasiani y Guillermo Bollatti, la estación cuenta con una superficie cercana a los 5.000 metros cuadrados, cuatro surtidores para combustibles líquidos, dos posiciones de GNC, operación dual y una dotación de más de 30 colaboradores.
Bajo el concepto “Más que una estación, un destino”, YPF Black representa la máxima expresión de la experiencia YPF. Su propuesta combina excelencia operativa, atención personalizada, servicios innovadores, gastronomía y conveniencia, con el objetivo de transformar la tradicional parada para cargar combustible en una experiencia integral pensada para las nuevas formas de movilidad y consumo.
La estación incorpora modernos estándares de servicio y espacios diseñados para acompañar cada etapa de la experiencia del cliente. Entre sus principales atributos se destacan YPF Pit Stop y una propuesta de valor diferencial a través de su tienda FULL, que integra una completa experiencia gastronómica con productos de Carne, la marca creada por el chef argentino Mauro Colagreco, y la incorporación de Fonte D’Oro, ampliando la variedad y calidad de su oferta. Todo esto se complementa con una operación disponible las 24 horas, acompañando a los consumidores en cualquier momento del día.
Con esta inauguración, Córdoba se convierte en una de las primeras ciudades del país en incorporar la propuesta más innovadora y diferencial de la compañía fuera del Área Metropolitana de Buenos Aires.
Sobre la transformación de la red YPF
YPF está transformando su red de estaciones para responder a nuevas formas de movilidad, consumo y conveniencia. Como parte de esta evolución, la compañía desarrolla un portfolio de modelos compuesto por YPF Black, YPF Núcleo y Refiplus, con propuestas adaptadas a distintos perfiles de clientes, ubicaciones y necesidades.
Esta transformación comenzó a materializarse en 2026 y para fin de año, YPF prevé contar con 8 estaciones Black y más de 21 estaciones Refiplus operativas en distintas regiones del país.
Con una red de más de 1.600 estaciones de servicio, la compañía avanza hacia un modelo que amplía el rol tradicional de sus puntos de venta, incorporando nuevas propuestas de servicios, gastronomía y conveniencia para ofrecer experiencias cada vez más relevantes para sus clientes.
Un fuerte temporal golpeó a Neuquén y el arroyo Carranza creció de manera repentina. Una camioneta intentó cruzar por una zona no habilitada y fue arrastrada por la corriente. Los ocupantes se salvaron de milagro 
ATAQUE EN ARABIA SAUDÍ: MISILES IMPACTARON EN EL AEROPUERTO DE RIAD
Un ataque atribuido a los hutíes de Yemen habría impactado en el aeropuerto internacional Rey Jalid, en la capital saudí, dejando un saldo de 12 muertos y más de 300 heridos, según la información difundida.
La ofensiva se produce en medio de una escalada de violencia en la región del Golfo Pérsico. Además, se trataría del tercer ataque de la semana contra instalaciones aeroportuarias de Arabia Saudí.
Tras el episodio, los insurgentes advirtieron sobre la vulnerabilidad de los aeropuertos y del espacio aéreo del país, mientras las autoridades saudíes mantienen la alerta ante el avance del conflicto.
