La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación abrió una instancia de consulta pública para que los ciudadanos y organizaciones accedan a información sobre los impactos ambientales y sociales del proyecto AMBA I, y conozcan las medidas de mitigación previstas.
El proyecto forma parte del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, que contempla 16 obras prioritarias orientadas a mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver los cuellos de botella estructurales que hoy limitan el transporte de energía desde los puntos de generación hacia los centros de consumo. AMBA I se encuentra, además, en proceso de obtención de la garantía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).
Qué comprende el proyecto AMBA I
* Construcción de una nueva estación transformadora (E.T. Plomer). * Ampliación de la E.T. 25 de Mayo. * Adecuación de las estaciones transformadoras E.M. Atucha, E.T. Ezeiza, E.T. General Rodríguez, E.T. Mercedes, E.T. Luján, E.T. Zapalorto y E.T. Pantanosa. * Construcción de las líneas asociadas.
Formatos de participación
Evento presencial
Autoridades de la Secretaría de Energía expondrán los impactos ambientales y sociales del proyecto AMBA I y sus medidas de mitigación. * Sede: Paseo Cultural “El Galpón”. * Dirección: Avellaneda 2441 (esquina Gral. Roca), Marcos Paz, Provincia de Buenos Aires. * Fecha y hora: 22 de julio de 2026, 11 hs.
Consultas virtuales
Quienes no puedan asistir de manera presencial pueden realizar consultas o comentarios sobre el proyecto a través de esta web o escribiendo a ampliaciontransporte@mecon.gov.ar. Todas las consultas serán respondidas de manera online.
Vista Energy, la mayor productora independiente de Argentina, anunció la presentación formal de la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el desarrollo del bloque Bandurria Norte, ubicado en la ventana de petróleo no convencional de Vaca Muerta. El proyecto contempla un plan de inversión estimado en US$ 5.800 millones.
Bandurria Norte cuenta con una superficie de 26.500 acres y es operado en un 100% por la firma presidida por Miguel Galuccio. El desarrollo prevé la perforación y completación de 332 nuevos pozos horizontales, con la meta de alcanzar una producción aproximada de 50.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d).
Dado que se trata de un área que actualmente no posee pozos en producción, la inversión contempla un importante despliegue de infraestructura de tratamiento y evacuación de petróleo y gas natural. Entre las obras principales Vista prevé la construcción de una batería con capacidad para procesar alrededor de 40.000 barriles de petróleo por día, una estación compresora de gas, y los tendidos de oleoductos y gasoductos de interconexión necesarios para transportar el fluido.
Hasta el momento, Vista ha invertido aproximadamente US$ 7.000 millones en la Argentina, produce más de 156.000 barriles equivalentes diarios y destina más del 70% de su oferta de crudo al mercado de exportación, lo que la posiciona como el principal operador independiente y máximo exportador del país. Además, este representará el primer desarrollo masivo de Vista ubicado fuera de su hub operativo tradicional encabezado por Bajada del Palo Oeste y Bajada del Palo Este.
En abril de este año, la petrolera había comunicado sus intenciones de solicitar al RIGI proyectos para desarrollar Bandurria Norte y Águila Mora con el objetivo de traccionar inversiones que, de otra manera, hubieran quedado relegadas en el cronograma de la compañía. Según había expresado Galuccio, el impacto del RIGI es determinante para mejorar las tasas de retorno en estos bloques no desarrollados. Sin estos incentivos fiscales, el desarrollo masivo de ambas áreas recién se habría priorizado cerca de 2030, pero el marco normativo permitirá acelerar el despliegue de capital.
Resultados
Días atrás Vista presentó los resultados correspondientes al segundo cuatrimestre de 2026 e informó ingresos totales por US$ 1.150 millones, un 89% más a los registrados en el segundo trimestre del año anterior. Además, reportó un incremento de la producción del 32% respecto del mismo período de 2025, impulsado por el desarrollo de los activos de la compañía en Vaca Muerta, como así también la consolidación de los activos que había adquirido a la noruega Equinor.
La petrolera conducida por Galuccio reportó un aumento de las exportaciones de petróleo por un 54% interanual, alcanzando los 8.6 millones de barriles durante el trimestre y representando el 72% del volumen total de ventas de petróleo de la compañía.
En abril de 2025, Vista había adquirido los activos de Petronas en La Amarga Chica, por un total de US$ 1340 millones. Esto le permitió hacerse de una de las áras estratégicas del principal hub de shale oil de Vaca Muerta y convertirse en el mayor exportador de crudo del país.
Con el propósito de congregar a los principales referentes de la industria, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) anuncia la apertura de las inscripciones para el 9no. Seminario del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®), el cual se llevará a cabo el próximo 16 de octubre. El encuentro cuenta, como es habitual, con el respaldo del Consejo Internacional de Asociaciones de la Industria Química (ICCA).
Propiciar un canal sólido de articulación público-privada es el objetivo de esta novena edición, que se estructurará bajo las premisas de gobernanza responsable, compromiso y buenas prácticas. A través de las ponencias de autoridades gubernamentales, académicos y especialistas del ámbito corporativo, se buscará construir consensos y plantear propuestas frente a los desafíos de sustentabilidad, gestión ambiental, innovación y competitividad que marcan las demandas productivas actuales.
El PCRMA®, presente en más de 70 países y reconocido globalmente como “Responsible Care”, es una iniciativa voluntaria de la industria química y petroquímica que promueve la gestión segura y responsable de los productos químicos a lo largo de todo su ciclo de vida. En la Argentina, es liderado por la CIQyP® desde 1992, impulsando a las empresas adherentes a avanzar en la mejora continua en seguridad, salud ocupacional y medio ambiente, al tiempo que fomenta la transparencia y la confianza con la sociedad. Cabe destacar que el Programa está acreditado bajo la certificación IRAM-ISO/IEC 17067:2015, lo que le otorga un marco de excelencia y competitividad internacional.
Principales ejes
Entre los principales ejes temáticos y la agenda actual del sector, el seminario articulará sus debates en torno a paneles clave que abarcarán diversas temáticas, entre las que se destacan:
· Relación con las comunidades: El rol de la transparencia en la gestión para construir y consolidar confianza con el entorno.
· Mejora continua e indicadores: El valor estratégico de la estandarización para optimizar la competitividad y los procesos de la industria.
· Seguridad en el transporte: La logística y el transporte de carga como aliados estratégicos de la reputación y la confiabilidad del servicio.
· Economía circular: Experiencias corporativas y académicas orientadas a la conversión de residuos en recursos con valor agregado.
Durante la jornada, se llevará a cabo la tradicional ceremonia de entrega de las distinciones anuales mediante los “Premios PCRMA® Awards”, reconociendo a aquellas industrias y transportistas del sector que han registrado el mejor desempeño en materia de seguridad, ambiente y salud ocupacional durante el último período.
De esta manera, la CIQyP® continúa brindando a sus empresas socias y a la cadena de valor herramientas y conocimientos sobre temáticas de máxima relevancia local e internacional.
El encuentro es gratuito para los socios de la CIQyP®, mediante inscripción previa. Para más detalles contactarse a informacion@ciqyp.org.ar.
Camuzzipresentó su séptimo Reporte de Sustentabilidad, en el que resume los principales resultados de su gestión durante 2025 en materia económica, social y ambiental. Elaborado bajo los estándares GRI, con indicadores específicos para el sector Oil & Gas y métricas SASB, el documento fue sometido a una verificación externa independiente realizada por Crowe.
La compañía señaló que 2025 representó un año de transformación, impulsado por la recuperación de la previsibilidad regulatoria y la entrada en vigencia de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), factores que, según indicó, permitieron consolidar una estrategia enfocada en la resiliencia operativa, la prevención de riesgos y la planificación de largo plazo.
Usuarios activos de Camuzzi
En el plano operativo, la distribuidora informó que alcanzó los 2.262.721 usuarios activos y que continúa prestando servicio en 370 localidades a través de una red de más de 52.400 kilómetros, que abastece al 45% del territorio nacional. Asimismo, destacó que, en el marco de la adecuación tarifaria, reforzó sus procesos comerciales mediante herramientas como las notificaciones digitales y los planes de pago, alcanzando una tasa de rehabilitación del 92,9% de los suministros suspendidos por mora y un récord en su nivel de cobrabilidad.
En materia financiera e institucional, Camuzzi Gas Pampeana volvió al mercado local de capitales con una emisión de Obligaciones Negociables destinada a financiar su plan de inversiones. Además, la empresa informó que, tras superar una auditoría integral realizada por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) sobre sus tres décadas de operación, el organismo recomendó la prórroga de su licencia por otros 20 años.
Las inversiones de la distribuidora
Entre las inversiones destacadas figura la continuidad de las obras de repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico, un proyecto que demanda más de $51.800 millones y que apunta a incrementar la capacidad de abastecimiento de gas natural y habilitar nuevas factibilidades para la región.
El reporte también da cuenta del avance de la estrategia de transformación digital de la compañía. Durante 2025, la Oficina Virtual superó los 12 millones de visitas y el nivel de digitalización comercial alcanzó al 98,04% de los clientes. Además, se gestionaron más de 46.000 trámites mediante terminales de autogestión y el servicio de chat registró un índice de 0% de interrupciones por tiempo de espera.
Gobernanza y capital humano
En términos de gobernanza, la distribuidora informó que finalizó el ejercicio sin multas ni sanciones vinculadas con incumplimientos regulatorios, ambientales o comerciales. También incorporó nuevas herramientas de debida diligencia para contratistas con el objetivo de fortalecer la gestión de riesgos en su cadena de valor.
Respecto de su capital humano, la empresa indicó que cuenta con una dotación de 1.685 colaboradores, registró una rotación voluntaria cercana al 1%, alcanzó una tasa de retención del 100% tras licencias parentales y logró un nivel de participación del 98,44% en la plataforma colaborativa Workvivo. Asimismo, durante el año se impartieron más de 12.400 horas-persona de capacitación, principalmente en Seguridad y Medio Ambiente, y la compañía cerró el período sin registrar fatalidades laborales.
Eje ambiental y comunidades
En el eje ambiental, Camuzzi informó que concluyó la construcción de su Inventario Corporativo de Gases de Efecto Invernadero mediante el relevamiento de emisiones de Alcance 1, 2 y 3, como paso previo al cálculo de su huella de carbono corporativa.
En cuanto al vínculo con las comunidades, la empresa señaló que desarrolló 25 iniciativas de inversión social que beneficiaron de manera directa a más de 10.000 personas a través de programas de empleabilidad, promoción cultural, bienestar comunitario y prevención. También destacó la continuidad de su apoyo a cuerpos de Bomberos Voluntarios mediante donaciones y la creación, en Bahía Blanca, del primer equipo de Primeros Auxilios Emocionales destinado a brindar contención a rescatistas en situaciones críticas.
«El 2025 representó un punto de inflexión para Camuzzi. La recuperación de un escenario de mayor previsibilidad nos permitió fortalecer nuestra capacidad de planificación, impulsar inversiones estratégicas y seguir evolucionando hacia una gestión cada vez más resiliente, eficiente y sostenible. Este reporte refleja ese recorrido y nuestro compromiso permanente con la transparencia y la generación de valor para las comunidades donde estamos presentes», afirmó Rodrigo Espinosa, director de Relaciones Institucionales de Camuzzi.
El séptimo Reporte de Sustentabilidad se encuentra disponible para su consulta en el sitio web de la compañía.
De izquierda a derecha: Griselda Lambertini, Vicente Serra, Marcelo Nachon y Sergio Falzone.
Un conflicto entre los municipios mendocinos de San Rafael y General Alvear por el acceso a la capacidad disponible de un gasoducto recién construido generó un nuevo enfrentamiento dentro del directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege). El presidente Javier Milei oficializó a comienzos de mayo la designación de la conducción del organismo y apenas un mes después su flamante titular Marcelo Lamboglia renunció en medio de una fuerte interna que ni siquiera esa salida ayudó a descomprimir y que resurge cada vez que se debate un tema relevante.
La disputa en esta ocasión es por la capacidad remanente que el Gasoducto Sur incorporó al sistema y que aún no está comprometida. El municipio de San Rafael fue el impulsor de la obra, concretada con fondos aportados mayoritariamente por el Estado Nacional, y quiere forzar a su vecino General Alvear a realizar un aporte económico que compense parte de esa inversión antes de que pueda tener acceso a esa capacidad remanente.
El directorio del organismo avaló, en los hechos, la posición de San Rafael a través de una nota enviada a Distribuidora Gas Cuyana (Ecogas), operadora del gasoducto, el 18 de junio. En ese texto le indica que no avance con el otorgamiento de factibilidades a General Alvear, paso previo indispensable para que ese municipio se conecte a la red, sin antes acordar un procedimiento con la municipalidad de San Rafael.
El primer vocal del Enrege, Marcelo Alejandro Nachon, votó en contra de esa decisión, generando un cortocircuito con sus pares. En una nota que pidió insertar como anexo del acta de la última reunión del directorio, Nachon cuestiona la decisión y expone detalles de una reunión de trabajo en la cual se discutió esa nota que finalmente fue enviada a la distribuidora. La carta forzó al vicepresidente del ente a cargo del organismo, Vicente Serra, a tener que responder con otra nota que también figura como anexo del acta de directorio.
Nachon fue el que más se enfrentó con Lamboglia y ahora parece haber encontrado en Serra a un nuevo oponente.
La historia de la obra
El 18 de noviembre de 2020 la Secretaría de Energía y el Municipio de San Rafael firmaron un convenio para avanzar con la construcción del Gasoducto Sur destinado a potenciar el abastecimiento de gas natural en ese municipio mendocino y en la localidad vecina de General Alvear. El proyecto contemplaba la construcción de una interconexión entre el gasoducto GasAndes, que transporta gas a Chile, y la ciudad de San Rafael, con sus correspondientes instalaciones de superficie complementarias.
El financiamiento corrió por cuenta en su gran mayoría del Estado Nacional en concepto de aporte no reintegrable, conforme a los parámetros establecidos en la resolución 268/2007 del ex Ministerio de Planificación Federal.
Aquella norma había sido diseñada por el entonces ministro Julio De Vido cuando las tarifas de gas estaban congeladas y se decidió girarle dinero a los municipios para que hicieran las obras que, en un contexto de normalidad, deberían haber sido realizadas por las distribuidoras.
Entonces se hizo valer la figura del “tercero interesado”, contemplada en la ley 24.076 que regula el mercado del gas, que habilita a un sujeto distinto al distribuidor a realizar una obra de expansión o mejora del servicio cuando el responsable directo no la está llevando adelante.
El acuerdo inicial preveía un desembolso de 1500 millones de pesos. En junio de 2021 se firmó una adenda para elevar esa cifra a 2133 millones y en noviembre de 2023 se firmó una nueva adenda de actualización presupuestaria por un monto adicional de 4402 millones.
Apenas asumió, el gobierno de Javier Mileise negó a girar los fondos pendientes, situación que llevó a la municipalidad de San Rafael a interponer en abril de 2024 una medida cautelar en la Justicia para que cumpliera con los pagos.
Luego de perder en primera y segunda instancia y de que la Corte Suprema le denegara un recurso extraordinario, el gobierno nacional desembolsó el dinero pendiente y en abril de 2025 acordó con San Rafael aportar otros 5200 millones de pesos para finalizar el gasoducto, que por ese entonces tenía un grado de avance del 90%.
El origen de la pelea entre los municipios
La obra finalmente se inauguró en junio de este año, pero la disputa entre los municipios surgió cuando General Alvear se presentó ante Ecogas, encargada de operar el gasoducto, para solicitar que le otorgue factibilidad, es decir, que certifique que existe capacidad disponible en la red para abastecer un nuevo consumo. Ese es el paso previo a habilitar nuevas conexiones a la red de gas natural.
El Gasoducto del Sur se inauguró el mes pasado en el sur de Mendoza.
San Rafael se opuso y le envió una carta a Enrege el 12 de junio en la que solicitó que intervenga para que no se le otorguen factibilidades a General Alvear con el argumento de que no llevó adelante la obra ni realizó ningún aporte económico posterior.
Enrege reaccionó rápido y el 18 de junio le envió una carta a Ecogas advirtiéndole que no avance hasta no coordinar con San Rafael “un procedimiento para el otorgamiento de dichas factibilidades y su registro para contabilizar las mismas hasta lograr el agotamiento total de la capacidad resultante”
“El cumplimiento de dicho deber en cabeza de la Distribuidora, debe entenderse como un instrumento de coordinación destinado a preservar los derechos derivados de la inversión realizada por el Municipio en carácter de tercero interesado”, agregó en la nota, que fue avalada por el área de legales del ex Enargas.
Las críticas de Nachon
Nachon no estuvo de acuerdo con la decisión del ente y forzó una votación que terminó perdiendo 3 a 1. Luego pidió dejar sentada su disidencia por escrito en una nota que se adjuntó al acta de la última reunión de directorio realizada a fines de junio.
En ese texto revela que el directorio discutió el tema en una reunión realizada el 17 de junio en la que también participaron Silvana Onorati, Marina Suarez y Matías Tau de la Unidad Legal del ex Enargas, Fabián Bello y Alejandro Hassan de la Unidad de Desempeño y Economía del ex-Enargas y Guillermo Lanzillotti de la Unidad de Distribución de ex Enargas.
Sostiene que, según revelaron Bello y Hassan, el gobierno nacional realizó un aporte financiero para la construcción del gasoducto que, a valores constantes, puede ser estimado en un porcentaje superior al 90% de la obra.
Luego afirma que los derechos del municipio de San Rafael deben ser proporcionales a su aporte, que no llegó al 10 por ciento. “Una interpretación contraria, es decir, que amplíe los derechos de MSR (Municipalidad de San Rafael) más allá de su efectivo aporte, implica la extensión de un privilegio, lo que es contrario al principio de acceso abierto que debe prevalecer en toda interpretación del regulador”, subraya en su nota.
Luego afirma que los representantes de la Unidad Legal manifestaron en esa reunión no recordar si enotra resolución del ex Enargas se le otorgó un reconocimiento de derechos en forma explícita a un eventual tercero interesado, queriendo dejar en claro que lo que decidió la mayoría del directorio es inédito.
“Las demás personas que trabajaron en el ex Enargas, tampoco recordaron que hubiera una resolución del organismo autorizando el inicio de obras con este reconocimiento hacia el tercero interesado (en este caso San Rafael), lo cual es coherente con el Régimen de Acceso Abierto. Esta circunstancia de una resolución que autoriza el inicio de obras apartándose del Régimen de Acceso Abierto permite caracterizar este caso como excepcional”, agregó queriendo exponer a Vicente Serra, Griselda Lambertini y Sergio Falzone, los tres directores que votaron a favor.
Luego sostuvo que la nota enviada por el Enrege a Ecogas es “inadecuada e inconveniente porque se solicita a la distribuidora que acredite haber implementado un procedimiento, cuando no
depende exclusivamente de ella sino que debe ser acordado con la MSR (Municipio de San Rafael), otorgando potestades que no corresponden dentro del marco normativo vigente, y requiriéndose esa acreditación en forma previa a que la distribuidora otorgue factibilidades”.
Por último, el primer vocal del Enrege sostiene que la posición del ente viola el principio de acceso abierto al gas natural y menoscaba los objetivos del Estado Nacional como aportante principal de la obra.
La respuesta del vicepresidente del Enrege
La crítica de Nachon forzó al vicepresidente del Enrege, Vicente Serra, a responder a través de una carta que también fue inserta en el acta de la última reunión de directorio. Lo que argumenta Serra es que Nachon parte de una “premisa falsa” como ser considerar que el derecho reconocido a la Municipalidad de San Rafael respecto de la capacidad resultante debe limitarse proporcionalmente al porcentaje de recursos propios aportados por ese municipio. “Dicha regla de proporcionalidad no surge del Convenio Marco, de sus Adendas, de la naturaleza jurídica del aporte no reintegrable ni del artículo 10 de la resolución Enargas N° 70/21”, respondió.
Luego agrega que cuando esa resolución 70 hace referencia al “aporte respectivo” del municipio “refiere al recurso que obtenía San Rafael en ese momento (el aporte no reembolsable)”. Es decir, a la totalidad de los fondos que le giró la Nación y no a lo que eventualmente terminó aportando San Rafael como recurso propio para terminar la construcción. “Por lo tanto, incorporar una distribución porcentual de la capacidad según el origen económico de los fondos implica introducir una condición que el acto administrativo vigente no estableció nunca, mediante ningún documento de vinculación jurídica”, agrega.
Serra sostiene que no se encuentra cuestionado el hecho de que la obra haya tenido como finalidad mejorar las condiciones generales del sistema y producir beneficios sobre distintas localidades. “Sin embargo, el beneficio técnico derivado de una infraestructura no convierte automáticamente a todos sus beneficiarios indirectos en titulares jurídicos de derechos sobre la capacidad incremental.El Convenio Marco y los instrumentos posteriores identificaron una relación jurídica concreta: Secretaría de Energía de la Nación – Municipalidad de San Rafael. General Alvear no fue parte contractual, no recibió fondos, no asumió obligaciones de ejecución, no debió rendir cuentas ante la Secretaría de Energía ni asumió responsabilidad alguna vinculada con la culminación del proyecto”, subrayó.
Serra dice que “la Secretaría de Energía no ejecutó directamente una obra pública nacional ni contrató una obra en beneficio de distintos municipios. El mecanismo utilizado fue un aporte no reintegrable otorgado a un sujeto determinado -la Municipalidad de San Rafael- bajo obligaciones específicas de aplicación, ejecución y rendición”.
Luego agrega que, si la voluntad del gobierno nacional hubiera querido transformar ese aporte no en una participación económica divisible sobre la capacidad futura generada, podría haberlo hecho celebrando convenios con otros municipios, estableciendo obligaciones concurrentes, determinando porcentajes de participación o reservando derechos sobre capacidad futura, pero nada de eso no ocurrió.
“Durante más de veinte años, los aportes no reintegrables otorgados por el Estado Nacional han sido instrumentados atendiendo al sujeto beneficiario del aporte y responsable de su cumplimiento, no generando derechos autónomos en cabeza de terceros indirectamente beneficiados por la finalidad pública perseguida. Interpretar lo contrario implicaría desnaturalizar la figura del aporte no reintegrable y modificar retroactivamente la lógica administrativa bajo la cual fueron ejecutados numerosos proyectos, que le constan al organismo”, remarcó.
Por último, Serra insiste con que Ecogas deben acordar con el municipio de San Rafael un procedimiento para el otorgamiento de factibilidades ya que “cualquier consideración en contrario a lo establecido en el presente representaría un enriquecimiento sin causa tanto para la distribuidora como para terceros ajenos al municipio de San Rafael”.
La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) pidió que la Mesa Federal Minera, presentada el 7 de mayo en San Juan, comience a funcionar para ordenar la coordinación entre el Gobierno nacional, las provincias y las empresas en un momento de expansión simultánea de proyectos sin antecedentes en el país.
El espacio fue lanzado durante la Exposición Internacional San Juan Minera con la participación de funcionarios nacionales, gobernadores, compañías y sindicatos, pero más de dos meses después aún no está operativo.
El presidente de CAEM, Roberto Cacciola, sostuvo que la Mesa Federal debe ser coordinada por el Gobierno nacional con una fuerte participación de las provincias para compatibilizar criterios y avanzar en políticas comunes que acompañen el crecimiento del sector.
El dirigente señaló que uno de los principales desafíos es aumentar la participación de proveedores nacionales y locales en los grandes proyectos, en un contexto donde el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) fija un piso del 20% de Compre Local.
Cacciola afirmó que ese porcentaje debe interpretarse como un punto de partida y que el objetivo es mejorar la competitividad de las empresas argentinas sin generar trabas burocráticas que afecten la construcción de minas.
En esa línea, indicó que las provincias también deberán trabajar para fortalecer a sus proveedores y, en algunos casos, revisar cargas impositivas si eso contribuye a mejorar sus condiciones frente a la competencia internacional.
El titular de CAEM destacó que Argentina atraviesa un momento excepcional por la cantidad de proyectos que podrían avanzar en forma simultánea.
Según explicó, ese escenario obliga a coordinar esfuerzos entre el Estado, las empresas y los proveedores para formar recursos humanos, desarrollar capacidades industriales y sostener una cadena de valor capaz de acompañar el crecimiento del sector.
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En ese marco, Cacciola reveló que CAEM trabaja junto con la Secretaría de Minería de la Nación en una matriz de necesidades de los distintos proyectos para identificar qué bienes y servicios demandarán las futuras inversiones y facilitar la preparación de la industria nacional. El objetivo es anticipar requerimientos y ordenar la información que permita a las empresas locales planificar su desarrollo.
La discusión sobre el alcance de la Mesa Federal Minera expone un vacío institucional que afecta directamente la preparación del país para el ciclo inversor. En Argentina no existe un organismo técnico que certifique competencias, homologue estándares operativos o valide la calidad de los servicios que ofrecen las pymes proveedoras.
La experiencia internacional muestra que los países mineros desarrollaron entidades específicas para ordenar la formación, anticipar vacantes críticas y garantizar que los proveedores cumplan requisitos ambientales, de seguridad y de operación continua.
En este contexto, la creación de un ente nacional de certificación minera permitiría establecer criterios federales, mejorar la competitividad de la industria local y asegurar que las empresas argentinas puedan integrarse de manera efectiva a los grandes proyectos.
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La puesta en marcha de la Mesa Federal también abrió un debate sobre su alcance. En el portal Minería y Desarrollo se planteó la posibilidad de que las compañías compartan información sobre sus futuras necesidades de bienes y servicios para facilitar el desarrollo de proveedores nacionales y provinciales.
CAEM considera que contar con esa información puede ayudar a que las empresas locales planifiquen inversiones y desarrollen capacidades para abastecer a los proyectos que ingresarán en etapa de construcción.
Sin embargo, dentro del sector existen voces que advierten que esa información es comercialmente sensible y que su difusión debe compatibilizarse con las políticas de ética y compliance de las compañías, además de evitar generar nuevas instancias burocráticas para las operadoras. El debate refleja la necesidad de contar con un ámbito institucional activo que ordene la articulación entre Nación, provincias y empresas en un ciclo inversor que exige capacidades técnicas y coordinación federal.
La Bolsa de Comercio de Rosario proyecta que en 2026 los sectores energético y minero generarán más de US$ 23.000 millones en divisas por exportación.
El cálculo surge de la estimación sectorial que identifica un aporte de US$ 14.400 millones desde combustibles y energía y más de US$ 9.000 millones desde minería, dentro de un total exportador de US$ 57.168 millones previsto para el año.
El informe señala un cambio en la estructura del ingreso externo. La energía y la minería incrementan su participación relativa y reducen la estacionalidad del flujo de divisas, tradicionalmente concentrado en el primer semestre.
Para 2026, la BCR estima US$ 29.793 millones entre julio y diciembre y US$ 27.375 millones en la primera mitad del año, con un segundo semestre impulsado por la producción de hidrocarburos y la expansión minera.
En el sector energético, la Argentina alcanzaría en 2026 la mayor producción de petróleo de su historia, superando el máximo de 1998. La mayor disponibilidad de crudo y el crecimiento de Vaca Muerta permiten proyectar exportaciones de combustibles y energía por más de US$ 14.400 millones y un superávit comercial energético superior a US$ 12.000 millones.
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La puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) hacia finales de 2026 agregaría 190.000 barriles diarios de capacidad de evacuación, reforzando el flujo exportador hacia el cierre del año.
La minería también incrementa su peso en la balanza comercial. Las exportaciones mineras superarían los US$ 9.000 millones, equivalentes a alrededor del 10% del total. El crecimiento se explica por la expansión del litio en el NOA y por la mejora en los precios internacionales del oro y la plata.
La mayor actividad minera contribuye a un flujo de divisas más estable, al no depender de ciclos estacionales y al sostener ingresos durante todo el año.
El aporte combinado de energía y minería supera los US$ 23.000 millones y modifica la composición sectorial del ingreso externo. La estructura exportadora incorpora mayor peso de hidrocarburos y minerales, con un flujo menos concentrado en el primer semestre y con impacto directo en la disponibilidad de divisas durante la segunda mitad de 2026.
La construcción de la terminal exportadora de Punta Colorada, en el Golfo San Matías, abrió un frente marítimo de escala inédita para la infraestructura energética argentina.
El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) moviliza una flota de unidades geotécnicas, cargueros, buques multipropósito, remolcadores oceánicos, transportes pesados y plataformas autoelevables que ejecutan la obra offshore necesaria para despachar petróleo neuquino hacia los mercados internacionales.
La secuencia técnica comenzó con el estudio del fondo marino. El buque geotécnico Fugro Resilience realizó perforaciones y caracterización del subsuelo para definir la capacidad resistente de los sedimentos y las ubicaciones de las dos monoboyas.
Una unidad del Servicio de Hidrografía Naval efectuó relevamientos batimétricos y sonar de barrido lateral para identificar pendientes, obstáculos y condiciones de tendido de cañerías. Estos datos permitieron diseñar el sistema de fondeo y la infraestructura submarina.
El ingreso de materiales pesados se distribuyó entre varios puertos patagónicos y bonaerenses. Coreship OL descargó aproximadamente 8.000 toneladas de chapas de acero destinadas a los seis tanques de almacenamiento.
Sider Liu y Happy Delta aportaron chapas y cañerías de gran porte, mientras CS Fortune trasladó módulos habitacionales y contenedores para el obrador central. Puerto Madryn, San Antonio Este, Quequén, Dock Sud y Bahía Blanca funcionaron como nodos de recepción y transferencia terrestre hacia Punta Colorada.
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La instalación del sistema de fondeo requirió anclas de alta capacidad y cadenas de gran longitud. El BBC Odesa ingresó doce anclas de aproximadamente 42 toneladas y doce cadenas de cerca de 400 metros.
El buque Skandi Hera, especializado en manejo de anclas, completó dos campañas entre Quequén y Punta Colorada para colocar las líneas de fondeo que fijarán las monoboyas y absorberán los esfuerzos transmitidos por los petroleros durante la operación de carga.
El ducto submarino que conectará la terminal terrestre con las monoboyas se ejecutará mediante el buque Seminole, que instalará alrededor de cinco kilómetros de tubería revestida con hormigón.
El Athanasia trasladó desde Dock Sud 721 tubos destinados a esa conexión, cuyo peso y revestimiento aseguran estabilidad sobre el fondo marino y comportamiento adecuado frente a corrientes y esfuerzos longitudinales.
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El transporte pesado también forma parte del dispositivo. El White Merlin navega hacia Bahía Blanca con los remolcadores EDT Aeolus y Spring 360 sobre su cubierta, unidades que asistirán maniobras offshore y operaciones de fondeo.
En San Antonio Este se montó la plataforma autoelevable C‑728, utilizada como base estable para montajes, izajes y trabajos de conexión en una posición fija sobre el lecho.
La Armada Argentina aportó relevamientos y control costero mediante el patrullero oceánico ARA Almirante Storni y el aviso ARA Teniente Olivieri, que efectuaron reconocimientos de accesos, profundidades y navegación en aguas restringidas. Estas operaciones son necesarias para preparar el área que recibirá unidades de apoyo y petroleros de gran porte.
La infraestructura de Punta Colorada contempla seis tanques de hasta 750.000 barriles cada uno, dos monoboyas aptas para operar buques VLCC y un ducto submarino de 38 pulgadas con derivaciones hacia cada posición de carga.
VMOS proyecta transportar inicialmente 180.000 barriles diarios y avanzar hacia una capacidad de 550.000 barriles por día, con estudios orientados a incrementar el caudal mediante mayor potencia de bombeo.
Qué cambia con esta obra
La terminal de Punta Colorada modifica la estructura energética y logística del país en varios planos:
1. Capacidad exportadora:
La posibilidad de operar buques VLCC habilita volúmenes de carga que Argentina no tenía y establece una salida atlántica directa para el crudo de Vaca Muerta.
2. Geografía energética:
El corredor Allen–Punta Colorada incorpora a Río Negro como infraestructura activa de exportación, con participación fiscal, logística y portuaria.
3. Logística marítima y portuaria:
La obra integra a Madryn, San Antonio Este, Quequén, Dock Sud y Bahía Blanca en una cadena coordinada de acero, cañerías, fondeo y apoyo offshore, lo que requiere nuevas cartas náuticas, balizamiento y procedimientos de navegación.
4. Operación offshore:
La instalación de monoboyas, fondeo de doce anclas de gran porte y ducto submarino de 38 pulgadas establece un estándar técnico que Argentina no tenía en exportación de crudo.
5. Estructura económica y fiscal:
Los decretos 395/25 y 466/26 fijan ingresos provinciales, mano de obra local y contratación de proveedores rionegrinos, incorporando a la provincia en la cadena de valor del petróleo.
6. Articulación federal:
Neuquén aporta el recurso; Río Negro aporta la infraestructura; los puertos bonaerenses aportan logística. Es la primera obra que integra tres jurisdicciones en un corredor de exportación de crudo.
7. Posición internacional:
La capacidad de despachar grandes volúmenes desde el Atlántico amplía la oferta exportable y mejora la competitividad en mercados que operan con petroleros de gran porte.
San Juan alcanzó en marzo de 2026 un total de 5.579 puestos de trabajo mineros registrados, según el último informe de la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera. La provincia se ubicó como la segunda jurisdicción con mayor empleo del sector en Argentina, detrás de Santa Cruz, y mostró una de las tasas de crecimiento interanual más altas del país.
Mientras el empleo minero nacional aumentó un 1,2% en los últimos doce meses, San Juan registró una expansión del 8,4%, impulsada por la actividad metalífera.
El desempeño provincial se explica por la presencia de proyectos de gran escala y por la estructura laboral que caracteriza a la minería metalífera. A nivel nacional, este segmento alcanzó 13.026 trabajadores y concentró el 32,5% del empleo minero, con un incremento interanual del 6,6% equivalente a 808 nuevos puestos.
Se trata del rubro que más empleo generó en términos absolutos y que sostiene buena parte de la recuperación laboral del sector. San Juan y Santa Cruz reúnen el 36% del empleo minero total del país.
El litio también aportó dinamismo. Con 5.382 trabajadores y un crecimiento del 6,5% interanual, este segmento sumó 327 nuevos empleos y ubicó a Catamarca como la provincia de mayor expansión relativa, con una suba del 21,9%.
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La combinación de proyectos metalíferos y de litio explica que el empleo minero nacional alcanzara 40.141 trabajadores directos en marzo, marcando la segunda mejora interanual consecutiva desde mediados de 2024.
El informe oficial muestra además una reducción en la cantidad de empresas mineras. En marzo se contabilizaron 993 firmas, 57 menos que un año antes, lo que representó una caída del 5,4%.
Sin embargo, el empleo continuó creciendo debido al peso de los proyectos de gran escala, que requieren plantillas laborales significativamente mayores que otros segmentos de la industria. Aunque las compañías metalíferas representan apenas el 5,9% de las empresas mineras del país, concentran más de un tercio del empleo total.
El escenario refleja una estructura donde la minería argentina muestra señales de recuperación laboral y donde San Juan se posiciona entre las jurisdicciones con mejor desempeño.
La expansión del empleo se vincula con la evolución de proyectos metalíferos y con la creciente actividad asociada a los desarrollos de litio, en un contexto donde las provincias con grandes yacimientos continúan traccionando la demanda de trabajadores y proveedores especializados.
La refinación de petróleo registró en mayo una utilización de la capacidad instalada del 88,7%, el nivel más alto de toda la industria argentina según el INDEC.
El incremento se explica por la mayor disponibilidad de crudo para procesar y por la ampliación operativa de plantas que incorporaron equipamiento para manejar petróleo más liviano. La actividad refinadora se convirtió en la principal incidencia positiva del mes dentro del sector industrial.
Los datos oficiales muestran un aumento significativo en la producción de combustibles. La elaboración de gasoil alcanzó 1.308.000 m³, con una variación interanual del 23,8%, mientras que las naftas llegaron a 823.000 m³, con un crecimiento del 18,3%. El volumen total de combustibles elaborados superó los 2,1 millones de m³, uno de los niveles más altos desde 2018.
El destino del incremento no se orienta al mercado interno. La Secretaría de Energía registra un consumo doméstico estable de naftas y gasoil, sin variaciones que expliquen el aumento de la refinación.
El crecimiento se vincula con la expansión de las exportaciones de combustibles, que avanzaron 34% interanual y encontraron mejores condiciones comerciales en países de la región. Paraguay, Uruguay y Chile absorbieron buena parte del volumen adicional.
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La estructura del sistema refinador establece límites claros. La capacidad instalada nacional se ubica en torno a 550.000 barriles diarios, sin proyectos oficiales para construir nuevas refinerías ni para ampliar de manera significativa las existentes.
La expansión del negocio depende del máximo aprovechamiento de la infraestructura disponible y de la posibilidad de colocar mayores volúmenes en mercados externos.
Para el canal minorista, el efecto es acotado. El alto nivel de refinación asegura abastecimiento si la demanda interna recupera dinamismo, pero no modifica precios, volúmenes comercializados ni rentabilidad de las estaciones de servicio. La estabilidad del consumo doméstico y la orientación exportadora del incremento productivo mantienen sin cambios la estructura comercial del mercado interno.
La refinación opera así en un esquema de alta utilización, mayor producción y destino externo predominante, con impacto limitado sobre el consumo local y con un techo definido por la capacidad instalada del sistema.
Un eventual bloqueo del estrecho de Bab el-Mandeb por parte de los hutíes podría agravar la crisis en Oriente Medio, afectar el abastecimiento mundial de petróleo y profundizar las interrupciones en las cadenas globales de comercio.
Según un análisis del Council on Foreign Relations (CFR), mientras la atención internacional sigue centrada en la disputa entre Estados Unidos e Irán por el control del estrecho de Ormuz, otro corredor marítimo estratégico comienza a generar preocupación: el mar Rojo.
De acuerdo con un análisis el reciente anuncio de los rebeldes hutíes de imponer un bloqueo naval total contra Arabia Saudita reavivó los temores sobre una posible escalada en el estrecho de Bab el-Mandeb, uno de los principales pasos marítimos del comercio internacional.
El grupo insurgente, respaldado por Irán y con control sobre buena parte de la costa occidental de Yemen, no precisó el alcance del bloqueo, aunque su posición geográfica le permite influir sobre el tránsito por Bab el-Mandeb, puerta de acceso al mar Rojo desde el océano Índico. La medida se suma a la prohibición anunciada semanas antes contra embarcaciones israelíes o vinculadas a Israel.
Un corredor clave
El mar Rojo constituye una de las arterias comerciales más importantes del planeta. Según el CFR, entre el 12 % y el 15 % del comercio marítimo mundial —valorado en más de un billón de dólares anuales— atraviesa esta ruta, que conecta el Canal de Suez con el estrecho de Bab el-Mandeb y une el Mediterráneo con el Índico.
Además del intenso tráfico de mercancías, por esta vía circula alrededor del 30 % del comercio mundial de contenedores y millones de barriles diarios de petróleo y derivados. Datos de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), citados por el CFR, indican que durante el primer semestre de 2025 unos 4,2 millones de barriles diarios atravesaron Bab el-Mandeb, mientras que otros 4,9 millones circularon por el Canal de Suez y el oleoducto SUMED.
La importancia estratégica del mar Rojo también alcanza al mundo digital. Cerca del 90 % de los cables submarinos de fibra óptica que conectan Europa con Asia pasan por esta región, por lo que cualquier interrupción podría afectar servicios de internet y comunicaciones en varios continentes.
Un nuevo frente
Los especialistas del CFR advierten que el mar Rojo podría convertirse en un nuevo escenario de confrontación dentro del conflicto más amplio entre Irán, Estados Unidos e Israel.
Desde finales de 2023, los hutíes atacaron embarcaciones comerciales y militares en solidaridad con Hamás durante la guerra en Gaza. Aunque esos ataques disminuyeron tras el alto el fuego alcanzado entre Israel y Hamás a fines de 2025, la reciente amenaza contra Arabia Saudita eleva el riesgo de una interrupción del tráfico marítimo.
La protección de la libertad de navegación fue históricamente uno de los principales intereses estratégicos en Oriente Medio primero del Reino Unido primero y luego de los Estados Unidos. En ese contexto, considera que un eventual cierre simultáneo de los estrechos de Ormuz y Bab el-Mandeb representaría un desafío sin precedentes para el comercio energético mundial.
Mercado petrolero
Arabia Saudita exporta entre 4 y 5 millones de barriles diarios de petróleo (MM/bdp) a través de terminales ubicadas sobre el mar Rojo por lo que un bloqueo efectivo del estrecho de Bab el-Mandeb por parte de los hutíes podría dificultar seriamente esas exportaciones.
El antecedente más cercano ocurrió entre 2023 y 2024, cuando los ataques hutíes redujeron el tránsito petrolero por la zona desde 9,3 hasta apenas 4,1 MM/bdp, obligando a numerosas navieras a modificar sus rutas. Si bien existen alternativas, como rodear África por el Cabo de Buena Esperanza, el CFR advierte que esos desvíos incrementan considerablemente los tiempos de navegación y los costos logísticos.
Riesgos
El conflicto involucra a varios actores regionales e internacionales. Los hutíes mantienen respaldo militar y logístico de Irán; Israel ha respondido con bombardeos sobre infraestructura en Yemen; mientras que Estados Unidos y varios aliados europeos desplegaron operaciones navales para proteger la navegación comercial en el mar Rojo.
El análisis del CFR también advierte que una escalada podría tener consecuencias más allá de Oriente Medio. La inestabilidad podría agravar las crisis políticas y de seguridad en el Cuerno de África y el noreste del continente, donde confluyen conflictos en Sudán, Somalia y las disputas por el acceso a puertos estratégicos.
Aunque un cierre total del estrecho de Bab el-Mandeb resulta complejo desde el punto de vista operativo, los especialistas consideran que una interrupción simultánea de este corredor y del estrecho de Ormuz comprometería rutas por las que circula cerca de una cuarta parte del petróleo transportado por vía marítima en el mundo, con impacto directo sobre los precios de la energía, las cadenas de suministro y la economía global.
¿Y el precio del petróleo?
Un cierre parcial del estrecho de Bab el-Mandeb probablemente incorporaría una nueva prima de riesgo geopolítico al mercado petrolero. Analistas del sector energético señalan que una interrupción limitada del tránsito marítimo elevaría principalmente los costos de transporte y los seguros para las embarcaciones, lo que podría traducirse en aumentos moderados del precio del crudo.
Según Reuters, en el escenario actual, con el Brent cotizando en torno a los US$ 85 por barril, una interrupción parcial y de corta duración podría impulsar subas de entre US$ 5 y 15 por barril, dependiendo de la magnitud del bloqueo y de la capacidad de las navieras para desviar sus rutas.
Sin embargo, si las restricciones en Bab el-Mandeb coincidieran con nuevas limitaciones en el estrecho de Ormuz, el mercado enfrentaría un escenario mucho más severo. Diversos analistas advierten que una disrupción simultánea de ambos corredores —por donde circula una parte sustancial del comercio mundial de hidrocarburos— podría llevar temporalmente al Brent por encima de los US$ 100 o incluso US$ 110 por barril. En hipótesis extremas de cierre prolongado de ambos pasos marítimos, algunas estimaciones mencionan valores cercanos a los US$ 200, aunque ese escenario es considerado de baja probabilidad y requeriría una interrupción sostenida de la oferta global.
DLS Archer anunció la incorporación de un equipo de perforación de última generación que comenzará a operar en Vaca Muerta durante el primer trimestre de 2027, en el marco del plan para fortalecer los desarrollos en la formación neuquina.
El nuevo rig, denominado Súper High Spec DLS-177, está equipado con tecnología Managed Pressure Drilling (MPD), un sistema que permite un control más preciso de la presión durante la perforación. Esta innovación apunta a mejorar la seguridad en las operaciones y a optimizar la eficiencia en pozos no convencionales.
Esta incorporación forma parte del acuerdo de largo plazo entre DLS Archer e YPF, cuyo objetivo es ampliar la capacidad operativa y adaptar las soluciones tecnológicas a las crecientes demandas del shale argentino.
Gerardo Molinaro, vicepresidente de Land Drilling de DLS Archer, señaló que “la llegada del nuevo equipo fortalece el vínculo estratégico con YPF y acompaña el crecimiento sostenido que viene mostrando el shale argentino”. Además, destacó que este rig permitirá “elevar los niveles de productividad y mantener altos estándares de seguridad en cada operación”.
El nuevo equipo se suma a la estrategia de expansión que la empresa inició meses atrás, cuando supervisó en Houston, Estados Unidos, el acondicionamiento de dos rigs eléctricos APEX 1500 de 1.500 HP. Estos equipos están diseñados especialmente para perforaciones no convencionales y cuentan con sistemas automatizados para el manejo de tuberías, top drive de 500 toneladas y equipos de circulación de alta presión, características que agilizan los tiempos y reducen riesgos en Vaca Muerta.
La inversión, que forma parte de un contrato quinquenal entre DLS Archer e YPF valorado en aproximadamente 600 millones de dólares, contempla la operación de siete equipos de perforación con servicios integrados, incluyendo la tecnología MPD, considerada clave para optimizar el desempeño en formaciones de baja permeabilidad.
Pampa Energía anunció una inversión de US$2.700 millones para desarrollar en Bahía Blanca la planta de producción de urea granulada más grande de Sudamérica y una de las más importantes a nivel global. Este proyecto se emplazará en un predio de 80 hectáreas dentro del Polo Industrial, con conexión directa a los gasoductos que transportan gas natural extraído de Vaca Muerta.
La iniciativa, que ya fue presentada para sumarse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), busca aprovechar el crecimiento de Vaca Muerta para agregar valor al gas argentino. La construcción demandará aproximadamente tres años y medio, con la planta comenzando a operar hacia finales de 2029.
El complejo tendrá una capacidad anual para producir 2,1 millones de toneladas de urea granulada, lo que equivale a unas 6.000 toneladas diarias distribuidas en dos líneas de producción. Además, contará con una planta de amoníaco, sistemas de almacenamiento y una infraestructura diseñada para abastecer tanto al mercado interno como a las exportaciones, mediante transporte por camiones y buques.
Esta inversión estratégica apunta a fortalecer el suministro de fertilizantes para el sector agrícola argentino, reduciendo la dependencia de importaciones. También se espera generar ingresos por ventas al exterior, especialmente hacia Brasil, que actualmente importa entre siete y ocho millones de toneladas anuales de urea.
Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, subrayó que se trata del proyecto de inversión más significativo en la historia de la empresa, ya que conecta el desarrollo gasífero de Vaca Muerta con la producción agropecuaria, “garantizando un suministro más estable y competitivo de fertilizantes”.
La ingeniería y construcción estarán a cargo de SACDE y Tecnimont, la unidad de la firma italiana MAIRE. La tecnología para la producción de amoníaco y urea será suministrada por Nextchem, a través de su subsidiaria Stamicarbon, y por la empresa KBR.
El proyecto incluye además obras complementarias para mejorar la infraestructura de Bahía Blanca. Entre ellas se destaca la construcción de una planta desalinizadora, que abastecerá de agua al complejo industrial sin afectar el consumo urbano, y la ampliación del sistema portuario local para incrementar la capacidad operativa y facilitar la salida de la producción hacia los mercados internacionales.
YPF alcanzó un nuevo hito en la explotación de Vaca Muerta al completar 203 horas continuas de fractura hidráulica en el bloque Bandurria, entre el 2 y el 11 de julio. Esta operación, que equivale a más de 8 días y 11 horas de trabajo sin interrupciones, se realizó bajo un sistema totalmente remoto y autónomo, sin registrar incidentes.
Durante este período, la empresa llevó a cabo 86 etapas de fractura que fueron monitoreadas desde su Real Time Intelligence Center (RTIC). Esta metodología forma parte de la estrategia de YPF para aumentar la productividad en desarrollos no convencionales mediante la automatización y el uso de tecnología avanzada.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó que este logro representa «un nuevo hito para Vaca Muerta» y remarcó que la operación los acerca a los estándares de productividad de la cuenca estadounidense del Permian. «Este logro refleja una operación de fractura 100% remota y autónoma, con cero incidentes. Es un hito para Vaca Muerta que nos acerca aún más a los estándares del Permian y demuestra que, cuando apostamos por la innovación, la tecnología y la excelencia operativa, podemos competir con los mejores del mundo», afirmó.
Marín también resaltó el esfuerzo colectivo y la incorporación de nuevas tecnologías como factores clave para alcanzar este resultado, señalando que «el resultado es fruto del trabajo conjunto, la incorporación de nuevas tecnologías y la mejora continua de los procesos».
Este récord refuerza la apuesta de YPF por optimizar sus operaciones a través de la automatización y el monitoreo remoto, herramientas que permiten reducir tiempos, mejorar la eficiencia y aumentar la competitividad del shale argentino.
Con esta marca, YPF continúa avanzando en su meta de posicionar a Vaca Muerta entre los desarrollos no convencionales más eficientes a nivel mundial, en un contexto donde la productividad es clave para sostener el crecimiento tanto de la producción como de las exportaciones de petróleo y gas.
La energética de mayoría accionaria estatal YPF informó que el 4 de agosto implementará el cambio de valor nominal (split) de sus acciones ordinarias registradas en la Caja de Valores S.A., en una relación de 10 acciones por cada acción existente.
Como resultado de esta operación, por cada acción de YPF que un accionista posea antes de la fecha de implementación del split recibirá nueve acciones adicionales, totalizando 10 acciones. En consecuencia, el valor nominal de cada acción pasará de AR $10 a AR $1.
La operación se realizará de manera automática, por lo que los accionistas no deberán realizar ningún trámite para recibir las nuevas acciones, comunicó la compañía.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF afirmó al respecto que “Queremos que cada vez más argentinos puedan ser parte del crecimiento de YPF. El split de la acción es un paso concreto para acercar el mercado de capitales y hacer más accesible la inversión en la compañía”.
Además, la compañía avanza en el desarrollo de una nueva funcionalidad que permitirá comprar acciones de YPF directamente a través de APP YPF, acercando el mercado de capitales a millones de usuarios de su ecosistema digital, se indicó.
Este cambio en el valor nominal reducirá el precio unitario de la acción en el mercado local facilitando el acceso a un universo más amplio de inversores y favoreciendo una mayor liquidez.
La medida no implica cambios en el patrimonio de los accionistas ni en los derechos asociados a sus tenencias, se destacó. La operación implicará pasar de 393.312.793 acciones ordinarias escriturales de $ 10 valor nominal cada una a 3.933.127.930 acciones ordinarias escriturales de valor nominal $ 1 cada una, según la nota presentada a la CNV. Cada acción mantendrá un voto.
El área offshore CAN 200, incorporada por el gobierno nacional al proceso de licitación para la exploración de hidrocarburos en el Mar Argentino, está ubicada a 249 kilómetros de Mar del Plata en su punto más cercano, una distancia que la convierte en una de las áreas de exploración más próximas a la ciudad dentro de la Cuenca Argentina Norte. El bloque, de unos 5.000 kilómetros cuadrados de superficie, es además lindero con el CAN 102, donde YPF y Equinor ya llevaron adelante trabajos exploratorios sin resultados positivos.
Aunque la actividad se desarrollará mar adentro, la cercanía con la costa bonaerense vuelve a poner a Mar del Plata como uno de los principales puntos de referencia para el desarrollo offshore en el país, con los antecedentes de conflicto que ya vivieron en años recientes. El límite más cercano del bloque se encuentra a unos 249 kilómetros del centro de la ciudad, mientras que el extremo más alejado alcanza aproximadamente los 354 kilómetros.
La distancia resulta apenas mayor que la que tiene el CAN 107, otro de los bloques de la Cuenca Argentina Norte que llegó a ser concesionado y cuyo punto más cercano se ubicaba a 196 kilómetros de Mar del Plata. Ese bloque, finalmente, fue devuelto al Estado luego de que las empresas decidieran no continuar con la exploración ante la acumulación de resultados negativos tras las exploraciones sísmicas realizadas.
En cuanto a sus dimensiones, el CAN 200 abarca alrededor de 5.000 kilómetros cuadrados, una superficie que equivale a más de tres veces la extensión del partido de General Pueyrredon, que posee aproximadamente 1.460 kilómetros cuadrados.
Frente a la costa bonaerense
El bloque se encuentra en el sector norte de la Cuenca Argentina Norte, sobre el límite lateral marítimo entre Argentina y Uruguay. Su ubicación lo sitúa frente a distintos municipios de la costa bonaerense.
Tomando una referencia en línea recta, el extremo norte del área queda aproximadamente frente a Punta Médanos, en el Partido de La Costa, mientras que el límite sur se ubica a la altura de La Caleta, en el partido de Mar Chiquita. En consecuencia, la zona de exploración se proyecta mar adentro frente a las costas de Partido de La Costa, Pinamar, Villa Gesell y Mar Chiquita, además de mantenerse relativamente próxima a General Pueyrredon.
Otro dato relevante es que el CAN 200 limita con el bloque CAN 102, concesionado al consorcio integrado por YPF y Equinor, donde se desarrolló una de las primeras perforaciones exploratoria de aguas profundas de la Cuenca Argentina Norte.
Durante 2024, las petroleras llevaron adelante la etapa de explotación sísmica a través del buque panameño Pxgeo2. Si bien los trabajos permitieron obtener una importante cantidad de información geológica sobre la cuenca, las empresas concluyeron que el prospecto no contenía hidrocarburos en volúmenes comercialmente explotables, por lo que no se confirmó un descubrimiento.
La proximidad entre ambas áreas hace que buena parte de la información geológica obtenida en el CAN 102 resulte de interés para evaluar el potencial del nuevo bloque, que ahora buscará atraer inversiones privadas a través de la licitación lanzada por el Gobierno nacional.
De concretarse una futura adjudicación, el CAN 200 pasará a integrar el conjunto de áreas offshore que concentran las expectativas de encontrar nuevos recursos hidrocarburíferos en la plataforma continental argentina, con Mar del Plata como la principal ciudad de referencia logística sobre la costa atlántica.
En la provincia de Buenos Aires continúa la ampliación del plan de infraestructura renovable diagramado por la gobernación de Axel Kicillof con la construcción de ocho nuevos parques solares distribuidos en distintos municipios.
Las iniciativas forman parte de un pan de generación distribuida solar que impulsa el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos junto con el Foro Regional Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires (FREBA), a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida (PROINGED).
¿Dónde están los cinco parques solares ya en construcción?
De los ocho proyectos previstos, cinco ya se encuentran en ejecución en Alberti; 16 de Julio (Azul); Pehuen –Co (Coronel Rosales); Pipinas (Punta Indio); y San Cayetano.
En los parques de San Cayetano y Pehuen-Có se incorporan sistemas de almacenamiento mediante baterías, lo que permite atender demandas específicas de la red eléctrica, mejorar la calidad del servicio y dar respuesta a consumos estacionales.
En total, los cinco parques actualmente en ejecución sumarán una potencia fotovoltaica de 3,5 MW (mega watt) de potencia solar y 2.900 kWh (Kilo Watt hora) de almacenamiento, lo que permitirá aumentar la disponibilidad de energía en localidades con restricciones de abastecimiento a la vez que acompañar el crecimiento de las comunidades a partir de energías renovables.
Los tres parques solares en proceso de licitación
A estas intervenciones se suman tres nuevos emprendimientos en Castilla (Chacabuco), Marisol (Coronel Dorrego) y Gorchs (General Belgrano) que actualmente están en proceso de licitación.
En ese sentido, el parque solar Castilla contará con una potencia de 400 kWp y será operado por la cooperativa eléctrica de Chacabuco. Su incorporación permitirá reforzar el abastecimiento en una zona ubicada en punta de línea, donde las características de la red generan limitaciones en la calidad del servicio. En tanto, el parque solar Marisol dispondrá de una potencia de 200 kWp y estará asociado a un sistema de almacenamiento de 1.500 kWh; y el de Gorchs tendrá una potencia de 400 kWp y un sistema de acumulación de 1.600 kWh, permitiendo aliviar restricciones en una red caracterizada por extensas líneas de distribución y una importante demanda de usuarios rurales e industriales.
Plan de generación de energía solar
El plan de generación distribuida solar tiene como objetivo brindar soluciones energéticas sustentables en localidades con limitaciones de infraestructura eléctrica, especialmente aquellas ubicadas en puntas de línea. Esto significa que se encuentran en el extremo final de la red de transmisión o distribución eléctrica. Al estar al final del tendido, cualquier falla que se produzca en el trayecto previo interrumpe directamente el suministro.
Con la entrada en operación de estas nuevas instalaciones durante 2027, la provincia de Buenos Aires alcanzará un total de 34 parques solares en funcionamiento y una potencia fotovoltaica instalada de 12 MWp, consolidando uno de los programas de generación distribuida renovable más importantes del país.
En su conjunto, estos desarrollos generarán alrededor de 21.000 MWh anuales, energía equivalente al consumo de aproximadamente 7.000 hogares bonaerenses. Además, permitirán evitar la emisión de más de 11.000 toneladas de dióxido de carbono por año.
Los arroyos Saladillo García y el Saladillo Chico desbordaron y cuatro cursos más convergieron en una sola corriente que alcanzó 1.700 metros de ancho al cruzar la Ruta Nacional 3 Sur, justo frente al complejo de TGS.
El 7 de marzo de 2025 el complejo industrial de líquidos derivados del gas natural que Transportadora Gas de Sur tiene en General Cerri, a solo 15 kilómetros de Bahía Blanca, quedó anegado bajo un volumen de agua equivalente al doble de las Cataratas del Iguazú.
Fue un hecho sin precedentes queobligó durante casi dos meses a parar la planta donde se producen más de un millón de toneladas por año de etano, propano, butano y gasolina natural. Cuáles fueron los daños, cómo se recuperaron las instalaciones y de qué se trata el Plan de Adaptación Climática que se puso en marcha.
«Se fortalecieron los planes de emergencia y revisaron los escenarios de respuesta ante eventos climáticos extremos frente a desafíos que, producto de la variabilidad climática, podrían repetirse”, informó la empresa a EconoJournal.
El día de la tragedia
Aquel día cayeron más de 290 milímetros en menos de doce horas sobre Bahía Blanca y su zona de influencia: un evento excepcional con un período de recurrencia superior a los 100 años, según el Servicio Meteorológico Nacional.
Los arroyos Saladillo García y el Saladillo Chico desbordaron y cuatro cursos más convergieron en una sola corriente que alcanzó 1.700 metros de ancho al cruzar la Ruta Nacional 3 Sur, justo frente al complejo de TGS, antes de ingresar a General Cerri, localidad ubicada sobre la Ría de Bahía Blanca y cuya población estuvo entre las más afectadas.
Profesionales del INTA, la Universidad Nacional del Sur (UNS) y el Centro de Recursos Naturales Renovables de la Zona Semiárida (CERZOS, UNS-CONICET) hicieron un diagnóstico del daño y calcularon el caudal del volumen de agua que ingresó a esa zona en particular: 3.675 metros cúbicos por segundo.
“Un volumen que se asemeja al de un gran río nacional en régimen de crecida y equivale a más del doble del flujo promedio de las Cataratas del Iguazú. Esta comparación permite tomar dimensión de la escala del fenómeno, que transformó por un tiempo limitado a una cuenca rural en un sistema fluvial activo de altísimo caudal, con un potencial destructivo considerable sobre infraestructuras, suelos y viviendas”, señalaron en un informe.
El complejo de TGS quedó “completamente anegado”, informó TGS, lo que interrumpió la producción de líquidos del gas natural y redujo temporalmente la capacidad de transporte. Además de costos económicos relevantes, asociados a los propios daños, la interrupción operativa y los gastos de recuperación: la pérdida económica registrada en el ejercicio 2025 fue de 54,3 millones de pesos, parcialmente compensada por cobros de seguros, según informó la empresa en su reporte Ambiente, Social y Gobernanza 2025.
A su lado, sobre el kilómetro 704 de la misma Ruta Nacional 3 Sur, la Termoeléctrica Guillermo Brown (TGB), con 580 MW de potencia instalada, dos turbinas a gas en ciclo abierto y utilizando principalmente gas como combustible, sufrió impactos de magnitud similar y también tuvo que detener sus operaciones.
Recuperación, pérdidas y seguros
La recuperación fue una carrera para TGS. El 14 de marzo, a los siete días de la inundación, se puso en marcha la Planta Compresora Fiat para garantizar el transporte de gas. Diez días después se logró la energización parcial y entró en servicio la Planta Solar. Luego arrancó el primer tren de la Planta Criogénica, con producción de GLP y gasolina. A los 59 días el complejo volvió a operar al 100%. Trabajaron equipos técnicos de TGS llegados de distintos puntos del país junto a más de 150 proveedores y contratistas.
Desde TGS señalaron a EconoJournal que la reconstrucción fue una oportunidad para fortalecer los planes de emergencia: “Se impulsaron estudios específicos de riesgo hídrico junto con la Universidad Nacional del Sur y otros organismos especializados. Estos trabajos permitieron comprender con mayor profundidad el comportamiento de las cuencas y sistemas que confluyen sobre Cerri, identificando medidas para aumentar la resiliencia de las instalaciones y del entorno”.
En términos operativos, el complejo incorporó mejoras en los sistemas de drenaje, redundancias eléctricas y elevación de salas críticas. Todas esas acciones se integran ahora en un Plan de Adaptación Climática 2026-2028, señalaron desde la compañía, alineado con estándares y recomendaciones de la Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD), un marco internacional de reporte de riesgos climáticos.
Creado en 2015 por el Consejo de Estabilidad Financiera a pedido del G20, se trata de un marco para que las empresas divulguen de manera transparente cómo el cambio climático puede afectar su desempeño financiero.
El objetivo es organizar esa divulgación en gobernanza, estrategia, gestión de riesgos y métricas y si bien se disolvió en 2023, las recomendaciones fueron absorbidas por nuevos estándares internacionales de reporte de sostenibilidad de la Fundación IFRS, un organismo internacional con sede en Londres que establece normas de reporte financiero y siguen siendo referencia para empresas de todos los sectores, incluido el energético.
La experiencia dejó una lección que va más allá de Bahía Blanca y General Cerri: en un territorio donde la infraestructura energética y la ocurrencia creciente de eventos climáticos extremos conviven, la pregunta que deja un hecho así tal vez no sea si puede llegar a repetirse, sino cuándo.
Como parte del proceso para destrabar la construcción del AMBA I, la Secretaría de Energía convocó a la consulta pública ambiental y social del proyecto para el 22 de julio en Marcos Paz.
La Secretaría de Energía realizará la Consulta Ambiental y Social para el proyecto AMBA 1 este miércoles 22 de julio. La convocatoria responde a los requerimientos del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), que actuará como garante financiero del canon estatal a la adjudicataria. Tras meses de postergación, este paso busca destrabar la licitación de una obra estratégica de US$ 1.100 millones para el sistema metropolitano.
El proceso para reconfigurar el sistema de transporte eléctrico en el nodo de mayor consumo de la Argentina suma una etapa administrativa necesaria con el encuentro abierto que se llevará a cabo de manera presencial en el municipio de Marcos Paz y mediante canales virtuales para receptar observaciones de la ciudadanía.
La activación de esta instancia responde al marco regulatorio y a las salvaguardas socioambientales que impone el BID. Para que el organismo multilateral ratifique su participación en la obra, resulta ineludible que el Estado nacional someta a revisión pública el EIAS, garantizando la evaluación socioambiental de las trazas y los planes de mitigación correspondientes.
El rol del BID en esta licitación trasciende la figuta de dador de crédito de fomento. La arquitectura financiera posiciona a la entidad multilateral como un garante de última instancia ante la empresa o consorcio privado que resulte adjudicatario de la construcción y operación. Esta figura apunta a blindar la cobrabilidad de la futura contratista.
El Poder Ejecutivo oficializó en los últimos días de diciembre un cambio estructural en la gestión de la infraestructura energética al habilitar el régimen de concesión de obra para la ampliación del sistema de transporte de electricidad. Si bien la medida ya era contemplada por la Ley de Bases, requería un decreto reglamentario correspondiente.
Cómo actuará la garantía del BID sobre el canon
Si la administración pública incurriera en retrasos en la liquidación del canon, aplicara procesos de pesificación o alterara los esquemas de actualización previstos, el BID responderá como garante financiero para asegurar el flujo de fondos.
El mecanismo busca reducir el riesgo soberano e incentivar la presentación de ofertas internacionales en un proyecto que demanda una inversión global cercana a los US$ 1.100 millones, estructurada con un tramo relevante de financiamiento y avales del propio multilateral.
En el plano técnico y territorial, el EIAS elaborado para AMBA 1 abarca la intervención en más de diez municipios del oeste y sur del conurbano bonaerense como Marcos Paz, General Rodríguez, Las Heras, Cañuelas y Esteban Echeverría.
El núcleo de la obra comprende la construcción de la nueva Estación Transformadora (ET) Plomer en 500/220 kV, la ampliación de la ET 25 de Mayo y el tendido de más de 300 kilómetros de líneas de alta y extra alta tensión para interconectar nodos críticos como Atucha, Ezeiza y Zappalorto.
El EIAS destaca la dificultad de trazar la servidumbre de paso en la franja de mayor concentración urbana del país, con interferencias de infraestructura existente, cruces fluviales y zonas densamente pobladas.
El diagnóstico ambiental identifica que el principal desafío constructivo radica en la apertura de las franjas de servidumbre de paso y la afectación temporal del suelo durante la hincada de torres y el tendido de conductores.
Al atravesar áreas de interfaz periurbana y periurbana-rural, los estudios hicieron foco en la caracterización del uso de la tierra, la preservación de la cubierta vegetal nativa en cruces de cursos de agua (como las cuencas de los ríos Luján y Reconquista) y la gestión del ruido y polvo en la fase de obra civil.
El Plan de Manejo Ambiental y Social
La evaluación socioambiental contempla un Plan de Manejo Ambiental y Social (PMAS) específico para mitigar las interferencias con la infraestructura existente y el tránsito local.
Para esto se incluyeron protocolos para el despeje de vegetación sin uso de defoliantes químicos, medidas de protección para el avistamiento de avifauna mediante la instalación de desviadores de vuelo en los cables de guardia y un programa de reasentamiento o indemnización por servidumbre en los predios privados requeridos para la traza.
Desde la perspectiva operativa, la fundamentación ambiental del proyecto subraya que la ejecución de AMBA 1 generará un impacto neto positivo de escala regional. La red actual opera al límite de su capacidad física durante los picos de demanda estacionales, forzando la quema de combustibles fósiles en centrales térmicas de menor eficiencia ubicadas dentro del nodo de consumo para sostener la tensión en los alimentadores.
La incorporación de las nuevas líneas de 500 kV y la descongestión del anillo metropolitano permitirán desplazar de la matriz la generación distribuida más costosa y contaminante, reduciendo las emisiones globales de gases de efecto invernadero (GEI) en el Gran Buenos Aires. A su vez, la obra resolverá el riesgo de colapso en cadena ante fallas simples en la infraestructura existente, que hoy abastece 14 millones de usuarios.
La realización de la consulta en Marcos Paz permitirá elevar al directorio del BID el expediente ambiental consolidado para habilitar el tratamiento del crédito y los avales. Cumplido este requisito en Washington, el Gobierno nacional quedará en condiciones de publicar los pliegos de la licitación pública internacional, una convocatoria diferida desde el año pasado que el mercado eléctrico considera prioritaria para el desarrollo de la infraestructura de transporte.
El precio minorista del combustible cruzó un umbral sensible por la reanudación del conflicto entre Washington y Teherán, pero el crudo de referencia se sostiene lejos de los picos que auguraban los analistas.
Este lunes la nafta promedio en Estados Unidos volvió a perforar hacia arriba la barrera de los US$4 por galón, de acuerdo con la American Automobile Association. No ocurría desde mediados de junio. Este desacople también tiene lecturas directas para la ecuación exportadora de Vaca Muerta. Detrás del salto está el rebrote del enfrentamiento entre Washington y Teherán, que volvió a trabar el paso de crudo por el Estrecho de Ormuz, corredor por el que circula cerca de un quinto del petróleo que se comercia en el mundo.
¿Por qué sube el surtidor si el barril no acompaña con la misma intensidad? Ahí está el dato que conviene mirar de cerca. El Brent operó este lunes en torno a los US$88 por barril, tras haber trepado por encima de los US$90 durante la jornada. El nivel está muy por debajo del pico de US$126 que el propio Brent tocó a comienzos de año, cuando arrancó el conflicto, y todavía más lejos de las proyecciones de US$150 o US$200 que circulaban entonces.
Un mercado con oferta física holgada
La explicación del techo relativamente bajo del crudo pasa por el lado de la oferta. Arabia Saudita incrementó con fuerza sus despachos desde el puerto de Yanbu, sobre el Mar Rojo, compensando parte de los barriles que dejaron de salir por Ormuz. Los operadores describen un mercado con abundante disponibilidad física de petróleo, lo que amortigua la reacción del precio ante cada nueva escalada. A eso se suma un factor de demanda: China, el mayor importador del mundo, recortó sus compras de crudo hacia junio al menor nivel en casi una década.
¿Y qué explica que el minorista suba con esa fuerza? Los inventarios de nafta cuentan parte de la historia: cerraron la semana pasada en 210,5 millones de barriles, unos 1,5 millones por debajo de la media de los últimos cinco años. Pero hay un segundo frente. Ucrania viene golpeando la infraestructura de refinación rusa, y esa capacidad perdida ajustó todavía más la disponibilidad de producto terminado. El resultado es un margen de refinación que se despegó del precio del barril y empujó el minorista al alza.
La lectura argentina
Para el productor local, el nivel del Brent es la variable que ordena la ecuación. Con la referencia sostenida en torno a los US$88, la paridad de exportación mejora para el crudo Medanito de Vaca Muerta, cuyo diferencial se calcula sobre ese benchmark. Un precio internacional firme refuerza el atractivo de los proyectos no convencionales y la recaudación por regalías en las provincias productoras, siempre que el barril se mantenga en la franja alta.
La contracara es conocida: un crudo internacional elevado tensiona la discusión de precios internos de los combustibles y la fórmula de paridad que siguen las refinerías locales. El desacople entre barril y surtidor que hoy se observa en Estados Unidos es, en el fondo, la misma tensión que atraviesa cualquier mercado que exporta petróleo y a la vez abastece su demanda interna de naftas.
La Secretaría de Energía de la Nación convocó para el miércoles 22 de julio a una consulta pública para que ciudadanos y organizaciones accedan a información sobre los impactos ambientales y sociales del proyecto de transporte de electricidad en el área metropolitana de Buenos Aires, AMBA I, y conozcan las medidas de mitigación previstas.
El proyecto forma parte del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, que contempla 16 obras prioritarias orientadas a mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver los cuellos de botella estructurales que hoy limitan el transporte de energía desde los puntos de generación hacia los centros de consumo.
AMBA I se encuentra, además, en proceso de obtención de la garantía de financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).
El referido proyecto comprende:
Construcción de una nueva estación transformadora (E.T. Plomer).
Ampliación de la E.T. 25 de Mayo.
Adecuación de las estaciones transformadoras E.M. Atucha, E.T. Ezeiza, E.T. General Rodríguez, E.T. Mercedes, E.T. Luján, E.T. Zapalorto y E.T. Pantanosa.
Construcción de las líneas asociadas. La participación en la sesión de consulta pública será presencial. Autoridades de la Secretaría de Energía expondrán los impactos ambientales y sociales del proyecto AMBA I y sus medidas de mitigación.
Consultas virtuales Quienes no puedan asistir de manera presencial pueden realizar consultas o comentarios sobre el proyecto a través de esta web o escribiendo a ampliaciontransporte@mecon.gov.ar. Todas las consultas serán respondidas de manera online.
La Sede para la realización de la consulta presencial será el Paseo Cultural “El Galpón”.
Dirección: Avellaneda 2441 (esquina Gral. Roca), Marcos Paz, Provincia de Buenos Aires.
Rolando Figueroa coloca deuda internacional por primera vez en su gestión.
El gobierno de Neuquén inició este lunes un road show con inversores en Nueva York para presentar lo que será la primera emisión de bonos de la gestión de Rolando Figueroa y un regreso a los mercados internacionales para la provincia tras casi una década. La búsqueda de financiamiento es por un monto de hasta 500 millones de dólares, de los cuales un 70% deberá tener como destino la obra pública.
Neuquén llega a esta instancia con el impulso de Vaca Muerta y tras un proceso de reordenamiento de su deuda pública que le permitió reducir el stock en más de un 40% desde el inicio de la gestión. El mes pasado, Fitch Ratings elevó la calificación de la provincia como emisora de largo plazo de CCC- a B-, una mejora que valoró la mayor capacidad para afrontar sus vencimientos, resultados fiscales «equilibrados» y el crecimiento de los ingresos propios.
Este lunes, la calificadora informó oficialmente que asignó la calificación esperada a largo plazo de B-(EXP) a los bonos propuestos por Neuquén por un monto de hasta 500 millones de dólares.
Los bonos tienen denominación dólares y pagarían una tasa de interés fija que se determinará al momento de la emisión. Según pudo saber EN/CLAVE de fuentes del gobierno provincial, está previsto que el jueves se realice el «pricing» para fijar el valor de venta de los títulos.
Por ahora se supo que tendrán una estructura de amortización con tres pagos anuales en 2032, 2033 y 2034 y no tendrán garantía, pese a que la provincia ha utilizado las regalías en emisiones anteriores. Los intereses se pagarán semestralmente y los bonos vencerán en un plazo máximo de ocho años.
Fitch ratificó que el perfil crediticio individual actual de Neuquén es B-, «lo que indica un riesgo de refinanciamiento relativamente bajo». «La provincia ha mantenido resultados fiscales equilibrados y un crecimiento en sus ingresos propios en un entorno geopolítico global favorable. Persiste la incertidumbre a mediano plazo, ya que los indicadores clave de calificación dependen en gran medida del sector de petróleo y gas en comparación con sus pares nacionales», aclaró en el informe.
TiPDeN, los bonos de Rolando Figueroa
El gobierno de Rolando Figueroa obtuvo autorización de la Legislatura para emitir deuda por hasta 500 millones de dólares en 2024, pero no la había utilizado hasta el momento. Recién en marzo de este año creó por decreto 419 el «Programa para el Financiamiento de Infraestructura y Pago de Deuda del Neuquén» para la emisión de títulos en el mercado internacional o local.
El decreto autorizó los Títulos Públicos de Infraestructura y Pago de Deuda del Neuquén (TIPDeN), a colocarse con o sin garantía, un plazo máximo de amortización de 15 años y la posibilidad de que los actuales tenedores de deuda provincial puedan hacer un canje.
Según se indicó desde el gobierno, se buscará un plazo de amortización máximo de ocho años para esta colocación.
La legislación detrás de este programa establece que, por lo menos el 70% del monto que se obtenga de la emisión deberá ser utilizado para obra pública, mientras que el 30% restante podrá aplicarse a la amortización de la deuda.
Neuquén tiene vencimientos este 2026 por más de 300 millones de dólares, la mayoría denominados en moneda extranjera. El aumento de las regalías de gas y petróleo por efecto de la Guerra en Medio Oriente le viene dando oxígeno al gobierno este año para cubrir los pagos.
Desendeudamiento y vuelta al mercado
Esta es la primera emisión en el mercado de Neuquén desde el 2017, cuando la gestión de Omar Gutiérrez colocó los bonos Tideneu que debió salir a reestructurar apenas tres años más tarde. El sucesor de Rolando Figueroa tomó deuda por más de 900 millones de dólares en sus dos mandatos, lo que generó un cúmulo de capital e intereses que a la administración actual le tocó gestionar.
Además de los bonos Tideneu, Neuquén tiene en circulación los Ticade, garantizados con regalías, ambos con vencimiento en abril y mayo del 2030 y por los que la Provincia paga una tasa del 6,875% y del 8,625%, respectivamente. El stock actual por estos instrumentos supera los 300 millones de dólares.
Neuquén también tiene pendiente de amortización la última etapa del préstamo del Credit Suisse que tomaron las gestiones de Gutiérrez y de Jorge Sapag, del que queda un remanente de 50 millones de dólares con vencimiento el año que viene. Ese crédito, que se tomó para afrontar desequilibrios de caja tras los incrementos salariales otorgados en la previa a disputas electorales, paga una tasa de interés del 7,3%.
Hasta ahora, el gobierno de Figueroa había evitado recurrir al mercado para hacerse de recursos, iniciando un proceso de desendeudamiento que achicó el stock de la provincia en más de un 40%. «Muchas eran letras tomadas para pagar gastos corrientes, con tasas elevadas de interés”, había salido a cuestionar el mandatario, quien defendió el cambio propuesto por su gestión: «Ordenar las cuentas con una administración austera y responsable, transformando las arcas de la provincia para poder avanzar en las obras que la gente necesita».
Esta emisión es la primera de Figueroa en el mercado, aunque no es su primera toma de crédito. El gobierno firmó acuerdos con organismos internacionales como el BID y la CAF para financiar obras de infraestructura que está ejecutando, principalmente, en rutas del interior del territorio.
Argentina se encuentra ante la posibilidad de ingresar en el mayor ciclo de inversiones mineras de su historia. Los proyectos de cobre, litio, oro y plata en distintas etapas de desarrollo podrían transformar la matriz exportadora del país y consolidar al sector como uno de los pilares de crecimiento de la próxima década.
Sin embargo, el avance de estas inversiones depende de un factor decisivo que no surge de la geología ni de los precios internacionales: la disponibilidad de técnicos, ingenieros y proveedores capacitados para operar una minería moderna de escala global.
Las estimaciones de la Cámara Argentina de Empresas Mineras indican que los siete proyectos de cobre más avanzados podrían generar alrededor de 125.000 empleos durante su fase de construcción y cerca de 100.000 puestos directos e indirectos en operación. A esto se suma la expansión del litio en el NOA y la continuidad de la minería metalífera tradicional, que incrementarán la demanda laboral en todas las provincias cordilleranas.
El desafío excede la contratación directa en la boca de mina: cada proyecto moviliza un entramado de pymes metalmecánicas, constructoras, firmas de ingeniería, desarrolladoras de software, laboratorios, transportistas y especialistas en automatización y gestión ambiental.
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La minería del siglo XXI requiere perfiles que hoy escasean en el mercado local: técnicos electromecánicos, operadores de equipos autónomos, programadores, analistas de datos, soldadores de alta precisión y especialistas en ciberseguridad industrial. La formación de estos perfiles demanda planificación estratégica y coordinación institucional.
La experiencia internacional demuestra que ningún país minero exitoso dejó el desarrollo de su capital humano librado a la dinámica del mercado. Australia, Canadá y Chile construyeron ecosistemas donde empresas, institutos técnicos, universidades y centros tecnológicos operan de manera articulada para anticipar vacantes críticas y estandarizar competencias.
En Argentina existe un antecedente relevante: el modelo de articulación desarrollado en torno al Instituto Vaca Muerta, que permitió coordinar empresas, sindicatos, gobiernos provinciales y el sistema educativo para formar trabajadores con estándares de seguridad y eficiencia acordes a una industria de escala mundial.
Ese aprendizaje ofrece una base metodológica valiosa, pero la minería requiere una arquitectura institucional propia, adaptada a sus procesos, tecnologías y geografías. La formación minera demanda competencias específicas en geotecnia, tronadura, operación de flotas de gran porte, metalurgia, procesos de flotación y lixiviación, química de salmueras, automatización industrial y gestión de relaves, entre otras.
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La construcción de capacidades no se limita a las personas. La competitividad del sector depende también de la calidad técnica de las pymes proveedoras. Sin estándares de certificación, las empresas locales enfrentan dificultades para integrarse a cadenas de valor que exigen trazabilidad ambiental, mantenimiento crítico, operación segura de equipos y cumplimiento de normas internacionales.
La ausencia de un sistema federal de certificación de proveedores mineros puede convertirse en un cuello de botella para los proyectos de cobre y litio, obligando a las operadoras a importar servicios que podrían desarrollarse en el país.
En este contexto, la creación de un Instituto Nacional de Capacidades Mineras aparece como una pieza estratégica para coordinar la formación técnica, anticipar la demanda laboral, certificar competencias a nivel federal y actualizar la oferta educativa en función de las tecnologías de operación reales.
Su misión debería incluir la capacitación de pymes locales para integrarlas con éxito en la cadena de valor global y la articulación entre provincias cordilleranas, empresas, universidades y centros tecnológicos. Complementariamente, un Sistema Federal de Certificación de Proveedores Mineros permitiría homologar estándares operativos y ambientales, garantizar la calidad técnica de los servicios y aumentar el contenido local en los grandes proyectos.
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La discusión minera suele concentrarse en variables macroeconómicas, regímenes cambiarios e infraestructura de transporte. Estos factores son indispensables, pero pueden volverse insuficientes si se descuida el desarrollo del capital humano y la capacidad técnica de los proveedores.
La verdadera riqueza de la minería moderna se construye en la superficie: en las aulas, los talleres, los laboratorios y las pymes donde se forman las competencias que sostienen la competitividad de largo plazo. Las minas tienen una vida útil finita; las capacidades construidas en las personas y en las empresas perduran más allá del agotamiento de los yacimientos.
El desafío para Argentina es transformar este ciclo inversor en una oportunidad para consolidar una economía más robusta, innovadora y preparada para competir en el escenario global.
El documento “Productividad y Desarrollo en Viedma 2026”, elaborado por Praxis Consultora, ofrece una radiografía exhaustiva del impacto que tendrán las megainversiones energéticas sobre la costa de Río Negro. El estudio parte de un escenario concreto: la reconfiguración del proyecto Argentina LNG bajo la sociedad YPF–ENI–ADNOC, la ejecución del oleoducto Vaca Muerta Sur y la llegada de infraestructura industrial de escala inédita al corredor Atlántico.
En conjunto, estas obras movilizarán más de USD 48.000 millones, con efectos directos sobre empleo, servicios profesionales, logística, abastecimiento y planificación urbana.
La lectura completa del informe permite identificar dos capas de análisis. La primera, estructural, plantea transformaciones profundas: integración territorial entre Sierra Grande, San Antonio Este, Valcheta, Viedma y el Valle Inferior; reconversión de la matriz laboral de la capital provincial; creación de una gobernanza regional; y reorganización del sistema productivo para evitar que la provincia funcione como un enclave exportador.
Son medidas técnicamente válidas, pero de ejecución compleja, alto costo y tiempos prolongados.
La segunda capa surge al contrastar el diagnóstico con las prácticas reales de YPF, ENI y ADNOC en proyectos de LNG y grandes infraestructuras en África, Medio Oriente y el Mediterráneo.
Allí aparece un conjunto de soluciones más realizables, de menor complejidad institucional y con impacto inmediato sobre la captura de valor local. Son medidas que no requieren modificar la estructura laboral de Viedma ni crear nuevas agencias regionales, y que permiten avanzar mientras se desarrollan las transformaciones mayores que propone Praxis.
Entre estas alternativas de implementación rápida se destacan:
Registro Único de Proveedores del Corredor Atlántico — una base oficial que habilite a empresas y profesionales rionegrinos a ser contratados por YPF–ENI–ADNOC y Oldelval, evitando la migración automática de servicios hacia Buenos Aires, Neuquén o Córdoba.
Acuerdos marco de contenido local con YPF–ENI–ADNOC — cláusulas de contratación mínima de proveedores locales, siguiendo modelos que ENI y ADNOC aplican en Nigeria, Egipto, Mozambique y Emiratos Árabes.
Centro Provincial de Servicios Industriales en Viedma — un nodo técnico que concentre ingeniería, ambiente, agrimensura, servicios informáticos y financieros, aprovechando la densidad institucional existente en la capital.
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Oficina Única de Permisos Industriales — una ventanilla que centralice habilitaciones y certificaciones para acelerar la radicación de empresas vinculadas a los megaproyectos.
Acuerdos de abastecimiento alimentario con el Valle Inferior — contratos de provisión de alimentos para la masa laboral que llegará al corredor, potenciando la producción de frutos secos, ganadería, lácteos y horticultura intensiva.
Programas de Desarrollo de Proveedores (PDP) adaptados a LNG y VMS — certificación técnica, financiamiento y capacitación para pymes locales, replicando modelos que YPF, ENI y ADNOC ya utilizan en otros países.
Estas medidas no sustituyen las transformaciones estructurales que identifica Praxis, pero sí permiten capturar valor local en el corto plazo, reducir la dependencia de grandes centros urbanos y fortalecer la posición del corredor Atlántico frente a la llegada de inversiones energéticas de escala inédita.
La clave es avanzar en paralelo: implementar soluciones rápidas mientras se construyen las capacidades institucionales de largo plazo que el informe considera necesarias para consolidar un nuevo ciclo de desarrollo provincial.
Vista Energy registró resultados récord en el segundo trimestre de 2026, impulsados por el crecimiento de su producción de hidrocarburos y por la mejora en los precios internacionales del petróleo.
La compañía alcanzó una producción total de 156.100 barriles equivalentes de petróleo por día, lo que representa un incremento interanual del 32%, con una suba del 33% en la producción de crudo.
Este desempeño se apoya en la consolidación de los activos adquiridos en Vaca Muerta y en la expansión de su base productiva de shale oil.
La empresa logró trasladar plenamente la suba del Brent a sus precios realizados, que se ubicaron en USD 89,4 por barril, un 44% más que en el mismo período del año anterior. Este nivel de precio, combinado con el aumento de volúmenes, elevó los ingresos totales a USD 1.154 millones, un 89% por encima del segundo trimestre de 2025.
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El EBITDA ajustado alcanzó USD 805 millones, reflejando una mejora significativa en la generación de caja operativa y en la rentabilidad de sus operaciones de shale.
En el mercado financiero, los resultados llevaron a que actores especializados mantengan una lectura favorable sobre el desempeño de Vista, con un precio objetivo de USD 87 por ADR y un potencial de suba del 39% respecto de las cotizaciones actuales.
La combinación de crecimiento de producción, captura de precios internacionales y consolidación de activos posiciona a la compañía como uno de los referentes del desarrollo de hidrocarburos no convencionales en Argentina.
El fortalecimiento de Vista tiene implicancias directas sobre la cadena de valor petrolera, al sostener mayores niveles de inversión en desarrollo de pozos, infraestructura asociada y servicios industriales.
Este dinamismo contribuye al empleo y a la actividad económica en las regiones vinculadas a la producción de hidrocarburos, en un contexto de precios internacionales del crudo que favorecen la expansión de proyectos orientados al mercado exportador.
El crecimiento está vinculado al avance de obras de cobre, oro, plata y litio, y a la aprobación de 16 proyectos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que acumulan compromisos por USD 30.000 millones. La combinación de CAPEX en ejecución y expansión de capacidad productiva configura un salto estructural para la matriz exportadora del país.
En cobre, Josemaría y Filo del Sol, ubicados en San Juan y operados por BHP y Lundin Mining a través de Vicuña Argentina, obtuvieron en junio de 2026 la aprobación del RIGI en la categoría de mayor alcance (PEELP). La inversión inicial asciende a USD 9.700 millones, escalable a USD 18.000 millones en una década. Josemaría ya se encuentra en etapa de construcción.
En la misma provincia, Los Azules (McEwen Copper) fue el primer proyecto de cobre en ingresar al régimen, con USD 2.672 millones dentro de un programa total de USD 4.000 millones. La compañía prevé alcanzar la Decisión Final de Inversión hacia fines de 2026 e iniciar obras tempranas —campamento, rutas de acceso y línea eléctrica— a comienzos de 2027.
Agua Rica (Catamarca) y El Pachón (San Juan), ambos de Glencore, continúan en evaluación para sumarse al RIGI, con inversiones estimadas de entre USD 3.800 y 6.700 millones y USD 9.500 millones, respectivamente.
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En oro y plata, Calcatreu (Río Negro), operado por Patagonia Gold, ingresó en producción durante 2026 tras completar su etapa de construcción.
El proyecto prevé una cosecha anual de 31.734 onzas de oro y 127.952 onzas de plata, con un horizonte a cinco años de más de 256.700 onzas de oro y exportaciones acumuladas por USD 1.800 millones. En San Juan, la ampliación de Veladero, operada por Barrick Gold y Shandong Gold, fue aprobada por el RIGI en marzo de 2026 (Resolución 413/2026), con una inversión de USD 380 millones. Las obras están en ejecución y el inicio de operaciones está previsto para diciembre de 2028.
A nivel sector, la producción física de oro cayó 6% en 2025 por el agotamiento de yacimientos maduros, pero la mejora de precios internacionales elevó las exportaciones auríferas a USD 4.094 millones, frente a USD 3.141 millones en 2024.
En litio, Argentina concentra el 21% de los recursos mundiales y cuenta con más de 20 proyectos en distintas etapas de desarrollo. Rincón (Salta), operado por Río Tinto Lithium, y Hombre Muerto Oeste (Catamarca), de Galán Lithium, cuentan con aprobación del RIGI y avanzan en etapa de construcción, según el SIACAM.
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En Catamarca, la expansión del proyecto Fénix (Río Tinto y Livent) sumó 9.500 toneladas anuales de capacidad adicional de carbonato de litio, con una inversión de USD 530 millones y un inicio de operaciones previsto para julio de 2026. El proyecto Mariana (Salta), de Ganfeng Lithium, quedó suspendido del régimen por no cumplir los requisitos mínimos de inversión.
La industria proyecta exportaciones de litio por USD 1.400 millones en 2026, con una producción de 172.000 toneladas de carbonato de litio equivalente, un 48% más que el año previo.
Con la maduración de los grandes proyectos de cobre, CAEM estima que las exportaciones mineras podrían alcanzar USD 22.000 millones anuales hacia 2032, duplicando el empleo sectorial hasta 200.000 puestos entre directos e indirectos.
El avance simultáneo de obras de cobre, oro y litio configura un vector de expansión que incrementa la demanda de proveedores en construcción, energía, transporte, químicos, perforación, ingeniería y servicios industriales.
Tecpetrol realizará el Ciclo Cadena de Valor Neuquina el 22 de julio, a las 9 hs, en el Cine Teatro Español (Av. Argentina 235, Neuquén). La actividad es exclusiva para Proveedores Neuquinos Certificados bajo la Ley 3338 y requiere inscripción previa mediante formulario oficial:
La certificación de proveedores neuquinos está regulada por la Ley Provincial 3338 y administrada por el Centro PyME‑ADENEU.
El Ciclo Cadena de Valor Neuquina es un programa oficial del Gobierno de Neuquén para vincular operadoras con proveedores locales.
Tecpetrol publica requisitos de incorporación y homologación en su política de proveedores.
La imagen institucional del evento confirma fecha, lugar, rubros y modalidad de inscripción.
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Tecpetrol, junto al Centro PyME‑ADENEU y el Gobierno de Neuquén, presentará los requisitos para integrar su red de proveedores, detallando procesos de incorporación y oportunidades de negocio vinculadas al desarrollo operativo en Vaca Muerta. La jornada está dirigida a empresas que operan en rubros críticos de la cadena de valor energética:
Ingeniería y construcción de facilities
Logística y transporte
Operación y mantenimiento
Provisión de productos, equipos y materiales
Perforación y servicios específicos al pozo
La actividad forma parte de las acciones oficiales para fortalecer el entramado de proveedores neuquinos, promoviendo su integración en los principales proyectos de inversión que se desarrollan en Vaca Muerta y ampliando las oportunidades de contratación para empresas certificadas.
En los procesos industriales, la calidad de un análisis depende en gran medida de que la muestra obtenida represente fielmente las condiciones reales de operación. En ese contexto, el diseño del sistema de toma de muestras se convierte en un factor determinante para garantizar resultados confiables y preservar la seguridad durante la operación.
Con ese objetivo, ABAC desarrolla soluciones de ingeniería para sistemas de toma de muestras, acompañando a sus clientes desde la definición técnica hasta la fabricación de los equipos. La empresa diseña y fabrica paneles para líquidos y gases, adaptados a las características de cada instalación y a los requerimientos específicos de cada proceso.
¿En qué consisten los paneles toma muestras?
Los paneles toma muestras son sistemas concebidos para extraer una muestra representativa de un líquido o gas desde una tubería, un tanque o un equipo de proceso, y conducirla de manera segura hasta un recipiente destinado a su posterior análisis. Su implementación permite verificar las condiciones de operación, realizar controles de calidad sobre el producto y mejorar la confiabilidad de los resultados obtenidos en laboratorio.
Entre las principales ventajas de estos sistemas se destacan la obtención de muestras representativas, el incremento de la seguridad para los operadores, la reducción de emisiones y pérdidas de producto, la disminución del riesgo de contaminación de la muestra y la posibilidad de realizar procedimientos de muestreo rápidos, seguros y repetibles. Estos aspectos contribuyen a mejorar la precisión de los análisis y la toma de decisiones en los procesos industriales.
Diseño de los paneles
El diseño de cada panel se realiza en función de las características particulares de la aplicación. Para ello, se consideran variables como el tipo de fluido —líquido o gas—, las condiciones de presión y temperatura de operación, la compatibilidad química de los materiales, los requerimientos de purga y acondicionamiento, el tipo de muestreo (continuo o puntual), el recipiente de recolección, los materiales constructivos, la necesidad de enfriamiento de la muestra y las normas técnicas aplicables al proyecto.
Desde la empresa señalan que cada sistema se desarrolla contemplando las condiciones específicas de operación y las necesidades del laboratorio, con el objetivo de ofrecer soluciones confiables, eficientes y aptas para operar en entornos industriales de alta exigencia.
De esta manera, la ingeniería aplicada al diseño de los paneles toma muestras busca responder a los desafíos particulares de cada proceso, priorizando la seguridad operativa, la confiabilidad del sistema y la obtención de resultados consistentes para cada aplicación.
La segunda edición de la Jornada COMEX Norpatagónica (JCN26) se realizára el próximo 13 de agosto.
La Asociación de Industriales de Neuquén (ADINEU), a través de su Comisión de Comercio Internacional, realizará el próximo 13 de agosto la segunda edición de la Jornada COMEX Norpatagónica (JCN26), un encuentro orientado a empresarios, directivos, profesionales y actores del ecosistema productivo de Neuquén y Río Negro con el objetivo de analizar las oportunidades y desafíos que presenta el comercio internacional para la región.
El evento se desarrollará en el Centro de Convenciones Domuyo, en la ciudad de Neuquén, y contará con once bloques temáticos integrados por más de quince especialistas que abordarán cuestiones vinculadas a la inserción internacional, la competitividad empresarial, la logística, la regulación y las herramientas disponibles para facilitar las operaciones de exportación e importación.
La jornada COMEX
La iniciativa se enmarca en un contexto de crecimiento del comercio exterior de la Norpatagonia, impulsado principalmente por el desarrollo energético, la actividad industrial y la producción agroalimentaria. Según datos difundidos por la organización, durante 2025 las exportaciones de Neuquén superaron los USD 6.300 millones, con un incremento cercano al 30% interanual. Ese desempeño representó aproximadamente el 50% de las exportaciones de la Patagonia y el 7,2% del total nacional.
Desde ADINEU señalaron que el objetivo de la jornada es acercar a las empresas herramientas prácticas, información estratégica y espacios de vinculación que les permitan fortalecer su competitividad en un escenario internacional en constante transformación.
«La inserción en los mercados internacionales permite generar empleo, atraer inversiones, incorporar innovación y mejorar la productividad, mientras que las importaciones estratégicas facilitan el acceso a maquinaria, tecnología e insumos que fortalecen la capacidad competitiva de las empresas», sostuvo Natalia Muguerza, vicepresidenta de la entidad.
La iniciativa se enmarca en un contexto de crecimiento del comercio exterior de la Norpatagonia, impulsado principalmente por el desarrollo energético, la actividad industrial y la producción agroalimentaria.
La convocatoria
La convocatoria cuenta con el respaldo del Gobierno de la Provincia del Neuquén, Centro Pyme ADENEU, Zona Franca Zapala, Depósito Fiscal y Aduanero, la Federación de Cámaras del Sector Energético del Neuquén (FECENE), la Federación Argentina de Comercio Internacional (FACI), la Cámara de Exportadores de la República Argentina (CERA), el Centro Despachantes de Aduana (CDA), la Universidad Nacional de Río Negro (UNRN), la Universidad Patagonia Argentina y empresas vinculadas a la cadena de valor del comercio internacional.
Reconocimiento académico
La edición 2026 también recibió reconocimientos del ámbito universitario. La Universidad Patagonia Argentina declaró al encuentro de Interés Académico, destacando su aporte al desarrollo económico y productivo regional, mientras que la Universidad Nacional de Río Negro lo declaró de Interés Institucional por su contribución a la formación en comercio exterior y a la articulación entre el sector productivo y el sistema universitario.
Según los organizadores, estas distinciones refuerzan el perfil de la Jornada COMEX Norpatagónica como un espacio de articulación entre empresas, Estado y universidades para promover la internacionalización y el desarrollo de capacidades en la región.
Una agenda enfocada en la competitividad
La apertura estará a cargo de autoridades provinciales de Neuquén y Río Negro, quienes expondrán sobre las estrategias de desarrollo productivo y de internacionalización para la Norpatagonia.
Uno de los paneles centrales estará dedicado al contexto internacional y será encabezado por Marcelo Elizondo, quien analizará los cambios geopolíticos, la evolución de las cadenas globales de valor y las oportunidades que estos procesos generan para Argentina.
La infraestructura logística será otro de los ejes del encuentro. Representantes de puertos argentinos y chilenos del corredor bioceánico sur, junto con referentes de la Zona Franca Zapala y del Depósito Fiscal y Aduanero de Neuquén, debatirán sobre las alternativas para fortalecer la conectividad con los océanos Atlántico y Pacífico y mejorar la competitividad regional.
La agenda también incluirá paneles sobre normativa aduanera e impositiva, regulación bancaria vinculada al comercio exterior, acceso a divisas, pagos internacionales y aspectos operativos para exportadores e importadores.
Durante la tarde, especialistas presentarán herramientas relacionadas con la digitalización de procesos, facilitación comercial, seguros internacionales, gestión de riesgos, inteligencia comercial, identificación de mercados, búsqueda de proveedores e incorporación de tecnología para optimizar las operaciones de comercio exterior.
Los expositores de la jornada
Entre los expositores confirmados se encuentra Fernando Landa, presidente de la Cámara de Exportadores de la República Argentina (CERA), quien expondrá sobre los desafíos para ampliar la base exportadora argentina y fortalecer la inserción internacional del país.
La jornada concluirá con un panel dedicado a los costos logísticos y la eficiencia operativa, además de la presentación de experiencias de empresas exportadoras e importadoras que compartirán casos concretos sobre los desafíos y oportunidades que enfrentan en el escenario actual.
La segunda edición de la Jornada COMEX Norpatagónica se realizará el jueves 13 de agosto, de 8.30 a 17 horas, en el Centro de Convenciones Domuyo de Neuquén. El evento será de carácter arancelado, con cupos limitados y beneficios para instituciones adheridas. La inscripción y la información sobre el programa completo se encuentran disponibles en el sitio web de ADINEU.
El nuevo equipo de perforación de última generación identificado como DLS-177 se suma a las operaciones con YPF y contribuye a la consolidación del plan de inversiones de la compañía en desarrollos no convencionales.
DLS Archer, líder en soluciones integradas para desarrollos no convencionales, anunció la incorporación del equipo de perforación Súper High Spec DLS-177 a su flota en Vaca Muerta. La nueva unidad operará para YPF y representa un nuevo hito en el plan estratégico de inversiones de la compañía.
El DLS-177 es un equipo de última generación que integra tecnología MPD – Managed Pressure Drilling.
De esta manera, DLS Archer continúa respondiendo de forma directa al incremento de la demanda de servicios de perforación de alta performance para operaciones no convencionales y amplía su capacidad de brindar soluciones integrales de mayor valor agregado.
La puesta en marcha del perforador DLS-177 fortalecerá el contrato de largo plazo vigente con YPF y consolidará el posicionamiento de DLS Archer como socio estratégico clave para el desarrollo de la industria energética nacional. La alianza entre ambas compañías combina experiencia global y liderazgo local para elevar los estándares de eficiencia, seguridad e innovación en cada pozo.
Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer, afirmó:
“YPF lidera la industria y en DLS Archer estamos para acompañar ese crecimiento. La llegada del DLS-177 refuerza nuestro compromiso con la excelencia operativa y expande nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta. Con esta unidad súper high spec con capacidades MPD, consolidamos una relación estratégica que transforma la industria y garantiza productividad y seguridad en cada operación.”
La llegada del equipo DLS-177 durante el primer trimestre de 2027, ratifica la visión de DLS Archer: invertir en tecnología, innovación y talento para construir un sector energético argentino cada día más competitivo.
«El Zeus es un set 100% eléctrico. Esa electricidad la vamos a generar en el sitio», sostuvo Hernán Carbonell, gerente de desarrollo de negocios de Halliburton.
Halliburton pondrá en marcha en Vaca Muerta en los próximos meses sus servicios de fracturación eléctrica bajo la tecnología Zeus. Así lo confirmó Hernán Carbonell, gerente de desarrollo de negocios de la compañía en el país, durante una nueva edición de Aguas Arriba, el ciclo de EconoJournal enfocado en la cadena de valor del sector energético.
“Se trata de una inversión pesada, propia de una tecnología muy nueva, que la escala actual de Vaca Muerta empieza a justificar con el avance del VMOS, los proyectos de LNG, y los récords que se rompen día a día en la cuenca», detalló Carbonell.
El anuncio fue uno de los ejes centrales de una mesa técnica que reunió también a Luis Lanziani, Supplier Development Director de Tecpetrol; Alberto Piwien, socio gerente de Plotec; y Sabina Trossero, consultora especializada en energía y minería, bajo la conducción de Nicolás Gandini, director de EconoJournal. El objetivo fue poner el foco en el desarrollo de la cadena de valor del sector energético para apuntalar a los proveedores locales, en un momento clave en el que el negocio empieza a crecer y a marcar el terreno para los próximos años.
«El Zeus es un set 100% eléctrico. Esa electricidad la vamos a generar en el sitio, y esto se viabilizó logrando que la tecnología de generación venga con los sets eléctricos. De otra manera, hubiese sido necesario generar una infraestructura eléctrica hasta el set de fractura”, dijo Carbonell.
Un spread completo de fractura suele requerir entre 20 y 30 MW de potencia eléctrica, y las configuraciones de mayor capacidad rondan los 30 MW. Esa cifra equivale a la potencia instalada de un parque solar pequeño o de una ciudad de unos 30.000 hogares.
“Es tanta la necesidad, entre 20 y 30 MW, que lo necesito generar ahí. Así como está desarrollado el proyecto, lo que necesito es llegar con el commodity –el gas natural-, si es gas comprimido lo tengo que descomprimir y si es licuado lo tengo que gasificar», agregó. Es decir, en lugar de llevar electricidad al equipo, van a llevar gas y generarán la electricidad en el lugar donde se realiza la fractura.
–En un escenario optimista, si sale bien lo que están planificando, ¿van a tener un equipo 100% eléctrico y cuántos duales? –le preguntó Nicolás Gandini.
–Cuando uno ve Vaca Muerta no puede dejar de ver lo que sucede en Permian donde la tecnología eléctrica fue lo que más creció y todas las otras tecnologías son intermedias. Son las que están camino a una tecnología como esta. Nosotros vemos un crecimiento grande de los equipos eléctricos, pero va a haber proyectos en los que tengas menos escala o no tengas tanta continuidad o volumen y en esos casos se van a justificar las otras tecnologías, que son bombas 100% a gas o bombas duales gas-diésel.
Luis Lanziani de Tecpetrol arriesgó un número sobre el impacto que puede tener este proceso de electrificación e hibridización sobre el consumo de diésel del sector: «De acá a cuatro años el consumo de diésel en fractura se puede reducir en un 60%, siendo conservador».
«Para mí lo que se viene en materia energética es una forma distinta de pensar el negocio gracias a la escala», complementó Lanziani. «La variable que moverá las inversiones es el costo unitario, que tiene que ser muy bajo. Por ejemplo, en la fractura hoy el diésel es un componente que carga muchísimo el precio y entonces hay que pasar a gas o eléctrico, y hay que elegir según las soluciones que hay. Eso no estaba en el pasado. Vamos a pasar a un modelo muy americano donde en realidad conviven muchas tecnologías y se va a usar la que sea más costo-eficiente en cada caso», agregó.
Sobre la dinámica actual entre operadoras, Lanziani contó que ya hay al menos siete proyectos de estaciones de carga a granel de GNC en marcha en la cuenca neuquina, dos de ellos en construcción y tres más cristalizándose, producto de que «todos los actores principales estamos empezando a compartir y ecualizar esfuerzos para bajar los costos y hacer sustentable el negocio sin cargarlo de ineficiencias”.
De izquierda a derecha: Alberto Piwien (Plotec), Luis Lanziani (Tecpetrol), Nicolás Gandini (EconoJournal), Hernán Carbonell (Halliburton) y Sabina Trossero, consultora especializada en energía y minería.
La necesidad de gas en minería: el proyecto de Plotec en la Puna
Mientras la industria del shale discute cómo electrificar sus equipos, en la Puna ya hay una mina de litio que funcionará desde esta semana con GNL traído en camión desde Chile. Del proyecto se encarga Plotec, la empresa de Alberto Piwien.
Ante la falta de oferta local de GNL, la solución fue importarlo desde Chile hasta que exista producción nacional. El gas llega licuado a la terminal chilena de Mejillones y desde ahí baja a los tanques de un pool de empresas del que participa YPF como operador y comprador del commodity. Plotec se encarga de la tecnología, el transporte y el diseño y construcción de la planta, además de operar como almacenador —una figura que, contrario a lo que su nombre indica, reemplaza a una distribuidora o transportista de gas—.
Las dos plantas previstas ya están operativas, y una de ellas debería empezar a generar energía eléctrica con GNL el 22 de julio. Las plantas apuntan a la pequeña o media escala. Las plantas generan 8 MW de energía eléctrica de forma permanente, con una capacidad de reserva adicional de 4 MW. A eso se suman las calderas —dos por planta, más un calentador de agua en una de ellas— que también consumen gas. En total, el proyecto demanda unos 6.000 m³ diarios de gas natural.
La elección del GNL por sobre el GNC respondió a dos variables: la altura de las minas, a 4.000 metros sobre el nivel del mar, y el estado de los caminos de acceso, sin rutas pavimentadas. “El primer chasis que llevó GNL hasta la zona se destruyó en un solo viaje. Hubo que reforzarlo para poder sostener el transporte”, aseguró.
Alberto Piwien, socio gerente de Plotec.
Cuánta demanda de gas puede traccionar la reconversión
¿Es posible estimar cuánta demanda adicional de gas generaría una transformación completa del equipamiento de fractura? «La respuesta rápida es no», aseguró Lanziani. Explicó que todas las operadoras ya reforzaron sus áreas comerciales para explorar nuevos consumos, en un contexto en el que la producción de petróleo no convencional viene de la mano de gas asociado que necesita encontrar salida. Por ahora, dijo conocer sólo dos proyectos de generación eléctrica con termoeléctricas a GNL. Para el ejecutivo, la clave no es tanto el volumen sino el plazo: «Estamos muy acostumbrados a que todo se tiene que resolver en un mandato presidencial y eso es muy complicado. Ahora todos pusimos el foco en, al menos, diez años».
El GNL que se licúe en Río Negro para exportación no tendrá ventana hacia el mercado interno. «Ese gas que se va a licuar en un barco o en dos barcos en el futuro va a ser exclusivamente para exportación», afirmó Piwien.
La demanda doméstica, coincidieron, crecerá por otro lado: proyectos de menor escala como el que Triar prevé instalar en San Nicolás, consumos industriales de 6.000 a 10.000 m³ diarios —similares a los de la minería— y el transporte vehicular, donde desde 2027 todo colectivo nuevo en la ciudad de Buenos Aires deberá ser a gas o eléctrico.
Luis Lanziani, Supplier Development Director de Tecpetrol.
La logística de arena de fractura
La mesa dejó planteado otro debate para una futura edición de Aguas Arriba: la reconversión a gas de la logística de arena de fractura, un insumo clave para cada pozo que hoy se transporta mayormente con camiones a diésel.
Según adelantó Lanziani, el desafío tiene dos tramos distintos. Está la milla corta, el recorrido final desde un punto de acopio cercano al yacimiento hasta el pozo, con camiones preparados para el terreno irregular de Vaca Muerta. Y la milla larga, el trayecto de cientos de kilómetros que trae la arena desde su origen —muchas veces por asfalto— hasta la cuenca neuquina, donde el reemplazo del diésel por gas apunta menos a un ahorro directo que a ganar competitividad de escala y ordenar la logística como si fuera una línea de producción.
El nuevo complejo se construirá en una predio de 80 hectáreas en el área portuaria y contará con dos líneas de producción con una capacidad de 6.000 toneladas diarias de urea granulada.
Pampa Energía anunció la aprobación del Final Investment Decision (FID) por US$ 2.700 millones para la construcción de una planta de producción de urea granulada en el Polo Industrial Bahia Blanca, proyecto que ya fue presentado a mediados de abril al Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI).
El holding del empresa Marcelo Mindlin explicó que con este desembolso la compañía construirá la planta de producción de urea granulada más grande de la región y una de las de mayor envergadura a nivel mundial, la cual prevé alcanzar su fase operativa hacia fines de 2029 con una capacidad estimada en 2,1 millones de toneladas anuales.
Este decisión de inversión permitirá a Pampa entrar a un negocio inédito para la empresa y abrirá una nueva fuente de generación de divisas estimado en unos u$s1.000 millones anuales. Este beneficio a la balanza comercial será producto tanto por la sustitución de importaciones actuales como por el saldo exportable que generará el complejo petroquímico.
La producción de la futura planta apuntará principalmente a abastecer el mercado de Brasil, un socio comercial clave que actualmente demanda la importación de entre 7 y 8 millones de toneladas de urea al año. Para apuntalar la viabilidad de la iniciativa, el proyecto espera la aprobación de su adhesión al RIGI.
El complejo se emplazará sobre una superficie de 80 hectáreas dentro del área portuaria, con una conexión directa a los gasoductos troncales de Vaca Muerta. Las instalaciones incluirán una planta de amoníaco, dos líneas de producción de urea granulada con capacidad combinada de 6.000 toneladas diarias, silos de almacenamiento y sistemas de carga automatizados para camiones y buques.
Mafrcelo Mindlin: «El país tendrá su propio abastecimiento de urea, más previsible y competitivo, y podrá exportar a la región y al mundo»
Hasta el momento la única planta de producción de urea granulada que opera en la Argentina es la de la empresa Profertil. Tras una operación valuada en u$s1.200 millones, la empresa cambió de dueños y ahora está controlada en un 90 % por Adecoagro y en un 10 % por la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA). Los nuevos dueños tienen prevista la ampliación de la planta que permitrá duplicar su capacidad.
Quiénes tendrán a cargo la ingeniería y la obra
Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, afirmó que la de hoy «es la decisión de inversión más importante en la historia de Pampa y la más grande que emprendemos en años. La Argentina depende de fertilizantes que llegan desde miles de kilómetros de distancia, desde regiones con alta inestabilidad geopolítica».
«Con esta planta, el país tendrá su propio abastecimiento de urea, más previsible y competitivo, y podrá exportar a la región y al mundo. Permitirá generar divisas, conquistar nuevos mercados y conectar el gas de Vaca Muerta con uno de los sectores más importantes de la economía argentina, como es el campo”, agregó el empresario.
Con un plazo de ejecución estimado de tres años y medio, el proyecto impulsará la generación de empleo y desarrollo para Bahía Blanca y su región. Durante la etapa de construcción demandará más de 3.500 puestos directos en su pico de obra, además de miles de empleos indirectos asociados a la cadena de valor.
Una vez en operación, la planta generará alrededor de 300 empleos permanentes. Pampa priorizará la contratación de mano de obra local y de proveedores de Bahía Blanca y la región. Asimismo, ofrecerá oportunidades de incorporación a colaboradores de la compañía de otras áreas que deseen sumarse a este nuevo proyecto.
El proyecto estará a cargo de Tecnimont, parte de la Business Unit E&C Solutions de MAIRE, y SACDE. Tecnimont, líder global en ingeniería y ejecución de grandes proyectos industriales, se enfocará en las actividades de ingeniería y procurement, mientras que SACDE estará a cargo de la construcción.
MAIRE combina las capacidades de ingeniería de proyectos de clase mundial de Tecnimont con el portafolio tecnológico líder de Nextchem -al frente de la Business Unit STS de MAIRE- para desarrollar proyectos industriales de gran escala a nivel global. Tecnimont cuenta con trayectoria en el sector de fertilizantes, habiendo completado más de 100 plantas de amoníaco y más de 75 plantas de urea en todo el mundo.
La empresa de servicios petroleros para desarrollos no convencionales DLS Archer anunció este viernes la incorporación de un equipo de perforación Súper High Spec de última generación que operará para YPF a partir del primer trimestre de 2027. La decisión es parte de la necesidad que se advierte en la industria por ampliar la capacidad operativa en Vaca Muerta.
Esta incorporación representa el tercer equipo que la compañía de servicios petroleros levanta para Vaca Muerta en un período de alrededor de seis meses, lo que ratifica su plan estratégico de inversiones frente al incremento de la demanda de servicios de alta performance.
La disponibilidad de torres de perforación se presenta como uno de los principales cuellos de botella para el crecimiento del sector upstream. En un escenario donde resulta urgente elevar la actividad de perforación de pozos para abastecer la infraestructura de transporte proyectada como el Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y la ya incorporada a partir de las ampliaciones de Oldelval.
La compañía precisó que el nuevo perforador DLS-177 integra tecnología MPD (Managed Pressure Drilling o perforación con presión controlada), una herramienta de alta especificidad que permite elevar los estándares de eficiencia, innovación y seguridad en pozos complejos.
Proveedores y servicios aceleran el salto de escala
«YPF lidera la industria y en DLS Archer estamos para acompañar ese crecimiento. La llegada del DLS-177 refuerza nuestro compromiso con la excelencia operativa y expande nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta», afirmó Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer.
El directivo enfatizó que la unidad «consolidará una relación estratégica que transforma la industria y garantiza productividad y seguridad en cada operación». La puesta en marcha de la unidad fortalecerá el contrato de largo plazo vigente entre DLS Archer e YPF. Esta alianza combina la experiencia global con el objetivo de dotar de mayor competitividad a las operaciones del upstream en el sector.
Los equipos integran servicios de Perforación Controlada por Presión (MPD)
La velocidad en la respuesta de las empresas de servicios petroleros anticipa parte de los debates que cruzará la agenda sectorial en las próximas semanas. El rol de los proveedores es, de hecho, el eje central del lema del Supplier Day de EconoJournal, el encuentro clave enfocado en la cadena de valor que se desarrollará el próximo 11 de agosto.
Allí se analizará en profundidad cómo el entramado de empresas proveedoras y de servicios técnicos debe acelerar y acompañar el inminente salto de escala de la industria, impulsado por la puesta en marcha de las megaobras de transporte de hidrocarburos.
Los nuevoe equipos que están llegando
Los equipos integran servicios de Perforación Controlada por Presión (MPD). Este sistema permite optimizar los tiempos de ejecución garantizando resultados seguros. Es un proceso mediante el cual la presión ejercida por el fluido de perforación en el pozo se controla a través de la contrapresión superficial que surge del sellado de la tubería en la superficie por un cabezal giratorio y un colector de estrangulamiento.
Esto permite una perforación ininterrumpida a través de estrechas ventanas de presión de fractura de poro. El control de la presión se mantiene mediante una combinación de densidad del fluido, fricción circulante y ajustes de presión de superficie.
El gobernador Rolando Figueroa junto al gabinete de Plottier.
El gobierno de Rolando Figueroa comenzó esta semana a reconstruir su relación política con Plottier, una ciudad clave para la provincia por su cercanía a la capital y su crecimiento poblacional, pero asediada en las últimas décadas por malas administraciones y cimbronazos institucionales.
A poco más de dos meses de la renuncia del intendente Luis Bertolini, la Provincia desembarcó con su gabinete en la ciudad para comprometer un paquete de obras a Malena Resa, la concejal que asumió en reemplazo, a cambio de un alineamiento al «pacto de gobernanza» propuesto por la gestión.
«Decidimos acompañar al gobierno provincial en el lineamiento de ordenar las cuentas para poder redistribuir, y que cada peso de los habitantes de la localidad esté en el lugar dónde corresponde, para poder llegar a ellos con mayores obras y servicios», afirmó el lunes tras la firma.
El convenio acordado entre las partes incluye el traspaso del tramo de la Ruta 22 que pasa por la ciudad a manos de la municipalidad. Seguirá bajo el dominio de Vialidad Provincial, pero el municipio se deberá hacer cargo de su mantenimiento.
Además, el gobierno comprometió la realización del proyecto ejecutivo para un paseo costero, el prefinanciamiento de unas 100 cuadras de asfalto, una nueva comisaría y un centro deportivo, según se anticipó.
La Provincia también está financiando en la localidad una nueva escuela técnica para una matrícula de 833 estudiantes.
El pacto de gobernanza, implica, entre otras cosas, el compromiso del municipio al ordenamiento de sus recursos y gastos, armonización y transparencia tributaria para que la Provincia mantenga los convenios de financiamiento de obras con las ciudades.
«Es una herramienta fundamental a través de la cual el gobierno provincial establece valores en gestión pública. Los intendentes adhieren y ponen en marcha acciones que les permiten hacer obras y gestiones de competencia municipal. Luego, la provincia colabora articulando acciones para que los municipios puedan hacer lo que la población les requiere», planteó Juan Luis «Pepé» Ousset, jefe de Gabinete de Figueroa.
Plottier en el mapa electoral
La ciudad de Plottier, vecina a Neuquén capital y conectada por la Ruta 22, es la segunda más poblada de la provincia. El Censo 2022 le computó más de 52.000 habitantes, igualmente lejos de la primera en el ranking que tiene unos 300.000.
En las elecciones a gobernador del 2023, le aportó al armado de Rolando Figueroa uno de sus triunfos más contundentes: logró aventajar a su principal adversario, Marcos Koopmann, por más de 20 puntos.
Esa casi duplicación de votos le permitió compensar, por ejemplo, el resultado en la ciudad de Zapala, donde el MPN había obtenido una amplia ventaja, y otras del interior en las que el partido de gobierno era fuerte.
Con la desintegración de la alianza política con el partido Desarrollo Ciudadano de Gloria Ruiz que lo había acompañado en esa campaña, el oficialismo ahora busca reposicionarse en la ciudad de cara a la elección del 2027.
Y como sucede a nivel provincial, el principal activo que mostrará el gobierno como plataforma electoral el año que viene será el de las obras.
Plottier, por otro lado, es una de las ciudades que mayor crecimiento experimentaron en los últimos años por ser una alternativa a la capital con condiciones más accesibles para la vivienda. El gobierno apunta ahora a que esa característica de «ciudad dormitorio» para Vaca Muerta pueda complementarse servicios de calidad e infraestructura, que es su principal deuda pendiente.
Rolando Figueroa y su historia con Plottier
Gloria Ruiz, Luis Bertolini y Rolando Figueroa en las elecciones de Plottier de 2023.
El vínculo de Rolando Figueroa con Plottier fue clave en la elección del 2023. De allí surgió su vicegobernadora, Gloria Ruiz, por entonces intendenta de la ciudad bajo el sello Desarrollo Ciudadano. Era una dirigente que se había enfrentado abiertamente al gobierno del MPN y le aportó a la fórmula un toque de «rebelión» y cercanía que se tradujo en un buen resultado en las urnas.
Figueroa también le cedió ese año la elección del candidato para sucederla en la ciudad, Luis Bertolini, quien arrasó meses más tarde en los comicios municipales. Esa negociación para contener su alianza con Ruiz implicó sacrificar la candidatura de Julieta Corroza, oriunda de la ciudad y quien estuvo a muy pocos votos de ganar en 2015.
En cambio, el espacio le aportó a Bertolini una lista colectora encabezada por Malena Resa, muy cercana a la actual senadora.
Ese entramado de alianzas, sin embargo, se sostuvo apenas hasta el 2024. El inicio de una investigación iniciada por la fiscalía de Delitos Económicos de Neuquén contra la entonces vicegobernadora por supuesto enriquecimiento ilícito y desmanejos en la Legislatura le valió su destitución por «inhabilidad moral» en noviembre de ese año. La votaron los diputados con una mayoría de 30 votos sobre 35.
La investigación judicial salpicó también a Bertolini por contrataciones en la municipalidad cuando era secretario de Obras Públicas y, a partir de allí, se inició un espiral de especulaciones que terminaron finalmente con una formulación de cargos en abril de este año por los delitos de defraudación, negociaciones incompatibles con la función pública e incumplimiento de los deberes de funcionario público.
Bertolini renunció ese mismo día, cuando el Concejo Deliberante votaba su suspensión, denunciando «una estrategia que busca disciplinar a quienes se animan a ejercer la política con independencia».
«Desde el poder provincial utilizaron las instituciones de la Justicia para torcer la voluntad popular de una ciudad que eligió libremente su propio camino», cuestionó.
Durante décadas, el diagnóstico se repitió como mantra: “el problema ferroviario de Argentina es que tiene muchas trochas diferentes”. La frase es correcta, pero incompleta.
El verdadero problema es que nunca se tomó una decisión técnica sobre qué estándar adoptar, y mientras tanto la red se fue desarmando hasta niveles irreversibles. Hoy, esa destrucción deja de ser solo una tragedia y se convierte en algo más incómodo: una oportunidad histórica para reconstruir con un ancho de vía unificado y una lógica regional, no nacional.
Según el análisis de AIMAS, entre Uruguay, Paraguay, la Mesopotamia argentina y el Sur de Brasil se acumulan 10.000 km de vías abandonadas sobre un total de 17.000. Los 7.000 restantes “no se ven muy lindos”, como sintetiza Jorge de Mendonça.
La foto es brutal: la Cuenca del Plata —el corazón logístico del Cono Sur— perdió más de la mitad de su red ferroviaria y opera con estándares técnicos del siglo XIX. Pero justamente por eso, si hay que reconstruir casi todo, es el único momento en 150 años en el que se puede decidir un estándar único y hacerlo bien.
La propuesta que emerge desde AIMAS no es nostálgica ni romántica: es técnica y geopolítica. La tesis es simple y contundente: reconstruir sin unificar la bitola es repetir el error histórico.
Reconstruir con bitola unificada —compatible con los 32,5 toneladas por eje que ya usan Brasil y Estados Unidos— permitiría por primera vez una red interoperable entre Argentina, Brasil, Uruguay y Paraguay, con corredores de carga que no se detienen en cada frontera por incompatibilidad de vía.
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El punto de partida no es abstracto: la nota en portugués que acompaña el análisis identifica a la región gaúcha de la Cuenca del Plata como el primer territorio lógico para esa integración: Sur y Oeste de Brasil, Uruguay, Paraguay y la Mesopotamia argentina.
Es la zona donde más vías se perdieron, donde más exportaciones dependen del ferrocarril y donde la reconstrucción puede tener impacto inmediato en pymes, agro, minería, comercio y e‑commerce. No se trata de un corredor simbólico: se trata de la columna vertebral logística del Mercosur.
En paralelo, la agenda oficial de Brasil y Argentina va en dirección contraria. Ambos países avanzan en licitaciones bajo el modelo europeo de open access, que fragmenta la red, obliga a competir trenes entre sí, reduce la escala y deja fuera a la mayoría de las localidades y cargadores.
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El resultado es conocido: redes reducidas, déficit crónico y dependencia de subsidios. El documento técnico de AIMAS lo sintetiza con números: incluso con el mejor estándar técnico posible, el modelo de concesionario vertical y el open access no generan excedente suficiente para mantener su propia infraestructura, mientras que el Modelo Ferroviario Integrado 5F sí logra cubrir y superar el costo de reconstrucción cuando opera con trenes mixtos, intermodalidad plena y bitola moderna.
La diferencia no es ideológica, es de diseño. El 5F plantea que compitan los negocios, no los trenes: la locomotora es el gancho común detrás del cual se ordenan vagones de terceros, furgones de paquetería, contenedores, semirremolques y servicios de e‑commerce, con el camión, los puertos y los barcos como aliados, no como enemigos.
El tren mixto deja de ser un servicio subsidiado y se convierte en el mecanismo que hace rentables ramales de baja demanda, porque sostiene la tracción y permite que el precio del flete de carga vaya íntegro al excedente. En ese esquema, más estaciones activas significan más puntos de carga, más frecuencia posible, menor costo marginal y mayor ocupación, es decir, rentabilidad.
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La oportunidad regional que abre este enfoque es doble. Por un lado, reconstruir la red con un estándar técnico que permita autosustentabilidad: sin saltar a 25–32,5 t/eje, ningún modelo —ni 5F, ni concesionario, ni open access— paga su infraestructura. Por otro, usar esa reconstrucción para integrar de verdad la Cuenca del Plata, con una bitola única que conecte a los cuatro países en un sistema ferroviario interoperable, capaz de competir en costos y tiempos con los corredores de Norteamérica y Brasil.
El componente político no es menor. Durante casi dos siglos, los Estados subnacionales —provincias, municipios, prefecturas— no tuvieron participación real en la política ferroviaria, y los usuarios tampoco tuvieron poder de auditoría.
Argentina, sin embargo, ya tiene una ley que habilita otro esquema: la Ley 27.132, que permite la participación de entes locales y abre la puerta a modelos donde el Estado fija reglas y el negocio se financia con capital privado de largo plazo. Brasil podría replicar esa lógica.
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Con reglas claras, estándares técnicos modernos y un modelo intermodal territorial, las concesiones de 99 años dejan de ser un tabú y se convierten en una herramienta para ordenar la inversión y la gobernanza de la red.
La pregunta que deja planteada el mensaje de Jorge de Mendonça es incómoda pero necesaria: ¿vamos a esperar tres siglos más para resolver el problema de las trochas, o vamos a aprovechar que está todo destruido para reconstruir con un estándar único y rentable? La respuesta no está en un paper ni en un manifiesto: está en las decisiones que tomen hoy los gobiernos de Argentina, Brasil, Uruguay y Paraguay cuando liciten, regulen y definan cómo quieren que se mueva su economía en los próximos 100 años.
Nota de autoría
Análisis técnico elaborado por Claudio García, Daniel Campana, Federico Weinhold y Jorge de Mendonça para AIMAS.
El crecimiento del gas de Vaca Muerta está modificando la composición del gas que llega a los usuarios, pero la discusión técnica es clara: las variaciones no generan riesgos adicionales y la seguridad depende, sobre todo, del estado de las instalaciones internas y de los artefactos domiciliarios.
Durante un webinar de MEGSA, el ingeniero Carlos Casares, referente en la actualización normativa del ENARGAS, explicó que el aporte creciente de etano, propano y butanos apenas alteró el poder calorífico y que los artefactos modernos están diseñados para operar sin inconvenientes dentro de ese rango.
La combustión, sostuvo, se define por la mezcla aire–combustible y por el mantenimiento, no por la composición del gas.
Los datos de las distribuidoras refuerzan el diagnóstico. Las redes que menos gas neuquino reciben son las que más incidentes por monóxido registran, mientras que las zonas abastecidas con mayor proporción de gas de Vaca Muerta muestran una caída sostenida de accidentes. La correlación es directa: la seguridad está vinculada al estado de los equipos, no al origen del gas.
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Casares señaló dos vacíos regulatorios que hoy explican más riesgo que cualquier cambio en la matriz gasífera: la revisión periódica obligatoria de instalaciones internas —prevista pero nunca implementada— y la falta de certificación de los detectores de monóxido que se venden en el país. Ambos puntos, dijo, requieren intervención urgente.
En procesos industriales sensibles, como la reducción directa, sí pueden aparecer ajustes operativos, pero la solución es técnica y puntual: las plantas deben adaptarse al gas disponible, no al revés. La normativa argentina ya fue tomada como referencia por Chile y fue diseñada para acompañar la expansión de Vaca Muerta y la futura exportación de GNL.
El mensaje final del webinar fue contundente: la evolución del gas neuquino no compromete la seguridad. El desafío real está en garantizar instalaciones internas en condiciones, artefactos certificados y un marco regulatorio que deje de mirar la composición del gas y empiece a mirar la infraestructura que lo consume.
Bradesco BBI publicó un informe que coloca al GNL como la próxima plataforma exportadora de escala global para Argentina, con un potencial de entre US$12.000 y US$18.000 millones anuales una vez que entren en operación los proyectos ligados a Vaca Muerta.
El banco sostiene que el país podría sumar 2,5% del PBI solo por exportaciones de gas natural licuado y convertirse en un proveedor estratégico para Europa y Asia en la próxima década.
El análisis parte de un dato estructural: Vaca Muerta tiene gas suficiente para 140 años del consumo argentino. La limitación ya no es la producción, sino la infraestructura para procesar, licuar y exportar. Por eso Bradesco identifica tres desarrollos clave: Southern Energy LNG, Argentina LNG (YPF + socios internacionales) y las expansiones previstas entre 2028 y 2033. En conjunto, permitirían que Argentina deje de depender del mercado regional y se integre al comercio global del GNL.
El contexto internacional también juega a favor. Europa y Asia buscan proveedores estables y alejados de zonas de conflicto, en un mercado donde el gas natural se consolidó como combustible de transición para reemplazar carbón y respaldar sistemas eléctricos basados en renovables.
En ese escenario, el GNL argentino aparece como una alternativa competitiva por costos, volumen y estabilidad política.
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El impacto macroeconómico sería profundo: más divisas, mayor acumulación de reservas, reducción de la restricción externa y un incremento sostenido de regalías y recaudación fiscal. Para Bradesco, el complejo de GNL podría convertirse en uno de los motores estructurales de la economía argentina durante las próximas décadas.
El informe también señala que el mercado todavía no incorpora plenamente este potencial en la valuación de YPF, que podría reposicionarse como exportador global de energía si Argentina LNG avanza según lo previsto. La petrolera dejaría de depender de su negocio tradicional para integrarse a uno de los segmentos de mayor crecimiento de la industria energética internacional.
Bradesco sintetiza el cambio de escala: Argentina pasa de discutir autoabastecimiento a discutir inserción global. Si el país sostiene un marco regulatorio estable y ejecuta la infraestructura prevista, el GNL podría convertirse en la próxima gran fuente de divisas y en un vector de transformación estructural para la economía.
El cierre prolongado del Sistema Integrado Cristo Redentor volvió a exponer una debilidad estructural: el principal corredor bioceánico del país no garantiza la continuidad operativa que exige la futura exportación de concentrado de cobre.
En 2023 acumuló más de 60 días sin actividad, un nivel de interrupción incompatible con una industria que produce todos los días del año y cuyo producto final no puede quedar inmovilizado en acopio.
Aunque Cristo Redentor es el paso más utilizado y ya mueve 500.000 toneladas de cal por año hacia faenas chilenas —entre 20.000 y 22.000 viajes de camión— su vulnerabilidad climática, la infraestructura de montaña y la complejidad de sectores como Los Caracoles lo convierten en un corredor eficiente para insumos, pero no necesariamente para exportaciones mineras de alto volumen y alto valor.
Proyectos como PSJ Cobre Mendocino estiman entre 8 y 19 camiones diarios con concentrado. El tránsito no es el problema: representa menos del 1% del flujo de la RN7.
El desafío es otro: qué ocurre cuando el paso se cierra por días o semanas. Cada jornada detenida implica capital inmovilizado, reprogramación de embarques y costos logísticos crecientes. La logística deja de ser un aspecto operativo y pasa a ser una variable de competitividad.
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La discusión se amplía con la competencia entre corredores bioceánicos. Agua Negra, respaldado por el Tratado de Maipú, vuelve a posicionarse como alternativa para San Juan. Más al norte, el Corredor Bioceánico de Capricornio avanza con infraestructura ferroviaria operativa del lado chileno y puertos listos para absorber carga minera.
En paralelo, otros pasos como Pehuenche, Jama o Pino Hachado integran acuerdos bilaterales que buscan diversificar la salida al Pacífico.
La próxima década no solo enfrentará proyectos mineros compitiendo por inversión: también pondrá a competir corredores capaces de ofrecer continuidad operativa, menores costos y previsibilidad logística. En ese escenario, Cristo Redentor mantiene su peso histórico, pero su dependencia de la alta montaña y su sensibilidad climática dejan abierta una pregunta central para la minería argentina: ¿puede sostener la logística del cobre durante toda la vida útil de los proyectos?
La respuesta todavía no está cerrada. Pero la competitividad del cobre argentino dependerá tanto del recurso como de la infraestructura que logre conectarlo con el mundo.
Marsh publicó la edición 29 del informe “100 largest losses in the hydrocarbon industry (1974–2025)”, el documento de referencia que analiza las mayores pérdidas por daño a la propiedad en la industria de hidrocarburos durante los últimos 51 años.
El reporte, utilizado por aseguradoras, operadores y reguladores, identifica patrones históricos, riesgos emergentes y fallas críticas que explican los incidentes de mayor impacto económico en extracción, transporte y procesamiento.
El informe destaca que, pese a los avances en seguridad industrial, la industria continúa registrando eventos de alto impacto vinculados a incendios, explosiones, fallas de equipos críticos, errores operativos y fallas estructurales.
La digitalización, la automatización y el mantenimiento predictivo mejoraron la capacidad de monitoreo, pero también introdujeron nuevos riesgos tecnológicos que requieren protocolos más robustos y entrenamiento continuo.
Una de las conclusiones centrales del documento es que la gestión de riesgos debe ser anticipatoria y sistémica. El prólogo del informe, firmado por la presidenta del IChemE, Raffaella Ocone, subraya que la seguridad industrial ya no puede abordarse como un conjunto de prácticas aisladas: exige una visión integral que combine ingeniería, cultura organizacional, actualización de competencias y análisis de datos.
La incorporación de inteligencia artificial y nuevas tecnologías de proceso obliga a revisar estándares y a detectar peligros emergentes que no existían hace una década.
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El análisis histórico de Marsh también muestra que las pérdidas ajustadas por inflación permiten comparar incidentes ocurridos en décadas distintas y evidencian que los eventos mayores siguen concentrándose en instalaciones de refinación, petroquímica y transporte, donde la complejidad operativa y la presencia de materiales peligrosos amplifican el impacto de cualquier falla.
El informe incluye herramientas de estimación de pérdidas máximas (EML) y actualizaciones sobre metodologías de evaluación de riesgo utilizadas por aseguradoras globales.
Para la región y para Argentina, el reporte aporta una lectura estratégica en un momento de expansión de la actividad hidrocarburífera. La combinación de infraestructura madura en downstream y proyectos nuevos en upstream exige fortalecer la resiliencia operativa, mejorar la calidad de mantenimiento, incorporar monitoreo geotécnico y acelerar la adopción de modelos de continuidad operativa.
El documento también es relevante para operadores de Vaca Muerta, refinerías y plantas petroquímicas que buscan alinear sus estándares con prácticas internacionales.
El informe concluye que la industria enfrenta un escenario donde la prevención de incidentes mayores y la capacidad de recuperación rápida serán factores determinantes para proteger inversiones, reducir pérdidas y sostener la competitividad en un mercado energético global cada vez más exigente.
Durante el segundo trimestre de 2026, Vista consolidó su crecimiento en Vaca Muerta al alcanzar una producción promedio de 156.000 barriles equivalentes de petróleo por día, lo que significa un aumento del 32% en comparación con el mismo período del año anterior.
La producción de petróleo crudo se situó en 135.000 barriles diarios, reflejando una mejora interanual del 33%. Este avance reafirma la posición de Vista como la mayor productora independiente de hidrocarburos en Argentina y principal exportadora de petróleo.
En materia de exportaciones, la empresa envió al exterior 8,6 millones de barriles durante el trimestre, lo que representa un incremento del 54% respecto a 2025. Estas ventas internacionales constituyen el 72% del total comercializado, un dato que destaca la expansión global de Vista tras la adquisición de activos de Petronas en abril del año pasado.
La petrolera invirtió US$ 467 millones en perforación y completación de pozos, sumando 27 nuevos pozos conectados a producción. Esta inversión permitió ampliar la capacidad operativa y mejorar la eficiencia, reduciendo el costo de extracción a 4,5 dólares por barril equivalente, un 4% menos que en el mismo trimestre de 2025.
Los resultados financieros reflejaron este desempeño con ingresos por US$ 1.150 millones, un aumento del 89% interanual, impulsado por el mayor volumen producido y un contexto favorable en los precios internacionales del petróleo. La utilidad neta alcanzó los US$ 322 millones, mejorando un 37% frente al segundo trimestre de 2025 y un 199% en comparación con el trimestre previo.
Parte del crecimiento se atribuye al desarrollo de los bloques propios de Vista en la Cuenca Neuquina, lo que ha fortalecido su presencia en el sector y su capacidad para competir en mercados internacionales.
En el marco de una agenda de trabajo desarrollada en la provincia del Neuquén, autoridades del Ministerio de Energía de Tierra del Fuego realizaron una serie de recorridas técnicas por instalaciones vinculadas a la actividad hidrocarburífera, con el objetivo de conocer los procesos productivos y las tecnologías aplicadas a la explotación convencional y no convencional en esa zona.
Como parte de la agenda, la ministra de Energía, Gabriela Castillo, junto a la secretaria de Hidrocarburos, Julieta Balderramas, y la directora general de Fiscalización de las Operaciones Hidrocarburíferas, Ana Laura López, participaron de una visita a la empresa SAN S.R.L., junto a autoridades de Terra Ignis Energía S.A. Allí recorrieron la planta, especializada en el tratamiento y disposición final de residuos petroleros, y conocieron los procesos implementados para su gestión.
Posteriormente, las autoridades del Ministerio de Energía visitaron el centro de acopio y acondicionamiento de arenas de San Benito Energía, en cercanías de Añelo, y recorrieron la planta Aguada Pichana y el yacimiento no convencional operado por Total Austral. Durante la visita participaron de una reunión técnica sobre la operación de la planta de tratamiento y conocieron las distintas etapas del proceso productivo, desde la preparación de arenas para fractura hidráulica, la perforación horizontal y las tareas de flowback, hasta la limpieza de los pozos para su posterior puesta en producción.
Al respecto, la ministra de Energía, Gabriela Castillo, señaló que “recorrimos las distintas etapas de la explotación hidrocarburífera en Vaca Muerta para conocer de primera mano cómo funciona la actividad no convencional, una modalidad que hoy no tenemos en Tierra del Fuego, pero que representa un horizonte de desarrollo a futuro”.
“Conocer cada uno de los procesos, desde la preparación de arenas para fractura hidráulica hasta la perforación, la limpieza de los pozos y el funcionamiento de las plantas de tratamiento, nos permite incorporar herramientas y experiencias valiosas para seguir planificando el desarrollo energético de nuestra provincia”, concluyó la funcionaria.
El gobierno de Río Negro publicó este jueves un decreto que autoriza la reversión total del área hidrocarburífera Cerro Manrique de YPF a la Provincia, después de que finalizara el período exploratorio y la petrolera de bandera cumpliera con sus obligaciones.
Se trata del Decreto 662/26, que fue difundido hoy en el Boletín Oficial 6508 y formaliza la devolución del 100% del área al Estado provincial, solicitada por YPF, luego del vencimiento del segundo período exploratorio, ocurrido el 21 de septiembre de 2024.
La reversión no se origina en un incumplimiento. De acuerdo con el expediente, YPF cumplió y superó el compromiso de inversión previsto para la segunda etapa exploratoria.
La empresa debía acreditar 820 Unidades de Trabajo mediante la perforación de un pozo exploratorio. Finalmente, certificó 1.021,69 unidades, 201,69 más que las exigidas.
La evaluación técnica comprendió los resultados obtenidos mediante dos pozos exploratorios. Tras analizar la documentación, la Secretaría de Hidrocarburos aceptó la reversión total del área.
Además, la empresa presentó el informe técnico final y acreditó los libres deuda correspondientes a regalías, canon de superficie, aporte complementario y compromisos de capacitación. También obtuvo la aprobación de la Auditoría Ambiental exigida para completar el procedimiento.
YPF había resultado adjudicataria del permiso de exploración mediante el Decreto 644/18, luego de una licitación pública nacional e internacional. El contrato contemplaba inicialmente inversiones superiores a los USD 22,2 millones.
Durante el segundo período exploratorio, la empresa avanzó con el pozo BdC.x-1, destinado a evaluar reservorios convencionales y tight. Esa perforación representó una inversión estimada superior a los USD 6 millones y permitió sumar información sobre el potencial del bloque.
Con el Decreto 662/26, Cerro Manrique queda nuevamente bajo administración provincial. La decisión ordena el cierre formal de la etapa exploratoria y preserva la capacidad de Río Negro para definir los próximos pasos sobre el área.
La medida refleja una gestión energética basada en reglas claras, controles técnicos y ambientales, y seguimiento de los compromisos asumidos por las empresas. Río Negro mantiene una administración activa de sus recursos, con planificación y una mirada puesta en el desarrollo productivo de la Provincia.
El Gobierno nacional analiza reactivar el Tren Norpatagónico, una obra ferroviaria de cargas que permanece suspendida y que busca fortalecer la logística de Vaca Muerta mediante la modernización de la infraestructura entre Bahía Blanca y Añelo.
La iniciativa apunta a mejorar la capacidad y confiabilidad del corredor ferroviario que conecta la provincia de Buenos Aires con el principal polo de producción de hidrocarburos no convencionales del país.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, el proyecto es evaluado por el impacto que podría tener sobre la expansión de Vaca Muerta, cuya producción de petróleo y gas continúa creciendo y demanda una red logística más eficiente.
La propuesta contempla la intervención de 665 kilómetros de vías férreas para conectar de manera directa la estación de Bahía Blanca con la localidad neuquina de Añelo, considerada el epicentro operativo del desarrollo energético.
De acuerdo con la documentación técnica, la ejecución total de la obra demandaría un plazo estimado de 48 meses.
El objetivo es incrementar de manera sustancial la capacidad de transporte ferroviario de cargas, reducir los tiempos de traslado y mejorar la eficiencia del corredor logístico.
Cómo es el proyecto ferroviario que permanece suspendido
El proyecto del Tren Norpatagónico, que actualmente figura con estado “suspendido”, contempla una profunda modernización del corredor ferroviario de cargas entre Bahía Blanca y Añelo para responder a las necesidades logísticas del desarrollo de Vaca Muerta.
Las obras previstas incluyen:
Mejoramiento de 374 kilómetros de vías existentes sobre el trazado troncal que atraviesa Bahía Blanca, Río Negro y Neuquén.
Renovación integral de 208 kilómetros en los sectores más deteriorados del histórico ramal ferroviario.
Construcción de 83 kilómetros de vías nuevas, mediante un desvío ferroviario entre Contraalmirante Cordero y Añelo, que permitirá evitar el paso por zonas urbanas y conectar de forma directa con el corazón operativo de Vaca Muerta.
El desarrollo ferroviario aparece como una herramienta estratégica para abastecer la creciente demanda de arena, caños, maquinaria y otros insumos utilizados en las operaciones de extracción de petróleo y gas.
Además, permitiría facilitar el traslado de la producción hacia los principales polos industriales y puertos de exportación, reduciendo la presión sobre el transporte por camión.
Para el sector energético, la recuperación del Tren Norpatagónico representa una infraestructura clave para mejorar la competitividad logística, disminuir costos y acompañar el crecimiento de Vaca Muerta durante los próximos años.
El Gobierno nacional abrió una investigación por presunto dumping en la importación de torres eólicas industriales de acero provenientes de China, luego de una denuncia presentada por la empresa Gri Calviño Towers Argentina S.A. La decisión fue oficializada este jueves mediante la Resolución 218/2026 publicada en el Boletín Oficial.
La pesquisa se centrará en las torres eólicas de una altura mínima de 50 metros y buscará determinar si las importaciones chinas ingresaron al país bajo condiciones de competencia desleal que perjudiquen a los fabricantes locales y comprometan el empleo y la producción nacional.
La Comisión Nacional de Comercio Exterior concluyó que existen elementos suficientes para avanzar con la investigación y estimó un margen promedio ponderado de dumping del 46,39% para las operaciones de origen chino.
Según el informe técnico del organismo, los precios de las torres importadas resultaron significativamente inferiores a los de la industria local. Durante 2025, la subvaloración detectada osciló entre el 31% y el 38% respecto de los valores comercializados por la empresa denunciante.
En ese contexto, la CNCE advirtió que “esta presión de precios provocará un deterioro de los precios reales de venta, especialmente ante los proyectos ya adjudicados, provocando un deterioro real en la rentabilidad de la industria nacional”.
Aunque el organismo descartó la existencia de un daño consolidado durante el período analizado, debido a que la producción local logró recuperar participación en el mercado durante 2025, sí alertó sobre una posible “amenaza de daño” para el sector.
Al justificar la apertura del expediente, el Gobierno sostuvo que “la presencia en el mercado local de las importaciones chinas en condiciones de subvaloración de precios podría estar afectando y podría continuar afectando los volúmenes de producción de la rama de producción nacional y, por ende, el grado de utilización de la capacidad instalada y los niveles de empleo que han mostrado una relevante disminución”. Además, remarcó que la adjudicación de proyectos a exportadores chinos durante el primer semestre de 2026 derivó en la paralización de la planta de la firma denunciante.
La investigación se desarrolla en el marco de la emergencia del Sector Energético Nacional y contempla el carácter estratégico de las torres eólicas para la infraestructura eléctrica del país. La recopilación de información abarcará el período comprendido entre marzo de 2025 y febrero de 2026, mientras que las partes interesadas tendrán un plazo de 30 días para presentar la documentación requerida ante la Comisión Nacional de Comercio Exterior.
Las exportaciones de petróleo de Vista aumentaron un 54% interanual.
La producción de Vista alcanzó los 156.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d) en el segundo trimestre, un incremento de 32% respecto del mismo período de 2025, informó la compañía.
El crecimiento estuvo impulsado por el desarrollo de los activos de la empresa en Vaca Muerta, como así también la consolidación de los activos de Equinor a partir de mayo. La producción de petróleo fue de 135.000 barriles por día, con un crecimiento interanual del 33 por ciento.
El costo de extracción (lifting cost) fue de 4,5 dólares por boe, un 4% menor en comparación con el mismo período de 2025.
El mayor exportador de crudo
Las exportaciones de petróleo de Vista aumentaron un 54% interanual, alcanzando los 8,6 millones de barriles durante el trimestre y representando el 72% del volumen total de ventas de petróleo de la compañía.
Desde la compra de los activos de Petronas en abril de 2025, Vista es el mayor exportador de crudo del país.
Más ganancias y más inversión
Los ingresos totales fueron de 1.150 millones de dólares, un 89% más a los registrados en el segundo trimestre del año anterior. Dicha suba fue impulsada por el incremento en la producción de hidrocarburos, como así también por el aumento en los precios internacionales. El EBITDA ajustado fue de 805 millones de dólares, un incremento interanual del 99 por ciento.
La utilidad neta alcanzó los 322 millones de dólares, un 37% superior a la registrada en el segundo trimestre de 2025 y un 199% por encima de la del trimestre anterior.
Las inversiones totalizaron en 467 millones de dólares, y fueron destinadas principalmente al avance de la actividad de perforación y completación de nuevos pozos. Vista conectó 27 pozos nuevos durante el trimestre.
América Latina y el Caribe (ALC) sigue fortaleciendo una de las matrices eléctricas más limpias a nivel mundial, destacó un informe de la OLACDE.
En abril de 2026, la región produjo 164 TWh de electricidad, de los cuales el 67 % provino de fuentes renovables, dato que subraya el predominio estructural de las energías limpias a pesar de las fluctuaciones climáticas que afectaron la generación hidroeléctrica. En un año, la generación eléctrica regional registró un crecimiento de 4,5 por ciento.
El reporte de generación eléctrica de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía describió que la hidroelectricidad se mantuvo como la principal fuente de generación con 44,6 % del total regional, seguida por el gas natural (23,2 %) y la energía eólica (12,2 %). En conjunto, estas tres tecnologías concentraron cerca del 80 % de la electricidad producida en ALC durante abril último.
A pesar de que la producción hidroeléctrica experimentó una disminución de 9,4 TWh respecto a la de abril de 2025, esta caída fue compensada por incrementos en generación eólica (+5,1 TWh), gas natural (+4,6 TWh) y bioenergía (+3,3 TWh). Se destaca la capacidad del sistema para adaptarse a condiciones climáticas cambiantes y una creciente diversificación tecnológica, señaló el informe.
El índice de renovabilidad también confirma el liderazgo energético de la región. Nueve de los 27 países miembros de OLACDE superaron el promedio regional del 67 %: Paraguay (100 %), Uruguay (97 %), Costa Rica (92 %), Ecuador (92 %), Brasil (88 %), Colombia (87 %), Venezuela (86 %), Belice (76 %) y Perú (68 %).
La OLACDE señaló que “estos indicadores reflejan que la integración sostenida de tecnologías renovables, junto con fuentes complementarias como el gas natural, refuerza tanto la seguridad del suministro eléctrico como mejora su capacidad para enfrentar variaciones climáticas, uno de los principales retos para los sistemas eléctricos en esta región”.
La Secretaría de Energía estableció una nueva prórroga, esta vez hasta el 18 de marzo de 2027, del período de transición contemplado en el Contrato de Concesión para la Generación Hidráulica de Electricidad de la Central Hidroeléctrica Ullum, en San Juan, con vencimiento original en marzo último, y que había sido extendido hasta el 18 de julio.
A través de la Resolución 162/2026, Energía dispuso la prórroga “a fin de preservar la seguridad de las personas y los bienes ubicados en el Río, debiendo la Concesionaria continuar a cargo del Complejo Hidroeléctrico y cumplir con todas sus obligaciones derivadas del contrato, salvo que, con anterioridad, se disponga la reversión de los bienes objeto de la concesión a la Provincia de San Juan”. En tal Caso, el período de transición finalizará en la fecha que se determine a tal efecto, debiendo notificarse a la Concesionaria con una antelación mínima de 45 días corridos.
Cabe referir como antecedente que el Estado Nacional y la Provincia de San Juan suscribieron una Acta Acuerdo, en agosto de 1994, para la privatización de la actividad de generación de energía eléctrica, vinculada al Complejo Hidroeléctrico Ullum y la Central Térmica Sarmiento; en concordancia con los lineamientos de la Ley 24.065 (marco regulatorio eléctrico).
Entonces, en marzo de 1996 se adjudicó el 98 % del paquete accionario de HIDROTÉRMICA SAN JUAN S.A., en acciones Clase “A” y “B” a INVERSORA AES DIAMANTE S.A.
La concesión original de la Central de 45 MW (equipada con una turbina Kaplan de eje vertical), que estaba en manos de Hidrotérmica San Juan S.A. (controlada primero por AES y hoy por Energía Provincial Sociedad del Estado-EPSE-), venció en marzo.
La Central Quebrada de Ullúm está ubicada sobre el Río San Juan, aproximadamente a 20 Km de la Capital de la Provincia. El aprovechamiento hidroeléctrico se logra por un cierre principal sobre el cauce del Río San Juan, realizado mediante una Presa de materiales sueltos sobre la margen derecha y sobre la izquierda por medio de un vertedero libre. En este último sector se constituyen la Aducción, la Tubería de presión interna, la Casa de Máquina y la estación transformadora con líneas de 132 kV.
En su momento, la concesionaria suscribió dos contratos, por un lado la concesión por el derecho a la generación de energía eléctrica y su comercialización en el MEM otorgado por el Estado Nacional, y por otra parte la concesión por el derecho de uso hidroenergético de las aguas del Río San Juan y otros bienes del dominio provincial otorgado por la Provincia de San Juan, ambos por el término de treinta (30) años.
Este plazo contractual delimita el período durante el cual la concesionaria ejerce la operación y explotación del aprovechamiento hidroeléctrico, habilitando a su término la revisión del régimen aplicable.
El Contrato establece que el dominio y la posesión de los Equipos de la Concesionaria (Bienes Propios) se transferirán de pleno derecho a la Provincia de San Juan sin que ésta deba abonar a la Concesionaria precio o contraprestación de ninguna índole. La transferencia operará a las CERO (0) horas del día siguiente al vencimiento del plazo de la concesión.
Asimismo, el Contrato prevé un período de transición de hasta DOCE (12) meses posteriores al vencimiento del plazo de concesión, destinado a asegurar la continuidad operativa del complejo hidroeléctrico, permitir una transferencia ordenada y eficiente de los activos, y el mantenimiento del despacho de energía eléctrica hacia el sistema interconectado, evitando situaciones de riesgo o discontinuidad en el servicio público.
La S.E. y/o el ex Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ahora ENReGE), podrán designar un veedor en representación del Estado Nacional durante el plazo de transición del Contrato de Concesión.
Ahora se estableció que la Subsecretaría de Energía Eléctrica debe continuar en el ejercicio de las funciones de veedor de la central Ullum, y se invitó a la Provincia de San Juan a designar un representante para que colabore con la Subsecretaría durante el período de transición establecido.
Durante este período, la Subsecretaría de Energía Eléctrica supervisará el proceso, y Nación junto con San Juan deberán resolver el esquema definitivo de administración futura del Complejo Hidroeléctrico. EPSE, o una nueva concesión privada.
La Argentina-Texas Chamber of Commerce (ATCC) anunció la renovación de sus autoridades de conducción y Gabriela Aguilar asumirá la presidencia de la institución para el período 2026-2027. La empresa de reconocida trayectoria en el sector energético encabezará el Comité Ejecutivo que tiene nodos en Buenos Aires, Houston, Austin, Dallas y Neuquén con particular seguimiento de la formación Vaca Muerta.
La designación de la nueva mesa ejecutiva marca el inicio de una etapa orientada a consolidar a la ATCC como el principal catalizador de negocios entre la Argentina y el Estado de Texas. «La Cámara buscará robustecer los canales de diálogo técnico, regulatorio y comercial que beneficien a ambos ecosistemas empresariales«, resaltó la entidad.
Bajo la conducción de Aguilar, el Comité Ejecutivo implementará una agenda plurianual que pondrá especial foco en la transición y el desarrollo energético, buscando profundizar las alianzas operativas e industriales entre Vaca Muerta y la Cuenca Pérmica.
También se promoverá la innovación tecnológica y la economía del conocimiento para fomentar un puente directo entre los centros tecnológicos en expansión de Austin y el talento calificado del sector de software en Argentina. Como tercer pilar, la gestión buscará una mayor integración en el sector de la salud (healthcare).
El plan de acción inmediato incluirá misiones comerciales recíprocas, foros de inversión,rondas de negocios y mesas redondas sectoriales con decisores clave de los ámbitos público y privado en ambos territorios. Sobre la ATCC.
El intendente de Olavarría presentó un proyecto de ordenanza para cobrar una tasa de Seguridad e Higienes a los parques eólicos.
Compañías de generación eólica están viendo con preocupación un proyecto de ordenanza que presentó en el Consejo Deliberante el intendente de Olavarría, Maximiliano Wesner, para crear una tasa de Seguridad e Higiene en el municipio que implicaría el cobro de US$ 5.200 por año por cada aerogenerador instalado. La Ley 27.191 de energías renovables otorgaba un marco normativo que protegía al sector y le garantiza estabilidad fiscal a los proyectos, pero venció el 31 de diciembre de 2025 y la prórroga en el Congreso todavía no se aprobó.
Fuentes del sector renovable consultadas por EconoJournal explicaron que el monto de la nueva tasa impacta en los márgenes de los parques eólicos y afecta a la seguridad jurídica del sector.
El proyecto del intendente Wesner, integrante de La Cámpora, fue presentado en junio ante el Consejo Deliberante, donde el oficialismo tiene una mayoría prácticamente automática de concejales, y aguarda el tratamiento en comisiones.
En un principio, el intendente de Olavarría quería aprobar una tasa de Seguridad e Higiene mucho mayor, que implicaba casi un 1,5% de los ingresos por facturación promedio de los parques eólicos, según cálculos que realizaron en el sector. Las empresas se negaron a aceptar que la tasa se aplicara sobre la facturación y luego de algunas semanas, Wesner bajó sus pretensiones. Finalmente, el proyecto que se presentó dice que se cobrarán US$ 5.200 anuales por cada aerogenerador, que representa un 0,5% de los ingresos por facturación.
Sin embargo, fuentes privadas advirtieron que el monto final de la tasa que quedó plasmado en el proyecto de ordenanza sigue siendo muy elevado y generará un impacto negativo en los proyectos. También explicaron que el monto de una tasa municipal de Seguridad e Higiene no puede establecerse sobre la facturación de los parques de energía eólica. Otras fuentes se mostraron más cautas y explicaron que el monto podría ser razonable porque “es un término medio” respecto a otras tasas que cobran otros municipios.
Una fuente del sector también comentó a EconoJournal que “el proyecto de ordenanza en Olavarría podría ser una avivada porque justo lo presentaron después que venció la ley y la prórroga todavía no se aprobó en el Congreso”. Este medio intentó comunicarse con el intendente de Olavarría, pero no obtuvo respuesta.
La Ley 27.191 otorgaba un marco normativo que protegía al sector, pero venció el 31 de diciembre de 2025.
Hasta el momento hay cuatro parques eólicos en Olavarría que podrían verse afectados si el proyecto prospera. Suman 82 aerogeneradores:
-Parque Eólico Cementos Avellaneda: está operado por YPF Luz y la empresa productora de cemento homónima. Tiene 9 aerogeneradores.
-Parque Eólico Olavarría: lo llevan adelante PCR y ArcelorMittal Acindar. Se encuentra en etapa de construcción. Contará con 30 aerogeneradores y demandará una inversión de US$ 276 millones. Está bajo el paraguas del RIGI.
–P.E. Vientos de Olavarría: está operado por la productora de acero Ternium (Techint) y tiene 22 aerogeneradores operativos.
-P.E. La Rinconada, cuenta con 21 aerogeneradoresoperados por Tenaris (Techint).
Tasas municipales y estabilidad fiscal
Las compañías de generación eólica entienden que el proyecto de ordenanza, una suerte de “impuesto al viento”, también podría replicarse en otros municipios del país. Hay localidades que cobran una tasa de Seguridad e Higiene, como Bahía Blanca y General Torquinst, pero el monto es cercano a un 0,25% de la facturación de un parque renovable. Sin embargo, esto no es generalizado en la provincia de Buenos Aires ni en el resto del país, según detallaron las mismas fuentes.
En materia de seguridad eléctrica, los parques eólicos y solares están sujetos al control del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE), que tiene facultades para fiscalizar la construcción, operación y mantenimiento de instalaciones de generación, transporte y distribución, según detalla la Ley 24.065 que fijó el nuevo marco regulatorio en 1991. La Tasa de Fiscalización y Control financia la actividad regulatoria del organismo nacional.
Como antecedente, en 2020 el municipio de Puerto Madryn implementó un “impuesto al viento” que representaba casi un 5% de la facturación por la producción de energía de los parques eólicos. El grupo Nordex presentó un reclamo judicial y en 2022 la Justicia Federal frenó la implementación de la tasa.
Sin ley de energías renovables
El sector de energías renovables quedó sin cobertura legal sobre la estabilidad fiscal ya que la Ley 27.191 venció a fin de 2025, que estableció un régimen de fomento y un marco normativo para la generación renovable durante 20 años.
El artículo 17 de la ley afirma que “el acceso y la utilización de las fuentes renovables de energía no estarán gravados o alcanzados por ningún tipo de tributo específico, canon o regalías, sean nacionales, provinciales, municipales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, hasta el 31 de diciembre de 2025”.
La Ley 27.191, sancionada en 2015, permitió la instalación de alrededor de 6.500 MW de potencia renovable que demandaron inversiones por más de US$ 7.000 millones en parques eólicos, solares, de biogás y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, entre otros, en todo el país.
El Poder Ejecutivo intentó habilitar en el Presupuesto 2026 una prórroga hasta 2047 del artículo 17 de la ley, pero finalmente ese apartado quedó excluido en las negociaciones en el Congreso.
Ahora el gobierno nacional apuesta a blindar a la generación renovable con una prórroga de la Ley 27.191 hasta 2045. El proyecto de ley también incluye otros temas sobre energía como la modificación del régimen de Zona Fría, compensaciones a distribuidoras eléctricas y la derogación del decreto 929 de 2013, conocido como “decreto Chevron”.
Ordenanza
La iniciativa del intendente de Olavarría prevé crear una “Tasa por Inspección de Seguridad e Higiene aplicable a Parques de Generación de Energía Eólica” para todos los parques que generen electricidad a partir del viento, sin importar la escala.
El proyecto, al que accedió EconoJournal, prevé el cobro de la tasa anual para todos los aerogeneradores instalados en los parques, estén o no operativos. Si la ordenanza avanza las compañías de generación renovables tendrán que presentar el comprobante de pago de la tasa para tener la renovación de la habilitación municipal para los parques eólicos.
Según establece el proyecto, el cobro anual de la tasa tendrá como retribución por parte del municipio de Olavarría los servicios de inspección, verificación, fiscalización, control y seguridad de cada aerogenerador.
El texto contempla una “garantía de previsibilidad tributaria” por un plazo de 10 años donde queda establecido que el Municipio de Olavarría no podrá incrementarla.
El Gobierno nacional lanzó un concurso internacional para adjudicar permisos de exploración hidrocarburífera en el Mar Argentino, en una señal de reactivación de la frontera offshore y de ampliación del mapa de operadores en aguas profundas.
La convocatoria, formalizada por la Secretaría de Energía, replica la estructura utilizada en las rondas de 2018 y 2019 y convoca a empresas con experiencia comprobada en operaciones costa afuera, con exigencias de solvencia técnica y financiera y compromisos mínimos de inversión en sísmica y perforación exploratoria.
Las áreas incluidas se ubican en cuencas donde el Estado busca profundizar la exploración: la Cuenca Argentina Norte (CAN), frente a Buenos Aires; la Cuenca Malvinas Oeste (MLO), frente a Chubut y Santa Cruz; y la Cuenca Austral Marina (CAM), frente a Tierra del Fuego.
Estas zonas concentran la mayor parte de la actividad reciente y son consideradas prioritarias por su potencial geológico y por la presencia de sistemas petroleros activos identificados en campañas previas.
El antecedente inmediato es el pozo Argerich-1, perforado por el consorcio Equinor–YPF–Shell en el bloque CAN-100. La campaña confirmó la existencia de un sistema petrolero activo y abrió la posibilidad de extender la exploración hacia áreas adyacentes.
La nueva licitación busca precisamente ampliar la cobertura sísmica y avanzar en perforaciones exploratorias que permitan evaluar continuidad, volumen y calidad del sistema.
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La competencia atraerá a operadores con historial en aguas profundas y ultra profundas, tanto aquellos que ya operan en Argentina como compañías internacionales que participaron en rondas previas o en cuencas comparables.
La Secretaría de Energía exige acreditación de experiencia offshore, capacidad para operar plataformas de sexta y séptima generación y solvencia financiera suficiente para sostener inversiones que, en aguas profundas, oscilan entre USD 80 y 120 millones por pozo exploratorio, además de campañas sísmicas que requieren entre USD 20 y 40 millones según la extensión del área.
Los permisos contemplan plazos de ocho años divididos en dos períodos, con obligaciones crecientes. En la primera etapa, las empresas deben ejecutar campañas sísmicas y procesar datos geológicos; en la segunda, deben perforar al menos un pozo exploratorio y presentar informes técnicos periódicos.
El proceso también incluye requisitos ambientales estrictos: estudios de impacto, protocolos de prospección sísmica, planes de mitigación y monitoreo de fauna marina, bajo supervisión del Ministerio de Ambiente y la Prefectura Naval.
La licitación abre una etapa de competencia en un segmento donde Argentina busca consolidar una estrategia de largo plazo. El offshore complementa el desarrollo de Vaca Muerta y diversifica la matriz de recursos, con potencial para generar nuevas exportaciones si los resultados exploratorios confirman la presencia de hidrocarburos en volúmenes comerciales.
La adjudicación de áreas permitirá ampliar la frontera exploratoria y definir un nuevo mapa de operadores en el Mar Argentino, en un contexto de creciente interés internacional por cuencas de aguas profundas.
El concurso internacional para explorar un área de la Cuenca Argentina Norte no surgió de una ronda programada ni de una iniciativa general del Gobierno para abrir nuevos bloques offshore.
La investigación oficial confirma que la licitación se origina en una solicitud puntual de una empresa extranjera y que el Ejecutivo debió activar el mecanismo legal correspondiente para canalizar ese pedido.
El 14 de febrero de 2025, Challenger Energy Group PLC, una compañía británica con antecedentes en exploración costa afuera en el Caribe y el Atlántico, presentó ante la Secretaría de Energía una manifestación de interés para operar en un bloque de aproximadamente 5.000 kilómetros cuadrados en jurisdicción nacional.
La empresa pidió autorización para iniciar actividades exploratorias y solicitó que el Estado habilitara el procedimiento para adjudicar el área.
La Ley de Hidrocarburos no permite otorgar permisos de exploración de manera directa ante una solicitud empresarial. Cuando una compañía pide un área específica, el Estado debe abrir un concurso público competitivo para garantizar transparencia, permitir la participación de otros operadores y evitar adjudicaciones discrecionales.
La Secretaría de Energía evaluó la presentación de Challenger, verificó que el área estaba disponible y recomendó avanzar hacia un proceso abierto.
El 15 de julio de 2026, el Poder Ejecutivo formalizó esa decisión mediante el Decreto 590/2026, que instruye a la Secretaría de Energía a convocar un Concurso Público Internacional para adjudicar el permiso de exploración.
El decreto cita explícitamente la manifestación de interés de Challenger como origen del proceso y delega en la Secretaría la facultad de otorgar tanto el permiso como la eventual concesión de explotación, en caso de que los resultados técnicos justifiquen avanzar hacia una etapa comercial.
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El decreto incorpora además un esquema de prórroga de jurisdicción para arbitraje internacional bajo la Convención de Nueva York de 1958, una condición que suele ser requerida por operadores globales para contratos de largo plazo.
El Gobierno aclara que esta prórroga no implica renuncia a la inmunidad de ejecución sobre activos estratégicos: quedan protegidas las reservas del Banco Central, los bienes del dominio público, los activos vinculados a servicios esenciales, los bienes militares y el patrimonio cultural.
La convocatoria se inscribe en un contexto donde la Cuenca Argentina Norte ganó relevancia técnica tras la perforación del pozo Argerich-1, ejecutado por Equinor, YPF y Shell, que confirmó la existencia de un sistema petrolero activo. Ese antecedente reforzó el interés por áreas adyacentes y dio sustento geológico a la solicitud presentada por Challenger.
La licitación, por lo tanto, no es un movimiento aislado ni una política general de apertura indiscriminada del offshore.
Es la consecuencia institucional de un pedido empresarial que obligó al Estado a activar el mecanismo previsto por la normativa, en un momento donde la frontera marítima ampliada tras el reconocimiento internacional de 2016 ofrece nuevas áreas para exploración y donde el Gobierno busca atraer operadores con capacidad técnica y financiera para sostener inversiones de gran escala.
La expansión de Vaca Muerta obliga a revisar la infraestructura logística disponible y a incorporar alternativas capaces de sostener un nivel de actividad que ya opera en escala internacional.
En ese contexto, un estudio financiado por el Consejo Federal de Inversiones (CFI) y desarrollado por IATASA, con participación técnica de la Autoridad Interjurisdiccional de las Cuencas (AIC), confirmó la viabilidad de habilitar navegación comercial en los ríos Limay y Negro para transportar insumos industriales hacia la Cuenca Neuquina. El análisis abre una etapa de evaluación estratégica sobre un corredor fluvial de aproximadamente 720 kilómetros, desde el compensador Arroyito hasta la desembocadura del río Negro en el Atlántico.
Demanda estructural: arena de fractura y presión sobre rutas
La arena de fractura es uno de los insumos críticos del shale. Cada pozo requiere entre 11.000 y 15.000 toneladas, y las proyecciones oficiales estiman una demanda anual cercana a 15 millones de toneladas. Hoy, gran parte de ese volumen se transporta desde Entre Ríos por más de 1.200 kilómetros de rutas nacionales, lo que incrementa costos, genera saturación en corredores viales y limita la capacidad logística para sostener el ritmo de perforación y fractura previsto para los próximos años.
El estudio identifica que la navegación fluvial permitiría reducir distancias terrestres, disminuir la presión sobre rutas saturadas y mejorar la eficiencia del abastecimiento. La alternativa no reemplaza al camión: lo integra en una red multimodal que combina transporte fluvial, ferroviario y terrestre, con nodos de transferencia y puertos intermedios.
Condiciones de navegabilidad y obras necesarias
La evaluación técnica concluye que existen condiciones hidrológicas para habilitar navegación comercial en los ríos Limay y Negro, aunque requiere obras específicas:
adecuación de cauces,
dragado puntual,
señalización,
infraestructura portuaria,
estaciones de transferencia,
equipamiento para cargas pesadas.
La participación de la AIC fue central para validar caudales, niveles y restricciones estacionales, y para determinar los tramos donde sería necesaria intervención hidráulica.
Integración con la Hidrovía y alternativas de abastecimiento
El estudio incorpora un análisis de integración con la Hidrovía Paraná–Paraguay. Una de las alternativas contempla concentrar la arena en el puerto de Ibicuy, trasladarla por vía marítima hacia terminales como San Antonio Oeste o Bahía Blanca y, desde allí, ingresarla a la región mediante el corredor fluvial o conexiones terrestres.
Este esquema permitiría reducir kilómetros recorridos por camión y ampliar la capacidad de abastecimiento para una industria que proyecta incrementos sostenidos de actividad.
Impacto territorial y productivo
Además del abastecimiento energético, el corredor fluvial podría generar efectos sobre otras actividades productivas de la región. El estudio identifica oportunidades para la fruticultura de los valles de Río Negro y Neuquén, que podría acceder a nuevas alternativas de transporte para mejorar su salida exportadora.
También se abren posibilidades para servicios complementarios vinculados a la navegación, como transporte de pasajeros y actividades turísticas, aunque su desarrollo dependerá de la evolución de la infraestructura principal.
Inversiones y etapas pendientes
La habilitación del corredor requiere inversiones en obras hidráulicas, puertos, equipamiento y nodos logísticos. El estudio de factibilidad no implica ejecución inmediata: el proyecto debe avanzar hacia diseño definitivo, definición de CAPEX, evaluación ambiental y coordinación interjurisdiccional. La magnitud de las obras y la necesidad de integrar múltiples modalidades de transporte demandan una planificación de largo plazo.
Lectura estratégica
El corredor fluvial Limay–Negro se inscribe en un desafío central para la Argentina: acompañar el crecimiento energético con infraestructura capaz de sostener una producción de escala internacional. Vaca Muerta ya consolidó su rol como principal activo energético del país, pero su expansión depende de resolver cuellos logísticos vinculados al transporte de insumos críticos.
La factibilidad del corredor fluvial representa un primer paso para incorporar los ríos patagónicos como parte de una red logística estratégica que podría modificar la estructura de abastecimiento de la cuenca neuquina y ampliar las oportunidades productivas de la región.
La expansión simultánea del litio y el cobre está modificando la estructura de la minería argentina y generando una demanda inédita de proveedores.
Los relevamientos oficiales de la Secretaría de Minería y la CAEM muestran que cada proyecto de gran escala requiere más de 800 empresas proveedoras en la etapa de construcción y alrededor de 550 en operación, lo que abre una ventana concreta para compañías nacionales que buscan integrarse a la cadena de valor.
El litio sostiene el crecimiento inmediato. Con más de diez proyectos en construcción o ampliación en Catamarca, Salta y Jujuy, la demanda se concentra en ingeniería, perforación, geología, estructuras metálicas, campamentos, energía, tratamiento de aguas, insumos químicos, logística y mantenimiento industrial.
La infraestructura disponible en las provincias —energía firme, rutas de altura, parques industriales— todavía presenta brechas, lo que habilita oportunidades para empresas capaces de aportar soluciones modulares y escalables.
El cobre representa el salto estructural. Argentina cuenta con siete proyectos avanzados —Josemaría, Los Azules, Taca Taca, MARA, El Pachón, Filo del Sol y Altar— que, de concretarse, posicionarían al país entre los principales productores globales.
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Estos desarrollos requieren plantas industriales, corredores logísticos, servicios ambientales, ingeniería EPC y equipamiento de alta complejidad. La magnitud del CAPEX proyectado habilita la entrada de proveedores con certificaciones internacionales y capacidad técnica para operar en proyectos de clase mundial.
Las exportaciones mineras alcanzaron en 2025 un récord de USD 6.056 millones, y la proyección oficial para 2026 se ubica en torno a USD 9.000 millones, impulsadas por la producción de litio y las expectativas sobre el cobre.
Este crecimiento plantea desafíos en infraestructura, energía, competitividad y capacitación, pero también consolida un escenario donde la participación de proveedores nacionales puede capturar una mayor proporción del impacto económico.
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) agrega un componente financiero que acelera decisiones de inversión y favorece la radicación de empresas vinculadas a la cadena de suministro. La articulación entre capital internacional y proveedores locales será determinante para sostener la expansión y evitar cuellos de botella operativos.
La nueva etapa minera no se define solo por la construcción de proyectos de litio y cobre, sino por la capacidad de crear una red de proveedores capaz de abastecer una industria en crecimiento.
Para las empresas nacionales, el momento es estratégico: la demanda existe, los proyectos avanzan y la oportunidad está abierta para quienes puedan integrarse con escala, certificación y cumplimiento operativo.
La adjudicación del gasoducto que conectará Vaca Muerta con Sierra Grande marca el ingreso formal de MasTec, una de las mayores empresas de ingeniería de Estados Unidos, al mercado argentino.
El proyecto —integrado al esquema de exportación de GNL del consorcio Argentina LNG— se convierte en la plataforma inicial de una estrategia de expansión que excede el negocio del gas y se proyecta sobre minería, telecomunicaciones, energías renovables y logística portuaria.
El ducto, diseñado para transportar gas desde la Meseta Buena Esperanza hacia la costa atlántica de Río Negro, será ejecutado por el consorcio Pumpco (MasTec) – Bonatti – Contreras Hermanos, luego de imponerse en la licitación internacional.
La obra, de más de 500 kilómetros y con diámetros superiores a los utilizados en proyectos recientes, está condicionada a la Decisión Final de Inversión del proyecto Argentina LNG, que integra gasoducto, planta de licuefacción y terminal marítima.
MasTec llega con un portafolio que incluye infraestructura energética, telecomunicaciones, transporte y renovables. Sus reportes corporativos muestran una estrategia basada en proyectos de largo plazo y en la diversificación de sectores críticos.
En Argentina, esa lógica se traduce en un mapa de oportunidades que combina la expansión del shale con la demanda de infraestructura para litio y cobre, la modernización de redes de conectividad y el desarrollo de corredores logísticos vinculados a exportaciones.
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La minería aparece como uno de los vectores de interés. El país impulsa proyectos de litio y cobre considerados estratégicos para la transición energética global, y MasTec posee experiencia en obras asociadas a plantas industriales, corredores de transporte y servicios para operaciones de gran escala. La posibilidad de integrar infraestructura energética y logística en zonas mineras abre espacio para asociaciones con compañías locales.
En telecomunicaciones, la empresa observa un mercado con necesidad de inversión en redes de fibra y despliegue de 5G. MasTec es uno de los principales contratistas de infraestructura digital en Estados Unidos y podría replicar ese modelo en Argentina si se consolidan condiciones regulatorias y de mercado.
El segmento de energías renovables también forma parte de su estrategia. La compañía desarrolla proyectos que combinan solar, eólica y gas natural como respaldo, un esquema compatible con los recursos disponibles en el país y con la necesidad de infraestructura híbrida para sostener la demanda industrial.
La logística es otro eje central. La futura terminal portuaria de Sierra Grande, necesaria para exportar GNL, puede convertirse en un nodo para inversiones adicionales en infraestructura marítima, transporte ferroviario y corredores de exportación. La integración de ductos, puertos y logística posiciona a MasTec como un actor capaz de influir en la competitividad de los proyectos energéticos y mineros.
El ingreso de Jorge Mas introduce competencia en un segmento históricamente dominado por constructoras locales y agrega capacidad técnica en obras de gran escala.
La ejecución del gasoducto generará actividad económica en Neuquén y Río Negro y abre un ciclo de inversiones que podría extenderse a sectores estratégicos si se consolidan las condiciones para proyectos de infraestructura de largo plazo.
YPF Luz, la mayor generadora eléctrica independiente de Argentina, dio un avance significativo al iniciar formalmente el proceso para realizar una oferta pública inicial (IPO) de acciones en la Bolsa de Nueva York (NYSE) y en Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA). La compañía presentó ante la Securities and Exchange Commission (SEC) el formulario F-1, el prospecto preliminar que marca el primer paso para esta operación financiera.
Esta oferta no implicará la emisión de nuevas acciones ni la obtención de fondos para YPF Luz, ya que la totalidad de la colocación será realizada por BNR Power Investments B.V., que posee el 24,99% del capital de la empresa. Este accionista, controlado actualmente por GE Vernova y Silk Road Fund, venderá su participación, mientras que el 75,01% restante continúa bajo control de YPF, cuyo 51% de capital pertenece al Estado argentino.
El prospecto señala que cada American Depositary Share (ADS) representará diez acciones Clase B de YPF Luz y que la cotización se realizará bajo el símbolo YLUZ tanto en la NYSE como en BYMA. La coordinación global de la transacción estará a cargo de bancos de inversión como Goldman Sachs, BofA Securities y Citigroup, con BNP Paribas, Itaú BBA, J.P. Morgan y Santander actuando como colocadores conjuntos.
YPF Luz se presenta en el documento como la mayor generadora independiente del país, con 17 activos y una potencia instalada total de 3.764 MW, equivalente al 8,2% de la capacidad nacional. Durante los últimos doce meses finalizados en marzo de 2026, la compañía suministró 15 TWh de electricidad, cerca del 10% del total entregado al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
El proceso de YPF Luz se suma al iniciado días atrás por Genneia, lo que podría significar el regreso de las ofertas públicas iniciales de empresas argentinas a Wall Street tras más de ocho años, siendo las primeras en la gestión del presidente Javier Milei. El antecedente más reciente en la NYSE fue Central Puerto, que debutó en febrero de 2018.
El prospecto también anticipa un cambio en la estructura accionaria: “Al completarse la oferta global, YPF pasará a ser nuestro único accionista controlante, y sus intereses pueden diferir de los de nuestros otros accionistas”, advirtió la empresa, señalando un riesgo potencial relacionado con el control luego de la venta de la participación de BNR Power Investments.
Este movimiento refleja el interés creciente del sector energético argentino por acceder a mercados internacionales de capitales, en un contexto donde otras compañías también evalúan o han iniciado procesos similares para financiar su crecimiento y expansión.
Impulsado por el Gobierno de San Juan a través de EPSE como organismo ejecutor e inspector técnico, el Parque Solar Fotovoltaico Ullum Alfa atraviesa una de las etapas más dinámicas y estratégicas de toda la obra, con actividad simultánea en tareas civiles, viales y electromecánicas que ya transforman el paisaje energético de la provincia. Actualmente la obra tiene un avance de casi el 50%.
Actualmente, el proyecto registra 125 trabajadores distribuidos en distintos frentes activos dentro del predio ubicado en Ullum, consolidando una de las obras energéticas más importantes hoy en ejecución en San Juan.
Pero, además, Ullum Alfa representa un hecho histórico para EPSE: será el parque solar de mayor potencia desarrollado íntegramente como patrimonio propio de la empresa provincial.
Hasta ahora, los parques de propiedad exclusiva de EPSE eran la Planta Solar San Juan I —la primera planta fotovoltaica de Latinoamérica, con 1,7 MWp de potencia instalada— y el Parque Solar Anchipurac, de 3 MWp.
Con sus 50 MWp de capacidad instalada, Ullum Alfa marcará un salto de escala histórico para la infraestructura energética desarrollada íntegramente por EPSE.
“Hoy ya no se trata solamente de un proyecto en planos, sino de una obra con muchísima actividad en campo, con distintos equipos trabajando al mismo tiempo y con avances visibles todos los días”, señalaron desde la inspección técnica de EPSE.
El corazón tecnológico: cinco hincadoras trabajando al mismo tiempo
El mayor despliegue operativo se concentra actualmente en el frente electromecánico, donde avanzan las tareas de armado de estructuras, excavaciones para tendido eléctrico e hincado de alta precisión y velocidad, una de las etapas más técnicas y estratégicas de toda la obra.
En campo operan simultáneamente cinco hincadoras especializadas capaces de ejecutar alrededor de 80 hincas diarias cada una, permitiendo alcanzar un ritmo cercano a las 400 estructuras por día.
Estas estructuras metálicas constituyen la base que sostendrá los futuros seguidores solares (trackers), un sistema inteligente que permitirá que los paneles acompañen la trayectoria del sol para maximizar la generación energética del parque.
El sistema de hincado combina velocidad de ejecución, precisión milimétrica y capacidad de montaje simultáneo en distintos sectores del predio, acelerando significativamente los tiempos de avance del proyecto.
En total, el parque contempla la instalación de 12.744 hincas metálicas que servirán de soporte para 1.062 trackers y 79.650 paneles solares bifaciales de alta eficiencia.
Energía para acompañar el crecimiento de San Juan
El Parque Solar Ullum Alfa tendrá capacidad para abastecer el consumo eléctrico promedio de aproximadamente 50.000 hogares y forma parte del desarrollo integral del denominado Parque Solar Ullum, un polo energético donde la provincia proyecta alcanzar entre 330 y 360 MWp de potencia instalada futura.
Además de incorporar tecnología de seguimiento solar, sistema SCADA, monitoreo integral y operación remota desde instalaciones de EPSE.
En paralelo al avance de Ullum Alfa, también continúa la ejecución de la infraestructura eléctrica necesaria para incorporar la nueva generación al sistema energético provincial.
La obra de las ampliaciones de la Estaciones Transformadora Solar Ullum y Estación Transformadora Albardón-Chimbas ya supera el 50% de avance, mientras que la línea de doble terna de 132 kV, de 18 km, que vinculará a ambas Estaciones avanza por encima del 70 %. Se prevé inaugurar a corto plazo.
Esta obra permitirá evacuar gran parte de la energía generada por el parque e incorporarla al sistema eléctrico provincial y nacional, fortaleciendo la capacidad de transporte energético necesaria para acompañar el crecimiento productivo e industrial de San Juan.
“Este tipo de obras no solamente fortalecen la generación eléctrica, sino que también muestran la capacidad técnica, profesional y operativa que tiene hoy San Juan para desarrollar infraestructura de gran escala”, destacaron desde EPSE.
La construcción de Ullum Alfa no solo representa una obra energética estratégica, sino también una infraestructura pensada para acompañar el crecimiento de la provincia y garantizar mayor capacidad de generación para el desarrollo productivo y para miles de familias sanjuaninas.
Con proyectos como Ullum Alfa, el Gobierno de San Juan continúa consolidando una política energética de largo plazo basada en planificación, infraestructura, empleo y desarrollo provincial.
Mundo Marino eligió a YPF Luz como socio energético para abastecer la demanda eléctrica de su parque temático, ubicado en San Clemente del Tuyú.
A través de este acuerdo, cubre el 80% de su consumo y consolida su compromiso por hacer más sustentable y eficiente sus operaciones. La energía proviene del Parque Solar El Quemado, que se inauguró recientemente, cuenta con 305 MW de capacidad instalada y representa el 11% de la potencia solar del país.
El contrato tiene una duración total de 5 años y permite abastecer un total de 2.400 MWh de energía renovable por año, equivalente al consumo de aproximadamente 700 hogares argentinos por año.
“La protección de la biodiversidad y el cuidado de los ecosistemas son parte esencial de nuestra razón de ser. Por eso, incorporar energías renovables es una decisión natural, coherente con el compromiso que asumimos día a día. Este acuerdo nos permite elevar nuestros estándares ambientales y seguir aportando a la construcción de un futuro más sostenible. Además, estamos especialmente entusiasmados de poder hacerlo junto a otra organización argentina porque es un símbolo que refuerza el compromiso del país en esta dirección”, explicó Andrea Cabrera, presidenta de la Fundación Mundo Marino.
“Estamos felices de acompañar a Mundo Marino en este nuevo paso. Este acuerdo refleja cómo cada vez más empresas en Argentina eligen incorporar energía renovable en sus operaciones. Desde YPF Luz, continuamos impulsando soluciones energéticas a medida que permiten a nuestros clientes contar con un suministro confiable y eficiente para potenciar su crecimiento”, destacó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
La iniciativa refuerza la estrategia de Mundo Marino por seguir fortaleciendo su gestión ambiental. Por su parte, YPF Luz continúa posicionándose como un socio estratégico para grandes y medianos usuarios que buscan soluciones energéticas confiables, previsibles y sustentables. La compañía abastece actualmente a más de 100 industrias a través de diferentes contratos de abastecimiento, acompañando el crecimiento de una matriz energética Argentina.
La presidenta encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez, informó que la producción petrolera de ese país alcanzó 1.203.000 barriles por día.
Así lo afirmó la funcionaria en un contexto de esfuerzos oficiales por mantener el crecimiento económico tras los sismos que afectaron siete estados y generaron daños estimados por la ONU en 37.000 millones de dólares.
“Las fuentes de ingresos de nuestro país se mantienen en su curso de crecimiento. La producción petrolera ya está en 1.203.000 barriles día. Mantenemos el plan de crecimiento de la producción petrolera para este año“, declaró Rodríguez en la televisora estatal.
La cifra implica un incremento respecto a los 1.179.000 barriles diarios reportados por fuentes directas a la OPEP en mayo pasado, lo que sugiere una tendencia al alza en el bombeo de crudo venezolano.
Además, la funcionaria afirmó que el Gobierno “va por la senda de recuperar la economía venezolana”, pese a las consecuencias del doble terremoto.
Según datos del Banco Central de Venezuela, los ingresos por exportaciones petroleras crecieron 21 % en el primer trimestre de 2026, al pasar de 4.518 millones de dólares en 2025 a 5.491 millones en igual período de este año, lo que representa un incremento de 973 millones de dólares entre ambos períodos.
El Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires continúa con el desarrollo del Trambús T1, un nuevo sistema de transporte público completamente eléctrico que conectará el Aeroparque Jorge Newbery con la estación Sáenz, en Nueva Pompeya, a través de un trayecto cercano a los 20 kilómetros.
El servicio unirá el norte y el sur de la Capital con vehículos que circularán sobre neumáticos, sin utilizar vías ferroviarias. Para agilizar el recorrido, las unidades transitarán por carriles exclusivos y preferenciales, además de contar con prioridad en los semáforos.
El Trambús T1 tendrá una frecuencia aproximada de cuatro minutosen horario pico, transportará a unos 50.000 pasajeros por día y permitirá completar el recorrido de extremo a extremo en menos de una hora.
Las unidades estarán equipadas con distintas prestaciones orientadas a mejorar el viaje de los usuarios, entre ellas:
Conexión WiFi gratuita.
Puertos USB para cargar dispositivos móviles.
Piso bajo y rampas de acceso para personas con movilidad reducida.
Aire acondicionado.
Información del servicio en tiempo real.
Sistema de pago multipropósito.
Cámaras de seguridad, GPS y tecnología de detección de puntos ciegos.
El trazado contará con más de 70 paradas, ubicadas aproximadamente cada 500 metros. El recorrido atravesará los barrios de Nueva Pompeya, Parque Patricios, Boedo, Parque Chacabuco, Almagro, Caballito, Villa Crespo y Palermo, hasta llegar a Aeroparque.
Además, el nuevo corredor permitirá una mejor integración con otros medios de transporte. Tendrá conexión con las líneas A, B, D, E y H del subte, las estaciones ferroviarias de Sáenz, Caballito, Villa Crespo, Palermo y Tres de Febrero, así como también con los corredores del Metrobús Juan B. Justo, Cabildo y Del Sur.
La implementación del Trambús también traerá modificaciones en el tránsito, especialmente en el barrio de Caballito, donde cinco calles cambiarán su sentido de circulación para adecuarse al nuevo esquema.
Los cambios previstos son:
Acoyte pasará a tener sentido único y contará con carril exclusivo.
Honorio Pueyrredón será mano única entre Neuquén y Gaona.
Felipe Vallese conservará el doble sentido entre Acoyte y Ambrosetti.
Ambrosetti tendrá sentido único hacia el sur entre Jauretche y Rivadavia.
Balcarce será mano única hacia el norte entre Yerbal y Rivadavia.
Con este proyecto, la Ciudad apuesta por incorporar un medio de transporte sustentable, aumentar la capacidad del sistema de movilidad, reducir los tiempos de traslado y fortalecer la conexión entre el norte y el sur porteño.
El presidente de la Nación, Javier Milei, firmó un decreto para que la Secretaría de Energía comience un nuevo proyecto de exploración petrolera offshore en aguas argentinas. La iniciativa contempla la adjudicación de un área marítima de 5 mil kilómetros cuadrados ubicada un poco más al norte de la zona explorada frente a Mar del Plata.
Bajo la conducción de María del Carmen Tettamanti, la Secretaría de Energía convocará a un concurso público internacional para otorgar un permiso de exploración en el área denominada CAN_200, dentro del ámbito costa afuera nacional. Esta decisión responde a la manifestación de interés presentada por la empresa Challenger Energy Group PLC en febrero de 2025.
El proyecto representa un primer paso que podría tardar varios meses en activarse plenamente, pero la administración actual ya estableció que la exploración tendrá una duración inicial de ocho años con posibilidad de prórroga. Se busca profundizar el conocimiento y la producción de hidrocarburos en la Plataforma Continental Argentina, un área considerada clave para el desarrollo energético nacional.
Desde el gobierno señalaron que “las tareas y actividades de exploración en el ámbito Costa Afuera Nacional revisten un rol fundamental y necesario para determinar el potencial hidrocarburífero de los yacimientos ubicados en la Plataforma Continental Argentina”. Además, remarcaron que varias compañías internacionales han mostrado interés en aportar su capacidad técnica y financiera para estas actividades.
El decreto destaca que la adjudicación de la exploración en el área CAN_200 es “necesaria y oportuna” para continuar con las medidas destinadas a incrementar el conocimiento y la producción de recursos hidrocarburíferos en aguas profundas, lo que forma parte de la estrategia energética del gobierno libertario.
El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) dispuso la baja de Fox Petrol S.A. del Registro de Comercializadores de Gas Natural, luego de que la propia empresa solicitara su desvinculación y acreditara el cumplimiento de los requisitos previstos en la normativa vigente.
La decisión fue adoptada mediante la Resolución RESFC-2026-271, en la que el organismo verificó que la firma no registraba deudas por la Tasa de Fiscalización y Control, obligaciones informativas pendientes, multas firmes impagas ni operaciones recientes de compra o venta de gas que impidieran su salida del registro.
La resolución aclara que la baja no libera a la empresa de las responsabilidades derivadas de eventuales incumplimientos cometidos durante el período en que actuó como comercializadora de gas natural.
Asimismo, el ENReGE instruyó notificar la medida a las transportistas de gas para que tomen conocimiento de que Fox Petrol deja de estar habilitada para operar como comercializadora dentro de los sistemas de despacho diario de gas.
De acuerdo con la información societaria pública más reciente disponible, Fox Petrol S.A. está controlada por César Gastón Castillo y Ladislao Castillo, quienes participan a través de las sociedades Kalpa Group S.A. y Sinchicuna S.A..
En cuanto a la actividad de la empresa, Fox Petrol opera en el sector de hidrocarburos y ha estado inscripta ante el regulador como comercializadora de gas natural y también como sujeto almacenador, además de desarrollar actividades vinculadas a la industria petrolera.
La 46° Reunión Anual de APLA se realizará en Buenos Aires del 26 al 29 de octubre de 2026.
La industria petroquímica y química de América Latina atraviesa un escenario de cambios estructurales impulsados por la transición energética, la redefinición del comercio internacional y la búsqueda de nuevas cadenas de abastecimiento. En ese contexto, la 46° Reunión Anual de APLA, que se realizará en Buenos Aires del 26 al 29 de octubre de 2026, buscará reunir a los principales ejecutivos y referentes del sector para debatir los desafíos y oportunidades que enfrenta la región.
En diálogo conEconoJournal,Manuel Díaz, director ejecutivo de APLA, aseguró que América Latina reúne condiciones cada vez más favorables para atraer inversiones industriales y sostuvo que el desarrollo de recursos como el gas natural y los minerales críticos abre una oportunidad inédita para la industria petroquímica.
El lugar que ocupa la región en el escenario global
Para Díaz, la coyuntura internacional está redefiniendo el rol de América Latina dentro de la industria química y petroquímica. «La industria atraviesa una transformación profunda a nivel global. Los cambios geopolíticos, la transición energética y la reconfiguración de las cadenas de suministro están modificando los flujos de comercio e inversión. En ese contexto, América Latina adquiere una relevancia creciente por la disponibilidad de recursos estratégicos, su potencial energético y las oportunidades asociadas al nearshoring y la regionalización”, planteó.
Díaz explicó que la reunión anual buscará convertirse en un espacio para analizar estas transformaciones y generar nuevas oportunidades de negocios.»Queremos que APLA sea el lugar donde empresarios, especialistas y referentes internacionales puedan intercambiar perspectivas y construir nuevas oportunidades en un contexto que presenta desafíos, pero también oportunidades inéditas para la industria regional”, sostuvo.
Vaca Muerta y la minería, motores para la petroquímica
Consultado sobre el impacto de los grandes proyectos de infraestructura y energía, Díaz afirmó que el desarrollo de Vaca Muerta y la expansión minera trascienden a sus propios sectores. «Estos proyectos son mucho más que inversiones sectoriales. Son motores de desarrollo que fortalecen toda la cadena de valor y crean condiciones para mejorar la competitividad industrial”, consideró.
Además, el directivo destacó especialmente el potencial del gas natural como insumo para el crecimiento petroquímico. En esa línea, marcó que “la disponibilidad de gas natural que puede aportar Vaca Muerta representa una oportunidad estratégica para el desarrollo de la petroquímica argentina y latinoamericana. Al mismo tiempo, el crecimiento de la minería incrementa la demanda de insumos químicos, materiales especializados y soluciones tecnológicas”. No obstante, advirtió que ese escenario deberá estar acompañado por mejoras estructurales.
Manuel Díaz, director ejecutivo de APLA
«La región tiene una oportunidad histórica, pero para consolidarla será necesario avanzar en infraestructura, logística, disponibilidad de energía, marcos regulatorios previsibles y una mayor articulación entre todos los actores de la cadena de valor”, aseveró Díaz.
Un encuentro enfocado en los negocios
Uno de los principales atributos de la reunión anual de APLA es su perfil de negocios. Según Díaz, el evento ha consolidado durante décadas un formato que facilita el contacto entre empresas antes y durante el encuentro. «La combinación entre contenido de alto nivel y oportunidades concretas para reunirse con proveedores, clientes y potenciales socios sigue siendo uno de los mayores valores agregados de APLA”, explicó.
La edición 2026 volverá a contar con una plataforma digital para coordinar reuniones previamente, espacios especialmente diseñados para encuentros comerciales y un programa de networking distribuido a lo largo de las cuatro jornadas.
Geopolítica, competitividad y transición energética
La agenda del encuentro reflejará los principales factores que hoy condicionan el desarrollo de la industria. «El programa fue diseñado en función de los temas que hoy están definiendo el futuro del sector: el nuevo escenario geopolítico, la competitividad frente a los cambios en las cadenas globales de suministro, el nearshoring, la infraestructura, el desarrollo del gas natural, la minería y la transición energética”, detalló Díaz.
Según explicó, el objetivo será combinar análisis estratégico con herramientas concretas para la toma de decisiones empresariales.
Buenos Aires en el centro de las inversiones
La elección de Buenos Aires como sede también responde al momento que atraviesa la Argentina. «El desarrollo de Vaca Muerta y el crecimiento de los proyectos vinculados a la minería posicionan al país como uno de los principales focos de interés para las inversiones industriales en la región”, remarcó el director ejecutivo de APLA.
Para Díaz, el encuentro será una oportunidad para mostrar ese potencial. «Ser anfitriones de la reunión anual permite facilitar el encuentro entre empresas, inversores y referentes de toda la cadena de valor en un momento especialmente relevante para la industria”, expresó.
La convocatoria
De cara a la edición 2026, el director ejecutivo de APLA anticipó una convocatoria con fuerte presencia de CEOs, presidentes y altos ejecutivos de empresas petroquímicas, químicas, energéticas, logísticas, de ingeniería y tecnología. «Lo que diferencia a APLA de otros encuentros es la calidad del perfil de quienes participan. La reunión anual reúne a quienes toman decisiones estratégicas y de inversión, y eso es lo que convierte al evento en un ámbito único para el desarrollo de negocios”, consideró.
Finalmente, invitó a las empresas que aún evalúan participar a aprovechar un espacio que considera difícil de replicar en la región. «La 46° APLA Anual ofrece acceso a información estratégica, contacto directo con los principales referentes de la industria y la posibilidad de generar reuniones que pueden transformarse en nuevos proyectos, alianzas comerciales o inversiones. Participar permite entender hacia dónde evoluciona la industria y, sobre todo, formar parte de las conversaciones que definirán su futuro”, concluyó Díaz.
LIEX viene adelantando trabajos en el salar de Tres Quebradas, en Catamarca.
El gobierno autorizó el ingreso al Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI) de un proyecto de carbonato de litio en el salar de Tres Quebradas en Catamarca. Es el primero de capitales ciento por ciento chinos que obtiene los beneficios del régimen, comprometiendo una inversión de US$ 709 millones.
El ministro de Economía, Luis Caputo, anunció este martes la adhesión al RIGI de esta iniciativa que será operada por LIEX S.A., empresa controlada por Zijin Mining. «Con este proyecto, el RIGI ya totaliza 21 proyectos aprobados por el Comité Evaluador, totalizando una inversión comprometida de USD 46.700 millones de dólares», destacó Caputo en su cuenta de X.
De esta forma, Tres Quebradas es el 12° proyecto minero que se incorpora al RIGI y el quinto en la provincia de Catamarca, luego de Hombre Muerto Oeste, Diablillos, Fénix y Sal de Oro.
Tres Quebradas en Catamarca
El proyecto denominado «3Q» (Tres Quebradas) contempla la construcción y operación de una planta con capacidad para producir 40.000 toneladas anuales de carbonato de litio. La iniciativa se desarrollará en la localidad de Fiambalá, a sólo 30 km de la frontera con Chile.
LIEX estima que generará 4406 puestos de trabajo directos e indirectos entre las etapas de construcción y operación. Los estudios presentados por la compañía indican que existen recursos suficientes para sostener más de 19 años de producción efectiva y que su exportación generará ingresos estimados en alrededor de US$ 400 millones por año.
Zijin Mining Group obtuvo el 100% de las acciones de LIEX cuando en 2022 adquirió la compañía canadiense Neo Lithium.
Las arenas son un insumo clave para la producción en Vaca Muerta.
La provincia de Neuquén inició el debate para aprobar un régimen de regalías mineras que la habilitará, por primera vez, a cobrar por la extracción de estos recursos y que podrá tener impacto en la producción de arenas para Vaca Muerta, un insumo clave de la industria cuya demanda crece día a día. El proyecto fue presentado por Rolando Figueroa y, según anticiparon desde el gobierno, apunta a establecer «reglas de juego claras» que le den previsibilidad a las futuras inversiones del sector.
El régimen de regalías, como está planteado en el proyecto, abarcará la extracción de sustancias minerales de primera y segunda categoría, y las de tercera categoría que estén situadas en tierras de dominio fiscal.
Esto incluirá a todas las canteras de arenas silíceas que se utilicen en la actividad hidrocarburífera porque, como explicó en la Legislatura el director de Minería, Carlos Portilla, la Provincia las interpreta como de primera categoría dado su contenido de cuarzo y feldespato.
«Para Neuquén, esas arenas son de la primera categoría cuando en otras provincias se manejan como canteras en general y se deja la administración de ese recurso al dueño del suelo. Para nosotros, pertenecen al Estado provincial. Bajo esta mirada hemos logrado que se interesen empresas y que ya exista la primera mina de arena de cercanías y que ya la están usando en las diversas fracturas», afirmó.
Si bien la mayoría de las operadoras hoy continúa utilizando arenas provenientes de Entre Ríos, otras comenzaron a ensayar un «blend» con arenas locales y, al menos una, avanzó en una cantera propia con extracción local. Según pudo saber EN/CLAVE, hoy se extrae un volumen mensual de unas 50.000 toneladas que, a la fecha, no pagan ningún porcentaje de regalía a Neuquén.
La ministra de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves, consideró que «la actividad se va a incrementar en la medida que bajen las exigencias de la industria con el tipo de arenas» y que «si los blend funcionan, van a surgir más proyectos».
«El esquema de regalías es para ya establecer reglas de juego claras y darle previsibilidad a los inversores», afirmó.
Hoy todavía existe un debate en la industria alrededor de la posibilidad de bajar costos utilizando arenas de cercanía o priorizar la vida útil de los pozos recurriendo a arenas de mayor «calidad» como las de Entre Ríos.
Dos escalas para las regalías y nueva tasa
El proyecto que está en discusión impone la obligación de pago «por el solo hecho de la extracción de los minerales o su depósito en boca mina, con prescindencia de su destino», pero exime a la extracción para investigación científica y a las canteras de tercera categoría que se utilicen en obra pública.
El pago de regalías tendrá dos escalas porcentuales que se aplicarán sobre el valor boca mina de la totalidad de los minerales extraídos: del 3% cuando los productos sean sometidos a procesos de elaboración fuera del territorio provincial; y del 2% cuando se realicen procesos intermedios y/o finales de elaboración dentro de la provincia.
Este último sería el caso más probable para la producción de arenas que se utilizan en los procesos de fractura en Vaca Muerta.
El valor boca mina se determinará conforme a lo dispuesto por el artículo 22 bis de la ley nacional 24.196. Es decir, el valor obtenido en la primera etapa de comercialización, menos los costos directos y/u operativos necesarios para llevar el mineral de boca mina a dicha etapa.
Para el pago a la Provincia, las empresas deberán presentar una declaración jurada trimestral donde conste el volumen extraído.
El proyecto presentado por el gobierno de Rolando Figueroa también crea un Fondo de Desarrollo y Sustentabilidad Ambiental (FODEMSA) que se integrará con lo recaudado por sanciones y por el cobro de una tasa de fiscalización minera que crea la ley.
Los diputados solicitaron precisiones sobre cuál será su valor, ya que la ley la ata al valor de un módulo denominado Unidad de Fiscalización (UF).
El fondo a crearse tendrá como objetivo financiar programas de desarrollo e incluso infraestructura socioambiental, de control y monitoreo de la actividad.
El debate en la Legislatura
El proyecto se discutió el miércoles pasado en la comisión de Energía de la Legislatura, previo al inicio del receso invernal.
La diputada Cielubi Obreque (MPN) destacó que provincias como Catamarca, Sata y San Juan ya cuentan con un régimen de regalías del 3% pero que, en el caso de Neuquén, «se agrega la alícuota del 2% como forma de incentivar el agregado de valor local».
Consideró que el proyecto es «superador al del resto de las provincias», aún cuando no hay antecedentes en Neuquén de cobro de regalías más allá del contrato que se había elaborado para la explotación de la mina de oro de Andacollo, en 2016.
El jefe de bloque de Comunidad, Ernesto Novoa, justificó también que la provincia «está entrando en una etapa sustancial de la actividad petrolera que va a necesitar grandes cantidades de minerales de canteras», por lo que consideró la propuesta para cobrar regalías «muy coherente y razonable».
Justamente la posibilidad de extraer arenas para su uso en Vaca Muerta fue lo que abrió el punto de discusión entre los diputados.
Andrés Blanco (PTS-FIT) observó que, según el planteo del proyecto, las arenas silíceas «estarán beneficiadas con el porcentaje del 2%», lo cual cuestionó como un nuevo incentivo para las empresas petroleras. «Estaban esperando esto», planteó.
El presidente de la comisión, Damián Canuto (PRO), lo planteó al revés: «Tengo entendido que hasta hoy se está recurriendo a arenas que vienen de afuera de la provincia, con el costo de transporte que significa. Esto podría tener una apreciación positiva si se empiezan a proveer con arenas de cercanía. Enhorabuena si las petroleras lo empiezan a hacer».
El proyecto, que se debate junto con otro presentado por Rolando Figueroa el 1 de marzo para sancionar un nuevo Código de Procedimiento Minero, se podrá retomar recién en la última semana de julio cuando finalice el receso.
El encuentro se realizará del 10 al 12 de septiembre en el Centro de Convenciones Domuyo, en la ciudad de Neuquén.
La organización de Edifica Neuquén 2026 abrió el proceso de acreditación para participar de la tercera edición de la exposición dedicada a la construcción y la infraestructura en la Patagonia. El encuentro se realizará del 10 al 12 de septiembre en el Centro de Convenciones Domuyo, en la ciudad de Neuquén.
Luego de dos ediciones, el evento busca consolidarse como un espacio de encuentro para empresas, profesionales, organismos públicos e instituciones vinculadas con la cadena de valor de la construcción. Según datos de la organización, las ediciones anteriores reunieron a más de 45.000 visitantes y más de 130 empresas expositoras.
Los ejes de la exposición
La exposición, que fue declarada de Interés Legislativo y cuenta con el respaldo de organismos públicos, cámaras empresarias y compañías del sector, volverá a convocar a constructoras e industrias, desarrolladores inmobiliarios, arquitectos, ingenieros, técnicos, proveedores de materiales y servicios, emprendedores, pymes, instituciones educativas y representantes del sector público.
En ese contexto, Marcos Galian, productor general de Edifica Neuquén, destacó el crecimiento que experimentó la provincia en los últimos años y el impacto que ese proceso tiene sobre la actividad. «Hoy, tras años de desarrollo sostenido, Neuquén representa un hub clave para la industria de la construcción y la infraestructura. Reconocemos esta potencia y buscamos fortalecerla; creemos que generar espacios de intercambio, capacitación y negocios es fundamental para crecer aún más», afirmó.
La agenda
La agenda de esta edición estará organizada en torno a siete ejes temáticos: construcción e infraestructura; desarrollo urbano e inmobiliario; materiales y sistemas constructivos; maquinaria y tecnología; energía y sostenibilidad; diseño y tendencias para el hogar (Home & Deco); y formación y transferencia de conocimiento.
Además de la muestra comercial, la organización prevé actividades orientadas al intercambio entre empresas, organismos públicos y el ámbito académico, con espacios de capacitación y generación de oportunidades de negocio.
Edifica Neuquén surgió con el objetivo de crear un ámbito específico para el desarrollo de la industria de la construcción y la infraestructura en una provincia cuyo crecimiento económico estuvo impulsado, en gran medida, por la expansión del sector energético. Con el paso de las ediciones, el evento amplió su convocatoria y su participación de empresas e instituciones de distintas regiones del país.
Para acreditaciones y más información: edificaneuquen.ar | Instagram: @edificaneuquen | Facebook y LinkedIn: Edifica Neuquén | Contacto: +54 299 4567 290
El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) sobre el panorama sectorial referido a mayo de 2026 presentó una moderación en las variables de producción y ventas locales en comparación con el mes anterior, aunque las exportaciones se consolidaron como el punto más alto de los últimos 13 meses.
Respecto a la actividad productiva, durante mayo el sector registró un retroceso del 9% mensual, situando el índice en 97%, luego del pico alcanzado en abril. Esta contracción se debió principalmente al desempeño de los productos intermedios, que tuvieron una fuerte baja, y al comportamiento mixto con signo negativo de los básicos orgánicos, mientras que los finales termoplásticos lograron recuperarse tras los mantenimientos del mes previo. En términos de comparación con el año pasado, la producción mostró un leve incremento del 1%, misma cifra que registra el crecimiento acumulado en los primeros cinco meses de 2026.
Las ventas locales
En el informe mensual de la CIQyP®, las ventas locales experimentaron una caída del 7% en la configuración mensual, afectada por los básicos orgánicos y los intermedios, que revirtieron la mejora de abril, sumado a una baja en los volúmenes de los finales agroquímicos. Los finales termoplásticos exhibieron un comportamiento dispar debido a una menor demanda general que no pudo ser compensada por las mejoras puntuales en precios y volúmenes de ciertos segmentos, en tanto que los básicos inorgánicos se mantuvieron estables. A pesar de la caída mensual, el sector reflejó una expansión interanual del 25% y un crecimiento acumulado del 4% en lo que va del año.
Por su parte, las exportaciones mostraron un panorama inverso al consolidar un incremento mensual del 10%, con respecto a abril. Este impulso estuvo motorizado por los intermedios -con subas combinadas de precio y volumen- y los finales termoplásticos, apuntalados por una demanda externa sostenida; los básicos orgánicos mostraron un comportamiento mixto, destacándose un alza puntual que neutralizó las bajas del resto del segmento. Con relación a los indicadores comparativos, las exportaciones crecieron un 16% frente a mayo de 2025, acumulando una suba del 14% en el periodo enero-mayo de 2026.
Pequeñas y medianas empresas
Analizando el segmento de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), la tendencia mensual resultó favorable con mejoras del 6% en producción y del 2% en las ventas locales. Si se analiza el comportamiento interanual, la producción de este sector aumentó un 7% y el mercado interno se expandió un 8%. A nivel acumulado de los primeros cinco meses, se consolidan alzas del 2% en producción y del 8% en ventas locales, mientras que las exportaciones arrastran una caída en el acumulado del 14% a pesar de haberse mantenido estables (0%) en la variación mensual.
Durante mayo de 2026, las exportaciones del sector sufrieron una baja del 5% respecto a abril, mientras que las importaciones subieron un 3% en el mismo período (ambas medidas en dólares). En comparación interanual, las exportaciones crecieron un destacado 74%, mientras que las importaciones presentaron una leve reducción del 2%. Estas variaciones permitieron que el déficit de la balanza comercial sectorial se achicara un 45%, impulsado centralmente por los productos químicos inorgánicos y los derivados de litio de la minería. Por su parte, la capacidad instalada de las industrias mostro niveles del 62% para los productos básicos e intermedios y de 96% para los productos petroquímicos.
Ventas totales
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante mayo de 2026, fueron de 320 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.460 millones en los primeros cinco meses del año.
Los datos reunidos demuestran la resiliencia del sector en su rol de proveedor de casi todas las cadenas productivas, mostrando variaciones propias de la coyuntura, pero sosteniendo una sólida inserción en el comercio exterior. En este sentido, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), señaló que “estos resultados reflejan la dinámica de un sector clave y proveedor de casi todas las cadenas productivas, mostrando una recuperación interanual relevante y un crecimiento sostenido en la participación de las exportaciones industriales del país. Esto demuestra la resiliencia del sector donde con tecnología y performance puede competir en un mundo globalizado y sobreofertado de productos”.
El gobierno nacional decidió activar, a través de la Secretaría de Energía del ministerio de Economía, un llamado a Concurso Público Internacional para la adjudicación de un permiso de exploración para la búsqueda de hidrocarburos en el área offshore CAN_200, sobre la base de la manifestación de interés formulada por la empresa Challenger Energy Group PLC, en el marco de lo dispuesto por la Ley de Hidrocarburos 17.319 y sus modificatorias.
Al respecto, Javier Milei firmó el Decreto 590/2026, publicado en el Boletín Oficial, y entonces la S.E. deberá concretar las acciones necesarias para la realización del Concurso Público, incluyendo, la aprobación del Pliego de Bases y Condiciones. El Poder Ejecutivo delegó en la S.E. el otorgamiento del permiso de exploración y, eventualmente, de la concesión de explotación que obtenga el o los titulares de dicho permiso, en el marco del Concurso Público Internacional convocado.
Challenger Energy, anteriormente Bahamas Petroleum, es una empresa de petróleo y gas que cotiza en la Bolsa de Londres, dedicada a la exploración, evaluación, desarrollo y producción. La cartera de la empresa incluye activos y licencias en Trinidad y Tobago y Surinam, y en Las Bahamas y Uruguay.
La convocatoria se origina en una manifestación de interés presentada el 14 de febrero de 2025 por la empresa británica Challenger Energy Group PLC, que propuso explorar el área y aportó información sobre el proyecto, sus antecedentes y su capacidad técnica.
El área CAN-200 (Cuenca Argentina Norte) es una zona de exploración de hidrocarburos costa afuera en el Mar Argentino. Se encuentra a unos 350 km de la costa de la Provincia de Buenos Aires, en una zona de aguas profundas. Está situada más al norte de los bloques de exploración frente a Mar del Plata y muy cerca del límite marítimo entre Argentina y Uruguay. Abarca una superficie aproximada de 5.000 kilómetros cuadrados.
El D-590 establece que “El o los concesionarios de explotación que hubieran obtenido dicha concesión de explotación en los términos de la Ley 17.319 y sus modificatorias abonarán regalías sobre la producción de la concesión de explotación, valorizada conforme a la normativa aplicable” por parte de Energía.
Un Anexo del Decreto describe que el adjudicatario del permiso tendrá para la Exploración dos período de 4 años y posibilidad de prórroga por otros 5 años (13 3n total) . Deberá ejecutar 120 Unidades de Trabajo.
El Decreto puntualiza en su Artículo Cuarto que “se autoriza la inclusión en el permiso de exploración que se otorgue, y en la concesión de explotación que obtenga el o los titulares de dicho permiso, de cláusulas que establezcan la prórroga de jurisdicción a favor de tribunales arbitrales internacionales con sede en un Estado que sea parte en la Convención sobre el Reconocimiento y Ejecución de las Sentencias Arbitrales Extranjeras (Nueva York, 1958)”.
Y en este orden el Decreto puntualiza que “La prórroga de jurisdicción que se autoriza no implicará renuncia alguna de la República Argentina con relación a la inmunidad de ejecución de los bienes que se detallan:
a. cualquier reserva del Banco Central de la República Argentina; b. cualquier bien perteneciente al dominio público localizado en el territorio de la República Argentina, incluyendo los comprendidos por los artículos 234 y 235 del Código Civil y Comercial de la Nación; c. cualquier bien localizado dentro o fuera del territorio argentino que preste un servicio público esencial; d. cualquier bien (sea en la forma de efectivo, depósitos bancarios, valores, obligaciones de terceros o cualquier otro medio de pago) de la República Argentina, sus agencias gubernamentales y otras entidades gubernamentales relacionadas con la ejecución del presupuesto, dentro del alcance de los artículos 165 al 170 de la Ley N° 11.672 Complementaria Permanente de Presupuesto; e. cualquier bien alcanzado por los privilegios e inmunidades de la Convención de Viena sobre Relaciones Diplomáticas de 1961 y de la Convención de Viena sobre Relaciones Consulares, de 1963, incluyendo, pero no limitándose a bienes, establecimientos y cuentas de las misiones argentinas; f. cualquier bien utilizado por una misión diplomática, gubernamental o consular de la República Argentina; g. impuestos y/o regalías adeudados a la República Argentina y los derechos de la República Argentina para recaudar impuestos y/o regalías; h. cualquier bien de carácter militar o bajo el control de una autoridad militar o agencia de defensa de la República Argentina; i. cualquier bien que forme parte de la herencia cultural de la República Argentina; y j. los bienes protegidos por cualquier ley de inmunidad soberana que resulte aplicable”.
Lionel Messi, caracterizado en las redes como el nuevo William Wallace.
El Operador Nacional del Sistema Energético británico (NESO, según sus siglas en inglés) subió el lunes a LinkedIn un posteo sobre el consumo eléctrico en la isla durante el partido Inglaterra Noruega y lo término con una chicana hacia Cammesa con tono humorístico de cara al partido Argentina-Inglaterra: “Que gane el mejor equipo el miércoles… a menos que sea Argentina. Sin rencores, Cammesa”, escribió. Este miércoles por la mañana la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista del país recogió el guante y desafió a su par británico.
“NESO, estamos de acuerdo, salvo por un pequeño detalle… Dejando eso de lado, ambos compartimos la pasión por el fútbol y el compromiso con el suministro eléctrico. En cuanto a compartir información, proponemos intercambiar los datos de demanda eléctrica después del partido, y quien pierda… preparará el informe comparando la evolución de ambos sistemas. ¿NESO acepta el desafío?”, respondió la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico.
“Cammesa, ¿qué pasa en Buenos Aires? Reto aceptado. Esperamos que tengan listos sus bolígrafos”, retrucó NESO, que opera en toda Gran Bretaña ((Inglaterra, Escocia y Gales), pero en este caso se puso la camiseta inglesa.
NESO: “¿La gente se durmió?”
El community manager de NESO también se cruzó con otra persona que salió en defensa de la selección nacional. Nicolás Brown, analista de mercados energéticos y experto en energías renovables, le remarcó que “la potencia de Cammesa bajó 2,3 GW en la primera mitad del último partido”. Y luego agregó que hubo “otra baja de 1 GW en la segunda mitad”. “Eso es más del 10 % de la demanda. ¡Supera eso!”, concluyó.
NESO chicaneó todavía más con la respuesta y aseguró: “¿Fue porque la gente se durmió? La primera mitad (bueno, la verdad es que casi todo el partido) fue un desastre. ¡Me encanta que compartas estos datos! ¡Sigue así!”
La evolución de la demanda durante los partidos de Argentina
EconoJournal detalló a fines del mes pasado que cada vez que juega Argentina un partido del Mundial de Fútbol la demanda de energía eléctrica en el país tiende a tener un comportamiento con forma de W: comienza con una baja pronunciada en el primer tiempo, una suba en el entretiempo, una nueva baja en el segundo tiempo y un final en el que el consumo vuelve a subir.
Así fue en el último partido Argentina-Austria del 22 de junio y también en el de Argentina-Argelia el 16, según informes de la gerencia operativa de Cammesa, que desde el Mundial Qatar 2022 informa qué ocurre en cada juego y cómo se prepara la operación para las variaciones en el comportamiento de la demanda.
EconoJournal informó también que Argntina-Egipto tuvo cerca de un 25% de participación de eólica, solar, bioenergía e hidráulica pequeña, según datos de Cammesa. Hasta ahora el mayor record de cobertura con renovables en el país había sido alcanzado en octubre del año pasado con más del 40 por ciento.
El gobernador Rolando Figueroa promulgó la Ley 3566, que aprobó el Acta Acuerdo firmada entre YPF y la Provincia YPF, para el desarrollo del proyecto de Gas Natural Licuado (GNL). Ratificó así la garantía de estabilidad fiscal provincial por 30 años para las áreas alcanzadas que aplican al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
El acuerdo estableció un régimen especial de incentivos para viabilizar el desarrollo del proyecto de GNL asociado a áreas no convencionales de Vaca Muerta.
El acuerdo suscripto el 4 de junio alcanza a las actividades que se desarrollen en las concesiones no convencionales Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte, Las Tacanas I y Las Tacanas II, condicionada a la efectiva vigencia y cumplimiento del RIGI.
La aprobación legislativa fue un paso decisivo para brindar seguridad jurídica a una inversión estratégica destinada a ampliar la capacidad de exportación del gas de Vaca Muerta.
El desarrollo del GNL permitirá agregar valor a la producción, diversificar los mercados de exportación y generar empleo e inversiones en infraestructura, consolidando a Neuquén como el principal polo energético del país.
Durante el tratamiento, Figueroa había señalado que el acuerdo con YPF representaba “una oportunidad histórica” para transformar el potencial gasífero de Neuquén en desarrollo económico sostenible.
Reconoció que las garantías de estabilidad fiscal constituyen una condición indispensable para atraer inversiones de largo plazo, al brindar previsibilidad a proyectos cuya ejecución demanda desembolsos multimillonarios y plazos de varias décadas.
YPF asumió un compromiso de inversión en infraestructura por 175 millones de dólares, monto que podrá ejecutarse mediante obras o aportes económicos destinados a proyectos definidos con el gobierno provincial.
El acuerdo señala que esas inversiones deberán traducirse en mejoras concretas para las comunidades vinculadas al desarrollo hidrocarburífero, fortaleciendo infraestructura, servicios y condiciones de vida.
Además, la Provincia acordó otorgar estabilidad fiscal por un plazo de hasta 30 años posteriores a la puesta en marcha de cada etapa del proyecto, siempre que mantenga su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
El proyecto de GNL tendrá capacidad para generar un incremento sustancial de la actividad económica, mayores volúmenes de producción de gas, expansión de infraestructura dedicada y la construcción de un gasoducto específico para abastecer el complejo exportador.
En la primera quincena de agosto, el Puerto de San Antonio Este recibirá al carguero VIGOR OL con 3.640 caños para el San Matías Pipeline, tras la gestión provincial que habilitó el ingreso de buques de hasta 200 metros de eslora.
La llegada del buque marcará la puesta en funcionamiento de una nueva capacidad operativa para el puerto rionegrino y será el resultado de las gestiones articuladas por la Secretaría de Puertos entre Servicios Portuarios Patagonia Norte y la Prefectura Naval Argentina.
El proceso incluyó la presentación de estudios técnicos específicos, inspecciones y el cumplimiento de los requisitos operativos y de seguridad establecidos por la autoridad marítima.
Como resultado, Prefectura autorizó el amarre en el Sitio 1 del Muelle de Ultramar de embarcaciones de hasta 200 metros de eslora y 50.000 toneladas de desplazamiento, ampliando las posibilidades logísticas y comerciales de San Antonio Este.
El VIGOR OL será la primera embarcación en utilizar la nueva autorización. Se trata de un buque de carga construido en 2025, de bandera liberiana, que mide 183 metros de eslora y 31 metros de manga.
La nave partió de India a comienzos de julio y trasladará 3.640 caños destinados a Southern Energy S.A. (SESA) para el desarrollo del San Matías Pipeline. Será el primero de los 11 buques previstos para abastecer esta etapa del proyecto.
Una vez descargados, los caños serán trasladados a la plazoleta de 20 hectáreas especialmente acondicionada dentro del predio portuario de San Antonio Este, donde permanecerán acopiados hasta su utilización.
La ampliación de la eslora habilitada fortalece la capacidad del puerto para recibir embarcaciones de mayor porte y acompañar el crecimiento de la actividad energética, logística y productiva de la región Atlántica.
No se trata de una acción aislada, sino de una gestión concreta para preparar la infraestructura provincial frente al movimiento que generarán las nuevas inversiones. El proyecto prevé un gasoducto dedicado de 471 kilómetros que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina, como parte del esquema de producción y exportación de Gas Natural Licuado desde el Golfo San Matías.
La llegada de los caños representa un nuevo avance del proyecto de Southern Energy, que contempla la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción y una inversión superior a los USD 15.000 millones. Su desarrollo permitirá ampliar la actividad portuaria, generar oportunidades para empresas y trabajadores locales y consolidar a Río Negro como puerta de salida de la energía argentina al mundo.
Los mercados internacionales del petróleo volvieron a cerrar en alza este miércoles y acumularon cuatro jornadas consecutivas de ganancias, impulsados por el recrudecimiento del conflicto entre Estados Unidos e Irán y el temor a nuevas interrupciones en los envíos de crudo desde el estrecho de Ormuz.
El barril de Brent, referencia para Europa, se mantuvo por encima de los US$85 tras avanzar cerca de un 0,8%, mientras que el West Texas Intermediate (WTI), referencia en Estados Unidos, superó nuevamente los US$80. Desde el viernes pasado, ambas referencias acumulan una suba cercana al 12%, reflejando la rápida incorporación de una prima de riesgo geopolítico.
Fuente: Reuter e ICE
El detonante fue la suspensión del alto el fuego entre Washington y Teherán y el cierre virtual del estrecho de Ormuz. En los últimos días, el tránsito de petroleros se redujo drásticamente tras la reanudación del bloqueo naval estadounidense, alimentando la incertidumbre sobre la continuidad de las exportaciones.
En este contexto, Irán endureció su postura al advertir que las exportaciones regionales de crudo y gas, podrían verse afectadas más allá del estrecho. En un comunicado difundido por la agencia estatal IRNA, sostuvo que “las exportaciones regionales de energía se comparten entre todos o se les niegan a todos”, una declaración interpretada por el mercado como la posibilidad de ampliar las represalias contra las rutas de abastecimiento.
Las preocupaciones ya no se limitan a Ormuz. Analistas advierten que el estrecho de Bab el-Mandeb, que conecta el Mar Rojo con el Golfo de Adén, podría convertirse en un nuevo foco de tensión. Los rebeldes hutíes de Yemen, aliados de Irán, han amenazado con bloquear ese corredor si Arabia Saudí mantiene sus operaciones militares, lo que pondría en riesgo una de las principales vías de exportación de crudo saudí desde la terminal de Yanbu, en el Mar Rojo.
Factor seguridad
Con dos de los principales corredores hidrocarburíferos del planeta bajo amenaza, el mercado volvió a concentrarse en la seguridad del suministro. Este cambio de enfoque modificó rápidamente la narrativa que predominó durante gran parte del año: el temor a un exceso de oferta quedó desplazado por el riesgo de que una parte significativa del petróleo producido no pueda llegar a los consumidores.
Los operadores recuerdan que el mercado petrolero no responde únicamente al equilibrio entre producción y demanda, sino también a la percepción sobre la continuidad del abastecimiento.
En ese escenario, disponer de capacidad ociosa de producción, como ocurre en algunos países de la OPEP, no garantiza que ese petróleo pueda compensar de inmediato una interrupción causada por un conflicto militar o por el cierre de rutas estratégicas. La oferta potencial no siempre equivale a oferta disponible.
Los fundamentos del mercado, además, continúan mostrando señales contradictorias. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) volvió a recortar su previsión de crecimiento de la demanda mundial para 2026, mientras que las importaciones de crudo de China registran una marcada caída interanual, reflejo de una economía menos dinámica.
Sin embargo, esos indicadores quedaron temporalmente relegados. En períodos de elevada incertidumbre, los inversores suelen priorizar el riesgo de interrupción del suministro por encima de las variables tradicionales de oferta y demanda.
La lógica del mercado cambió en pocos días. Si hasta hace poco predominaba la idea de que existía suficiente petróleo para abastecer al mundo y que los precios tendían a moderarse, ahora la preocupación pasa por la capacidad efectiva de ese crudo para llegar a destino. Aunque la producción global siga siendo elevada, la posibilidad de interrupciones en las principales rutas marítimas basta para sostener las cotizaciones.
Mientras persista la incertidumbre en Medio Oriente y continúe la amenaza sobre los corredores estratégicos de exportación, todo indica que la geopolítica seguirá imponiéndose sobre los fundamentos tradicionales como el principal factor que determinará la evolución del precio internacional del petróleo.
Un pozo de la empresa Phoenix Global Resources (PGR) ubicado en Vaca Muerta, al este de Río Negro, está marcando un hito en la explotación de hidrocarburos en la región. El pozo PET.RN.CoS.x-3 (h), situado en el área Confluencia Sur, cerca de la frontera con Neuquén, superó la producción acumulada de 500.000 barriles en apenas siete meses, posicionándose entre los más destacados de toda la formación.
Hace solo cinco años, la viabilidad económica para desarrollar Vaca Muerta en Río Negro era dudosa. Sin embargo, esta perforación récord desafía esas expectativas, mostrando un desempeño comparable e incluso superior al de muchos pozos del lado neuquino, donde ya existen más de 2.000 pozos activos.
En febrero, este pozo alcanzó un pico de producción diaria de 2.700 barriles, el mayor de toda Vaca Muerta en ese momento. En mayo, continuó entregando un volumen significativo de 2.038 barriles diarios, representando casi el 10% de la producción provincial, que asciende a 22.098 barriles diarios distribuidos en 1.547 pozos activos.
Comparativamente, el pozo récord de Vista Energy, BPO-2801 (h), que tiene el récord de mayor producción mensual con 3.560 barriles diarios, acumuló en sus primeros siete meses un volumen similar al del pozo rionegrino, con 516.000 barriles.
El CEO de Phoenix Global Resources, Pablo Bizzotto, destacó que “el pozo PET.RN.CoS.x-3(h) superó los 580.000 barriles en apenas 8,5 meses de producción, con una recuperación final estimada de 2,3 millones de barriles, ubicándolo entre los mejores pozos de toda Vaca Muerta” y calificó el resultado como “extraordinario para un área exploratoria”.
Bizzotto explicó que las áreas Confluencia Sur y Norte están en etapa exploratoria, con solo siete pozos perforados en más de 270 kilómetros cuadrados, y que aún queda mucho por descubrir y desarrollar. La campaña exploratoria incluyó, además de los pozos, estudios sísmicos 3D y una inversión de 123 millones de dólares, superando ampliamente los compromisos asumidos con la provincia.
Los siete pozos exploratorios en Río Negro ya acumulan 2,9 millones de barriles y confirman la extensión del área productiva de Vaca Muerta hacia el este, dentro del territorio rionegrino, desplazando la frontera tradicionalmente conocida hacia Neuquén.
Este avance respalda la solicitud de Concesión de Explotación presentada por Phoenix ante la provincia y forma parte de un plan estratégico integral que incluye la conexión con el área de Mata Mora en Neuquén. El proyecto contempla la perforación de cerca de 400 pozos y una inversión estimada en 6.000 millones de dólares.
El objetivo de Phoenix es alcanzar una producción diaria de 60.000 barriles para 2030, una meta que la compañía ve cada vez más cercana gracias a estos resultados iniciales.
Desde 2021, Phoenix fue pionera en manifestar interés por explorar y desarrollar Vaca Muerta en Río Negro, y con estos resultados ha abierto el camino para que otras compañías se sumen a la exploración en la región, consolidando a Río Negro como una nueva frontera petrolera de gran potencial.
La pelea entre los intendentes y el Gobierno en torno al cobro de tasas municipales en las facturas de luz y gas tuvo un nuevo capítulo y quedó más cerca de una resolución final. Es que la Procuración General de la Nación respaldó la decisión del Gobierno de prohibir que las comunas cobren tasas locales a través de las facturas de servicios públicos.
En dos dictámenes firmados en los últimos días, el organismo a cargo de Eduardo Casal concluyó que la medida no vulnera la autonomía municipal y que las comunas conservan la facultad de recaudar esos tributos mediante otros mecanismos. Y en ese sentido recomendó a la Corte Suprema rechazar los planteos judiciales impulsados por las municipalidades de Río Grande y José C. Paz.
Los expedientes analizan la validez de la Resolución 267/2024 de la entonces Secretaría de Industria y Comercio, que estableció que las facturas emitidas por proveedores de bienes y servicios “deberán referirse en forma única y exclusiva al bien o servicio contratado específicamente por el consumidor” y que no podrán contener “sumas o conceptos ajenos” a esa prestación.
La discusión se originó a mediados de 2024, cuando el Gobierno nacional dispuso eliminar de las boletas de luz, gas, agua y otros servicios el cobro de tasas e impuestos municipales que numerosas comunas percibían junto con la factura. Pese a la decisión que impulsó Luis Caputo, varios municipios fueron a la Justicia y obtuvieron fallos a favor. De hecho, la Justicia Federal de San Nicolás declaró la inconstitucionalidad de la resolución.
En este contexto, La Libertad Avanza salió a impulsar más de 100 proyectos en concejos deliberantes para reducir o eliminar tasas en la provincia. Esta medida, le valió una crítica del gobernador Axel Kicillof, quien aseguró que el impacto de las tasas municipales es mínimo medido en términos del PBI.
La resolución del Procurador sobre las tasas
En el caso de Río Grande, la Procuración sostuvo que la resolución fue dictada por la autoridad competente en ejercicio de las facultades conferidas por la Ley 24.240 de Defensa del Consumidor y que su finalidad fue proteger los derechos de los usuarios previstos en el artículo 42 de la Constitución Nacional. Según el dictamen, la Secretaría de Industria y Comercio estaba habilitada para establecer reglas generales sobre la facturación de los servicios públicos en el marco de las relaciones de consumo. El dictamen también descartó que exista una afectación de la autonomía municipal.
En el expediente iniciado por la Municipalidad de José C. Paz, el procurador agregó otro fundamento vinculado con el régimen eléctrico nacional. Señaló que el servicio de distribución prestado por Edenor se encuentra sometido a regulación federal y recordó que la Ley 24.065, modificada por el Decreto 450/2025, establece que las facturas “no podrán incluir tributos de orden local o cargos ajenos a los bienes y servicios facturados”.
Aunque los dictámenes no son vinculantes, suelen funcionar como una suerte de “recomendación” hacia la Corte Suprema. Si el máximo tribunal adopta el criterio propuesto por la Procuración, quedaría convalidada la potestad del Gobierno nacional.
La empresa distribuidora de gas natural del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), Metrogas, repartirá ganancias a sus accionistas por primera vez desde 2001.
Entre 2023 y 2025, la compañía duplicó sus ganancias brutas y cuadruplicó la capacidad para generar resultados operativos, al tiempo que redujo el nivel de endeudamiento que mantenía a nivel financiero y comercial. En el último año, la empresa reservó las utilidades conseguidas en el ejercicio 2025.
Metrogas informó que pondrá a disposición un monto total por US$ 100.000 millones a partir del 23 de julio. La fecha de corte será el próximo 17 de julio, por lo que todo aquel que ingrese hasta esa fecha recibirá una parte de la ganancia total.
“Es una señal de la solidez que alcanzó la compañía y del compromiso de todas las personas que hicieron posible esta transformación”, señaló el CEO de la empresa, Sebastián Mazzucchelli.
La distribuidora de gas aclaró, en su comunicado que giró a la Comisión Nacional de Valores (CNV) y a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, que el pago de dividendos “no vulnera compromisos contractuales ni financieros asumidos por la Sociedad”.
“La decisión marca un hito en la historia reciente de la compañía y representa un nuevo paso en su proceso de consolidación como una empresa más sustentable a largo plazo“, indicó Metrogas.
El pago de ganancias se da en el medio del avance de YPF para desprenderse de su parte accionaria de la empresa.
La petrolera indicó que la primera fase concluyó el 9 de abril con la recepción de propuestas y que las más competitivas serán seleccionadas para continuar en una segunda instancia del proceso, que incluye el análisis detallado de la información.
Actualmente entró en la etapa de due diligence tras recibir 13 ofertas no vinculantes. La compañía estimó que la eventual transacción podría concretarse dentro de 2026, aunque aclaró que estará sujeta a aprobaciones regulatorias y a la obtención de garantías de cumplimiento de oferta.
Además, remarcó que hasta el momento no adoptó ninguna decisión ni celebró acuerdos vinculantes en relación con la venta de su tenencia en Metrogas.
Donald Trump dio marcha atrás con una de las medidas que había anunciado apenas 24 horas antes en medio de la escalada de tensión con Irán. El presidente de Estados Unidos informó este martes que finalmente no aplicará un “peaje” del 20% a los barcos que transiten por el Estrecho de Ormuz y que, en su lugar, impulsará acuerdos comerciales y de inversión con los países del Golfo.
“He decidido reemplazar la ‘Tarifa de Reembolso a Estados Unidos’ del 20 % por acuerdos comerciales y de inversión que los diversos Estados del Golfo llevarán a cabo con Estados Unidos”, escribió Trump en la red Truth Social.
El peaje había sido presentado el lunes junto con un endurecimiento de las restricciones para las embarcaciones vinculadas a Irán. Sin embargo, la medida nunca llegó a entrar en vigencia.
Continúa el bloqueo para Irán
Aunque descartó el cobro a los buques, Trump ratificó que Estados Unidos mantendrá el bloqueo para las embarcaciones que tengan como destino u origen puertos iraníes o transporten mercancías relacionadas con ese país.
En el mismo mensaje aseguró que el Estrecho de Ormuz permanece abierto para el comercio internacional, aunque “cerrado para Irán”, y elogió el accionar de las Fuerzas Armadas estadounidenses.
También sostuvo que los nuevos acuerdos de inversión serán “masivos” y afirmó que permitirán la llegada de fábricas y nuevos proyectos industriales a Estados Unidos, aunque no brindó precisiones sobre los montos, los plazos ni los países involucrados.
El cambio de postura ocurre mientras continúa la confrontación entre Estados Unidos e Irán. Durante las últimas horas se registraron nuevos ataques en la región.
Según informó el ejército estadounidense, sus fuerzas llevaron adelante operaciones destinadas a reducir la capacidad iraní para atacar el transporte marítimo comercial. En paralelo, la Guardia Revolucionaria iraní aseguró haber atacado dos petroleros de Emiratos Árabes Unidos y objetivos estadounidenses en Jordania y Bahréin.
Medios iraníes informaron además que tres personas murieron tras bombardeos en ciudades portuarias del país, mientras que Kuwait reportó la detección de objetivos aéreos hostiles en su espacio aéreo.
YPF está trazando una nueva hoja de ruta para diversificar y ampliar su producción petrolera, enfocándose en proyectos offshore en Uruguay y Argentina. Esta iniciativa representa un paso estratégico para la empresa, que busca expandir su horizonte más allá de los desarrollos en Vaca Muerta, su principal reserva no convencional.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó que la primera fase del plan se centrará en las áreas que la compañía posee en aguas uruguayas, con el inicio de las labores exploratorias previsto entre finales de 2027 y principios de 2028. En caso de obtener resultados prometedores, la petrolera proyecta avanzar posteriormente hacia bloques ubicados en el Mar Argentino.
Esta apuesta offshore se fundamenta en la historia geológica compartida entre América del Sur y África, que hace millones de años formaron una única masa continental con estructuras subterráneas similares. Este paralelismo ha motivado el interés en zonas del Atlántico Sur que podrían presentar características favorables para la exploración petrolera, como los recientes hallazgos en Namibia.
YPF trabaja en conjunto con la italiana Eni, una empresa con vasta experiencia internacional en exploración en aguas profundas. La colaboración busca aprovechar el conocimiento técnico y la trayectoria de Eni, que ha desarrollado proyectos exitosos en diferentes regiones del mundo, reforzando así la capacidad de YPF para enfrentar los desafíos técnicos y financieros que exige la exploración offshore.
El plan contempla avanzar de forma gradual, priorizando las áreas con mejores condiciones geológicas y mayores probabilidades de éxito. La exploración en aguas profundas implica inversiones significativas, tecnología avanzada y un trabajo prolongado antes de alcanzar una producción comercial viable.
Para YPF, el desarrollo offshore representa una oportunidad para complementar la producción actual de Vaca Muerta, sumando reservas y fortaleciendo su perfil productivo a futuro. Esta estrategia forma parte de una visión de largo plazo que busca consolidar a la empresa como un actor clave en la industria energética regional e internacional.
La agenda energética de junio dejó una serie de definiciones que reflejan el momento que atraviesa el sector en la Argentina. El récord histórico de exportaciones energéticas, los avances regulatorios para Argentina LNG, el crecimiento de los proyectos bajo el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), el acceso a financiamiento internacional para renovables y las crecientes restricciones de la red eléctrica configuran un escenario de fuerte dinamismo para la industria.
En ese contexto, la tercera edición de Argentina Energy Week (AEW) 2026, organizada por IN-VR a través de The Energy Circle y The Net Zero Circle, se realizará del 9 al 10 de septiembre en Buenos Aires. El encuentro reunirá a empresas, autoridades nacionales y provinciales, organismos multilaterales e inversores para debatir las principales oportunidades y desafíos del sector.
Un contexto de crecimiento para los hidrocarburos
Uno de los principales indicadores del mes fue el desempeño del comercio exterior energético. En mayo, las exportaciones del sector alcanzaron US$ 1.745 millones, un incremento interanual del 167,1%, mientras que el superávit energético llegó a US$ 1.543 millones, el mayor registrado hasta el momento.
El crecimiento estuvo impulsado por la producción de Vaca Muerta, que durante mayo contabilizó 2.484 etapas de fractura, una de las marcas más altas de la historia del desarrollo no convencional argentino. En paralelo, el CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo durante junio que el incremento de la producción previsto hacia fines de 2027 «sorprenderá al mundo».
Estos temas formarán parte de la agenda del panel dedicado a la evolución del mercado de petróleo y gas y al desarrollo de infraestructura midstream.
Argentina LNG y el avance hacia la inversión
Otro de los hechos relevantes del mes fue el ingreso a la Legislatura de Neuquén del proyecto que establece un régimen de estabilidad fiscal por 30 años y un esquema escalonado de regalías para Argentina LNG, iniciativa considerada un paso previo para la decisión final de inversión (FID) del proyecto.
La primera etapa del desarrollo, liderado por YPF junto con Eni y ADNOC, contempla inversiones por US$ 30.000 millones y una capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales de GNL.
El desarrollo del gas natural licuado será uno de los ejes de las discusiones previstas durante la segunda jornada del encuentro.
El RIGI amplía su cartera de proyectos
Durante junio también se conoció una actualización del estado del RIGI. Según datos del Ministerio de Economía, al 11 de junio el régimen acumulaba 41 proyectos por US$ 140.929 millones de inversión comprometida y proyectada.
Del total, 16 proyectos, por casi US$ 30.000 millones, ya fueron aprobados, mientras que otros 25 continúan bajo evaluación por más de US$ 111.000 millones. La mayor parte de las iniciativas corresponde a los sectores de energía y minería.
El análisis del impacto del régimen sobre el financiamiento y el desarrollo de nuevos proyectos integrará uno de los paneles centrales del evento.
Financiamiento para renovables y desafíos de infraestructura
En materia de energías renovables, junio también dejó un hito financiero con la colocación del primer bono verde internacional de MSU Green Energy, que obtuvo US$ 400 millones mediante una emisión sobresuscripta a diez años.
Los fondos estarán destinados a ampliar el portafolio de generación renovable y almacenamiento de la compañía, que proyecta alcanzar 1.897 MW entre activos hidroeléctricos, solares y sistemas BESS.
Al mismo tiempo, el sector continúa enfrentando limitaciones en la infraestructura de transporte eléctrico. Datos de CAMMESA mostraron que durante marzo de este año se registraron 91.580 MWh de generación eólica y solar que no pudieron ser despachados, el mayor nivel de restricciones desde 2020.
Las principales cámaras empresarias del sector renovable vienen advirtiendo que el crecimiento de la capacidad instalada no estuvo acompañado por inversiones equivalentes en redes de transmisión, un tema que ocupará un lugar destacado dentro de la agenda del encuentro.
Minería, demanda eléctrica e integración regional
La minería también ganó protagonismo durante junio con la aprobación, bajo el RIGI, de la segunda fase del proyecto Sal de Oro, de POSCO, por US$ 208 millones.
Desde la organización de AEW destacan que la expansión de los proyectos de litio y cobre incrementará la demanda eléctrica y reforzará la necesidad de desarrollar nueva infraestructura de generación y transmisión.
En paralelo, la conferencia también abordará las perspectivas del comercio energético regional, incluyendo las proyecciones de mayores exportaciones de gas hacia Brasil y el rol que podría desempeñar la Argentina como proveedor de energía para proyectos vinculados con inteligencia artificial y centros de datos.
Un encuentro con foco en la inversión
La edición 2026 de Argentina Energy Week prevé la participación de alrededor de 200 ejecutivos y funcionarios, junto con representantes de doce provincias, empresas operadoras, organismos multilaterales, inversores y autoridades nacionales.
El programa comenzará el 9 de septiembre con una recepción para invitados y continuará durante dos jornadas con paneles, sesiones técnicas y reuniones de negocios orientadas al desarrollo de nuevas inversiones en el sector energético argentino.
La reactivación del Tratado de Integración y Complementación Minera entre Argentina y Chile volvió a exponer un dato que el sector conoce desde hace años pero que rara vez se coloca en el centro del debate: la inequidad estructural de costos entre ambos lados de la cordillera.
El tratado no la genera. La deja a la vista. Y al hacerlo, obliga a San Juan a enfrentar una brecha que condiciona su competitividad en los proyectos de cobre de la próxima década.
El ministro de Minería, Juan Pablo Perea, define el tratado como “una palanca más para que San Juan construya su propio desarrollo”. La afirmación es precisa: la provincia necesita protocolos binacionales para operar yacimientos divididos, logística transcordillerana para mover equipos y concentrados, y acceso a puertos del Pacífico para competir en mercados asiáticos. San Juan defiende el tratado porque le da ventaja geográfica en un mundo donde la minería de altura exige infraestructura integrada.
Pero mientras la política pública busca abrir corredores, la economía argentina los encarece. La brecha de costos del 40–50% que denuncian los proveedores sanjuaninos no surge de la minería ni del tratado. Surge de la estructura económica nacional: impuestos, financiamiento, seguros, logística, repuestos, escala. Una camioneta 4×4 habilitada para cordillera cuesta USD 1.700 de alquiler mensual en Copiapó y USD 2.700–3.000 en San Juan. No porque Chile sea más eficiente, sino porque Argentina es más cara para cualquier servicio intensivo en capital.
San Juan aplica compre local y empleo local, exige participación mínima y audita la cadena de valor. Pero esas herramientas no corrigen la macroeconomía argentina ni la estructura tributaria que encarece cada contrato industrial. La provincia protege, pero no puede igualar costos que dependen de variables nacionales.
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El tratado moderniza aduanas, integra controles y habilita servidumbres. No elimina soberanía ni autoridad ambiental. Pero sí facilita el tránsito de equipos y servicios chilenos hacia proyectos binacionales. Y cuando la logística se integra, la inequidad se vuelve determinante: si Chile es más barato y el tratado abre la puerta, la competencia deja de ser provincial y pasa a ser internacional.
El caso Vicuña —la operación integrada de Josemaría y Filo del Sol— es el punto donde todo converge. La provincia necesita el tratado para mover concentrados y equipos. Los proveedores lo observan con preocupación porque expone una diferencia que ellos no pueden compensar. La minería sanjuanina tiene una de las carteras de cobre más grandes del mundo, pero compite con una estructura de costos que es 40–50% más alta que la chilena. Esa es la tensión real. Esa es la discusión que el tratado deja al descubierto.
El desafío no es elegir entre integración o protección. El desafío es que la integración no se convierta en una vía rápida para que la brecha estructural termine definiendo quién participa y quién queda afuera en los proyectos de la próxima década.
AISA Group confirmó que presentará un segundo proyecto al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con un programa de inversión de u$s 1.500 millones destinado a convertir Gualcamayo, en el norte de San Juan, en un distrito de exploración, reposición y crecimiento de recursos minerales de largo plazo.
La iniciativa, denominada Programa G50, marca un hecho inédito en la minería argentina: un mismo grupo minero encadenará dos RIGI sobre una misma plataforma geológica, combinando beneficios fiscales y estabilidad normativa para sostener un ciclo de expansión de varias décadas.
El anuncio fue realizado en Madrid por Juan José Retamero, CEO y fundador de AISA Group, durante una reunión con el presidente Javier Milei, empresarios españoles y autoridades diplomáticas argentinas. El respaldo institucional del embajador Wenceslao Bunge Saravia y del canciller Pablo Quirno posicionó el proyecto como caso emblemático de la estrategia oficial para atraer capital hacia las provincias mineras y mostrar al RIGI como herramienta de transformación productiva.
El Programa G50 complementa el RIGI ya aprobado para Carbonatos Profundos (DCP), que prevé u$s 665 millones de inversión y exportaciones estimadas en u$s 26.500 millones entre 2030 y 2055. Ese primer proyecto permitió viabilizar un nuevo cuerpo mineralizado ubicado debajo de las antiguas zonas productivas de Gualcamayo y habilitó la construcción y operación de la planta de tratamiento asociada. Con el segundo RIGI, AISA busca escalar la visión corporativa hacia una estrategia distrital que abarque 38.000 hectáreas de concesión minera, con exploración intensiva, desarrollo de nuevos sectores y ampliación del inventario de recursos.
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El distrito cuenta con 7,1 millones de onzas de oro en recursos y 4,9 millones de onzas en reservas, certificados bajo normas NI 43‑101 y Código JORC, lo que constituye la base técnica para sostener un pipeline operativo de largo plazo. El cronograma financiero del Programa G50 prevé una asignación progresiva de capital para exploración, desarrollo y producción, con una primera etapa de 24 a 36 meses destinada a acelerar la evaluación de recursos remanentes y sumar nuevas onzas al perfil productivo de corto plazo.
La dirección de AISA destaca que el cambio de paradigma es central: Gualcamayo deja de ser una mina en declive para convertirse en un distrito minero con múltiples targets, integración de Carbonatos Profundos, exploración brownfield y desarrollo de nuevas áreas auríferas. “Estamos pensando Gualcamayo como distrito, no solo como mina”, explicó Nicolás Bareta, Head of Mining del grupo. En la misma línea, Gabriel Corvo, gerente general de Minas Argentinas, sostuvo que “el primer RIGI aseguró la viabilidad de Carbonatos Profundos; este segundo proyecto apunta a construir una plataforma de crecimiento de largo plazo, con más exploración, más reservas y más oportunidades para San Juan”.
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La estrategia de AISA se apoya en reinversión continua, saneamiento financiero de la operación desde 2023, recategorización de recursos y reactivación de la exploración. Retamero sintetizó en España la lógica corporativa: “El RIGI es una herramienta clave para transformar potencial geológico en inversión real. Nuestra decisión es seguir apostando por el país, por San Juan y por una minería moderna y competitiva”. El caso Gualcamayo abre una nueva lectura regulatoria: el RIGI no solo funciona para proyectos nuevos, sino también para ciclos sucesivos de expansión sobre un mismo distrito, cuando existen reservas, estabilidad normativa y capacidad empresarial para sostener la inversión.
YPF publicará antes de fin de mes los pliegos para la provisión de los tubos de acero de 48 pulgadas destinados al gasoducto de 527 kilómetros que conectará Vaca Muerta con Sierra Grande, la columna vertebral del proyecto Argentina LNG.
La licitación es uno de los componentes más relevantes del cronograma porque determina la capacidad industrial disponible para abastecer una obra que exige fabricación continua, logística de alta complejidad y cumplimiento estricto de estándares técnicos.
El consorcio integrado por YPF, Eni y XRG ya adjudicó la construcción civil del ducto al grupo Pumpco–Bonatti–Contreras Hermanos, mediante un contrato cercano a los USD 1.200 millones. Con esa etapa definida, la provisión de tubos se convierte en el punto que ordena la cadena metalúrgica y fija los tiempos de avance del proyecto: sin tubos, no hay soldadura; sin soldadura, no hay avance lineal; sin avance lineal, no hay conexión con Sierra Grande ni abastecimiento para la planta de GNL.
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La licitación abrirá competencia entre fabricantes nacionales e internacionales en un segmento donde la capacidad técnica es determinante. Los tubos de 48 pulgadas requieren acero de especificación API, laminación de gran diámetro, soldadura longitudinal de alta resistencia, trazabilidad completa y certificaciones que solo un grupo reducido de proveedores puede ofrecer. La decisión impactará en empleo industrial, en la utilización de plantas locales y en la disponibilidad de stock para futuros proyectos de transporte.
El proyecto Argentina LNG marca un cambio de escala en la infraestructura energética argentina. El ducto de 48 pulgadas no es un refuerzo del sistema existente: es una obra diseñada para exportación, con capacidad para alimentar una planta de licuefacción y sostener un flujo continuo hacia mercados externos. En paralelo, obras como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y las ampliaciones del sistema de transporte de gas consolidan un mapa donde la cuenca neuquina deja de operar exclusivamente para abastecimiento interno y pasa a construir corredores destinados a la exportación sistemática.
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La industria metalúrgica observa la licitación como un test de competitividad. La escala del proyecto, la exigencia técnica y la presión de plazos obligan a los fabricantes a demostrar capacidad de producción sostenida, cumplimiento normativo y logística integrada. El sector espera que el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) facilite inversiones en equipamiento y financiamiento, pero también reconoce que el régimen habilita la competencia internacional en condiciones más equilibradas.
La publicación de los pliegos será el punto que defina cómo se distribuye la participación industrial en la obra energética más relevante del año y cómo se ordena la cadena de proveedores para los proyectos que seguirán en 2027 y 2028. La licitación de tubos no es un trámite administrativo: es la pieza que determina la velocidad, el costo y la capacidad de ejecución del proyecto Argentina LNG.
Continental Resources mantiene conversaciones con Mercuria Energy e Integra Capital para evaluar la adquisición total o parcial de Phoenix Global Resources, operadora independiente con presencia en cuatro bloques de Vaca Muerta y una producción cercana a 25.000 barriles diarios.
La negociación se apoya en una valuación reciente que ubicó el conjunto de activos de Phoenix en más de USD 2.000 millones.
Phoenix es controlada en un 95% por Mercuria, mientras que Integra Capital posee una participación minoritaria. La compañía desarrolló un inventario técnico de alrededor de 500 locaciones horizontales y presentó un plan de inversión superior a USD 2.000 millones bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Su principal activo es Mata Mora Norte, donde avanza la construcción de una planta de procesamiento con capacidad para 40.000 barriles diarios.
La negociación se produce en un contexto en el que Mercuria incrementó su exposición en Argentina tras la compra de los activos de downstream de Raízen por USD 1.420 millones, lo que abre la posibilidad de una rotación de portafolio para administrar riesgo y liberar capital. Phoenix, por su parte, enfrenta la necesidad de financiar un programa intensivo de perforación y expansión que requiere escala operativa y disponibilidad de capital.
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Continental desembarcó en Vaca Muerta a fines de 2025 mediante la adquisición del 90% de Los Toldos II Oeste a Pluspetrol y luego incorporó participaciones del 20% en cuatro áreas de Pan American Energy. También presentó una iniciativa privada sobre La Huella en Río Negro, que le otorga derecho de preferencia en la futura licitación del bloque.
Los activos de Phoenix incluyen Mata Mora Norte, Mata Mora Sur, Confluencia Norte y Confluencia Sur, estos últimos ubicados en el borde de cuenca rionegrino, donde la compañía confirmó la continuidad y productividad de Vaca Muerta fuera del corredor tradicional de Añelo.
La operación continúa en etapa temprana, con interés concreto entre las partes para avanzar en un esquema que podría incorporar a Continental producción, reservas e infraestructura ya desarrollada, mientras que Mercuria evalúa alternativas para ajustar su exposición en el país.
San Antonio Oeste presentó el primer paquete de obras financiadas con el aporte comunitario del proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que la Provincia de Río Negro acordó con Southern Energy S.A., el consorcio que desarrolla la primera etapa del sistema de licuefacción y exportación desde el Golfo San Matías.
La inversión total estimada asciende a $1.432.836.795, en línea con lo establecido por la Ley Provincial N.º 5849, que destina estos recursos exclusivamente a infraestructura pública y equipamiento municipal.
El intendente Adrián Casadei formalizó la presentación ante el ministro de Gobierno y Trabajo de Río Negro, Agustín Ríos, con la participación de la legisladora Marcela Rossio. El municipio recibirá el equivalente al 5% de los ingresos provinciales provenientes del aporte comunitario, mecanismo que acompaña la ejecución del proyecto de GNL y su infraestructura asociada.
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El plan de inversiones incluye la adquisición de seis vehículos para el parque automotor municipal por $242,1 millones, la remodelación del Paseo de los Artesanos “Víctor Menjoulou” por $299,4 millones, la construcción de una rotonda de acceso en el barrio Matadero por $44,9 millones, obras de infraestructura básica en el barrio Hípico —red de agua potable, electricidad y alumbrado público— por $809,6 millones, y un derivador vial en el acceso oeste al barrio 150 Viviendas por $36,8 millones.
El aporte comunitario surge del acuerdo entre Río Negro y Southern Energy S.A., empresa creada para desarrollar el primer proyecto argentino de exportación de GNL mediante unidades flotantes de licuefacción (FLNG) frente al Golfo San Matías. El consorcio está integrado por Pan American Energy (PAE), YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, con el objetivo de vincular la producción de gas de Vaca Muerta con infraestructura de licuefacción y exportación capaz de operar durante todo el año.
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El proyecto incluye el desarrollo del gasoducto dedicado entre Tratayén y San Antonio Oeste, cuya logística ya comenzó con la llegada de los primeros embarques de caños al puerto local. La infraestructura asociada al GNL se complementa con obras urbanas y servicios públicos financiados por el aporte comunitario, que buscan acompañar el crecimiento de la ciudad y su integración al nuevo polo energético del Golfo San Matías.
San Antonio Oeste inicia así la ejecución de las primeras inversiones derivadas del proyecto de GNL, en un esquema que combina desarrollo energético, infraestructura pública y fortalecimiento territorial en una zona clave para la expansión de la cadena de valor del gas y la exportación de GNL desde la costa atlántica.
El desarrollo de gemelos digitales es un recurso que refleja el cambio de paradigma en el diseño, construcción y operación de los grandes proyectos energéticos en el mundo.
Mientras encara la recta final de las obras terrestres y marítimas de la nueva terminal exportadora de petróleo en la costa de Río Negro, el consorcio de empresas del megaproyecto del Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), puso en marcha un gemelo digital que permite recrear de manera exacta el sistema de transporte de crudo desde la cabecera en Allen hasta la terminal offshore de Punta Colorada.
El mecanismo -que busca incrementar la eficiencia operativa a partir de la integración de herramientas digitales- consiste en una una réplica virtual idéntica y en tiempo real del activo físico que permite ensayar y operar el sistema en un entorno controlado para anticipar escenarios, capacitar operadores y optimizar la gran obra del VMOS antes de su puesta en marcha.
En definitiva, más que un recurso informático, se trata de una vínculo dinámico entre el plano físico y el virtual que no se explica únicamente por la inteligencia artificial, aunque la utiliza como un motor predictivo. El resultado es un ecosistema de captación y procesamiento de datos para la simulación interactiva que recrea al detalle el comportamiento de una obra compleja, permitiendo ensayar maniobras y anticipar fallas en la pantalla antes de que ocurran.
Esta réplica virtual se encuentra en pleno desarrollo a la par de la construcción del VMOS y cubre todo el trayecto de la obra de infraestructura. La simulación no deja ningún activo sin relevar de las estaciones de bombeo, el tendido completo del ducto y la Terminal Offshore, recreando al detalle las tuberías, la monoboya y los sistemas complementarios en alta mar, aseguraron las mismas fuentes técnicas.
El objetivo de esta herramienta es representar la condición más real de cada instalación para garantizar un control detallado del activo. De este modo, tanques de almacenamiento, equipos mecánicos, cañerías e instrumentos de medición contarán con su correlato exacto en el sistema. Para el equipo de ingenieros, esto significa disponer de un mapa digital interactivo de alta fidelidad que reacciona con la misma física y lógica que el sistema real.
VMOS: Recreación en 3D y simuladores para operadores
YPF ya venía incursionando en los gemelos digitales y el monitoreo en tiempo real, principalmente en el área de downstreamy en algunas bloques clave de Vaca Muerta.
La puesta en marcha de este clon tridimensional por parte del consorcio del que participan YPF, Pluspetrol, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Vista, Chevron, Shell, Tecpetrol y la estatal neuquina G&P resuelve un problema histórico de las grandes obras de ingeniería como es la dispersión y fragmentación de la información. En ese sentido la plataforma integra toda la ingeniería de VMOS de manera inteligente, lo que permite consultas inmediatas que aceleran la toma de decisiones. Al centralizar y asegurar la consistencia de los datos técnicos, los equipos también minimizan el margen de error.
Otro de los puntos más llamativos de esta tecnología es la capacidad de realizar a distancia un análisis visual del espacio físico a través de un modelo interactivo 3D. Esto facilita las tareas de operación y mantenimiento, ya que los operarios no solo observan la disposición gráfica del equipamiento, sino que, con un clic sobre cualquier válvula o sección de caño, acceden a toda la documentación técnica, manuales y datos de ingeniería asociados.
La simulación inmersiva es la que lleva esta herramienta a un nivel superior. El sistema cuenta con un módulo que utiliza entornos de Realidad Virtual para que los nuevos operadores entrenen y simulen maniobras complejas de campo en una cabina interactiva. Esta modalidad permite ensayar múltiples escenarios operativos y de mantenimiento sin exponer al personal ni a las instalaciones a los riesgos lógicos de un aprendizaje.
La precisión del Gemelo Digital del VMOS se asienta sobre la simulación de procesos que utilizan datos recopilados mediante sensores e Internet de las Cosas (IoT). La plataforma emula el comportamiento del crudo a lo largo de los cientos de kilómetros de ducto, permitiendo evaluar la causa y el efecto de abrir o cerrar una válvula en un entorno de pruebas. De esta forma, se identifican las condiciones óptimas de presión y caudal mucho antes de llevar las maniobras a la práctica.
Un ecosistema integrado de recursos
En las salas de tiempo real se visualiza un gemelo digital: un motor de datos que traduce los sensores del terreno en una réplica interactiva para operar a distancia y sin errores.
A nivel de software, el Gemelo Digital se estructura sobre un ecosistema de seis aplicaciones de la firma alemana Siemens, el tecnólogo encargado de proveer la base analítica. Estas herramientas específicas se integran en paralelo con los sistemas preexistentes de la compañía, como los gestores documentales, herramientas de georreferenciación (GIS) y plataformas de mantenimiento de activos, en un centro de datos unificado.
El diseño y desarrollo de este entorno digital requirió la conformación de equipos multidisciplinarios dentro de YPF, principalmente provenientes de las vicepresidencias de Infraestructura y de Tecnología. Asimismo, el proyecto sumó la participación activa de los ingenieros de Siemens y de los referentes técnicos validadores de la sociedad VMOS, quienes actúan como los futuros usuarios de la plataforma para asegurar que la herramienta responda a las exigencias reales de la operación diaria.
La decisión de avanzar en la ingeniería digital de VMOS responde a una estrategia sectorial más amplia que ya se debate en los principales foros de la industria. Recientemente, durante los paneles preparatorios del encuentro BIM for All 2026, los referentes de YPF, Techint, Siemenes y AESA plantearon la urgencia de establecer mesas de integración digital y estandarizar los procesos de diseño en las grandes obras del sector energético.
El cambio de identidad también abarcará a Siemens Gamesa Renewable Energy, que pasará a integrarse bajo una única marca junto con Siemens Energy.
Siemens Energy anunció que iniciará este año el proceso para adoptar una nueva identidad de marca y pasar a operar bajo el nombre Omterra, una transición que responde al carácter temporal de la licencia que le permite utilizar la marca Siemens Energy desde su separación de Siemens AG en 2020.
El cambio de identidad también abarcará a Siemens Gamesa Renewable Energy, que pasará a integrarse bajo una única marca junto con Siemens Energy. Según informó la compañía, la implementación será gradual y se desarrollará de forma progresiva durante los próximos meses.
Operación independiente
La decisión se produce luego de varios años de operación independiente tras la escisión de Siemens AG. De acuerdo con la empresa, el cambio de marca responde al vencimiento previsto del acuerdo de licencia y no implica modificaciones en su estrategia comercial ni en la relación con clientes, proveedores o empleados.
«Desde nuestra escisión, estaba claro que podríamos utilizar la licencia de la marca Siemens Energy durante un periodo limitado. Hoy, nuestra empresa disfruta de una sólida posición estratégica, operativa y financiera. Hemos ganado la confianza de nuestros clientes y de los inversores, hemos mejorado nuestra rentabilidad y contamos con un ambicioso plan de crecimiento para los próximos años. En este contexto, y dado que el acuerdo actual sobre la marca tiene una duración limitada, es el momento adecuado para iniciar la transición hacia una marca propia e independiente», señaló Christian Bruch, CEO de Siemens Energy.
El ejecutivo agregó que el legado de la marca Siemens fue un factor relevante durante la etapa inicial de la compañía como empresa independiente. «Estamos orgullosos de lo que nuestros empleados han construido durante los últimos años. El nombre de nuestro fundador nos abrió puertas y nos ayudó en nuestro camino hacia la independencia. Ese legado nos inspira y refuerza nuestro compromiso con el desarrollo del sistema energético del futuro», afirmó.
Cambio de nombre
Según explicó la empresa, el nombre Omterra fue elegido para representar una identidad global propia, asociada a su presencia internacional, su desarrollo tecnológico y su objetivo de contribuir a un suministro energético confiable.
La compañía aclaró que el cambio de marca no supondrá alteraciones en su estrategia de negocios ni en la oferta de productos y servicios. La transición se implementará de manera escalonada, manteniendo la continuidad de las operaciones mientras avanza la adopción de la nueva identidad corporativa.
La Argentina-Texas Chamber of Commerce (ATCC) anunció de manera oficial la renovación de sus autoridades de conducción. Gabriela Aguilar asumirá la presidencia de la institución para el período 2026-2027, encabezando un Comité Ejecutivo integrado por profesionales y directivos de primer nivel con base en nodos neurálgicos como Buenos Aires, Houston, Austin, Dallas y la Patagonia.
La designación de la nueva mesa ejecutiva marca el inicio de una etapa orientada a consolidar a la ATCC como el principal catalizador de negocios entre la República Argentina y el Estado de Texas, se indicó.
Con una economía texana consolidada como una de las más pujantes a nivel global y un mercado argentino que busca expandir sus sectores exportadores e infraestructura, la Cámara buscará robustecer los canales de diálogo técnico, regulatorio y comercial que beneficien a ambos ecosistemas empresariales, destacó la entidad empresaria.
Bajo la conducción de Aguilar, el Comité Ejecutivo implementará una agenda plurianual que pondrá especial foco en la transición y el desarrollo energético, buscando profundizar las alianzas operativas e industriales entre Vaca Muerta y la Cuenca Pérmica (Permian Basin).
Asimismo, se promoverá la innovación tecnológica y la economía del conocimiento para fomentar un puente directo entre los centros tecnológicos en expansión de Austin y el talento calificado del sector de software en Argentina. Como tercer pilar fundamental, la gestión buscará una mayor integración en el sector de la salud (healthcare), con la meta de maximizar la cooperación con el ecosistema médico de Texas y potenciar las inversiones regionales en biotecnología e infraestructura médica.
La nueva estructura de gobernanza de la institución queda conformada de la siguiente manera: Comité Ejecutivo electo: ● Presidente: Gabriela Aguilar ● Presidente Electo: Pablo Sosa (Austin) ● Último Presidente: Ariel Masut ● Vicepresidente: Ariel Bosio ● VicePresidente: Juan Pablo Di Pietro (Buenos Aires & Healthcare) ● VicePresidente: Roberto Aguirre ● Tesorero: Mariano Hasperue (Patagonia) ● Secretario: Esteban Sanchez
El plan de acción inmediato incluirá misiones comerciales recíprocas, foros de inversión, rondas de negocios y mesas redondas sectoriales con decisores clave de los ámbitos público y privado en ambos territorios.
Mundo Marino eligió a YPF Luz como socio energético para cubrir la demanda eléctrica de su parque temático ubicado en San Clemente del Tuyú.
A través de este acuerdo, cubre el 80 % de su consumo y consolida su compromiso por hacer más sustentable y eficiente sus operaciones. La energía proviene del Parque Solar El Quemado, que se inauguró recientemente, cuenta con 305 MW de capacidad instalada y representa el 11 % de la potencia solar del país.
El contrato tiene una duración total de 5 años y permite abastecer un total de 2.400 MWh de energía renovable por año, equivalente al consumo de aproximadamente 700 hogares argentinos por año.
La presidenta de la Fundación Mundo Marino, Andrea Cabrera, explicó que “La protección de la biodiversidad y el cuidado de los ecosistemas son parte esencial de nuestra razón de ser. Por eso, incorporar energías renovables es una decisión natural, coherente con el compromiso que asumimos día a día. Este acuerdo nos permite elevar nuestros estándares ambientales y seguir aportando a la construcción de un futuro más sostenible”.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, sostuvo al respecto que “estamos felices de acompañar a Mundo Marino en este nuevo paso. Este acuerdo refleja cómo cada vez más empresas en Argentina eligen incorporar energía renovable en sus operaciones. Desde YPF Luz, continuamos impulsando soluciones energéticas a medida que permiten a nuestros clientes contar con un suministro confiable y eficiente para potenciar su crecimiento”.
La iniciativa refuerza la estrategia de Mundo Marino por seguir fortaleciendo su gestión ambiental. Por su parte, YPF Luz continúa posicionándose como un socio estratégico para grandes y medianos usuarios que buscan soluciones energéticas confiables, previsibles y sustentables.
La compañía abastece actualmente a más de 100 industrias a través de diferentes contratos de abastecimiento, acompañando el crecimiento de la matriz energética Argentina.
“A mí me parece que los proyectos deberían ser públicos. Es algo esencial de un gobierno y de un país republicano», aseguró Gerold respecto de los proyectos aprobados en el RIGI.
“Hay que crear una tasa mínima para las empresas que se desempeñan en el sector energético, que garantice un fondo de US$ 20 o US$ 30 millones anuales para financiar un organismo técnico independiente que planifique el desarrollo del sistema a mediano y largo plazo”, sostuvo Daniel Gerold, fundador de la consultora G&G Energy Consultants, en el ciclo de entrevistas organizado por EconoJournal.
El reconocido consultor citó como referencia la experiencia de Brasil, donde la crisis energética causada por una sequía que sufrió a comienzos de los 2000, derivó en la creación de una empresa de planeamiento independiente y bien remunerada, que no tiene carácter obligatorio ni participación estatal directa, pero que fija señales de largo plazo para el sistema. «Es necesario tener un Estado que piense, planifique, que discuta y que, como en Brasil, reciba propuestas del resto del ecosistema», planteó.
Consultado por Nicolás Gandini, director de EconoJournal, acerca de la receptividad de esta propuesta entre los empresarios del sector, Gerold fue optimista: “Yo lo he hablado con muchos, y no veo ninguna oposición. Porque sería un organismo con cincuenta o sesenta personas, técnicos y profesionales de primer nivel. Representaría un costo irrelevante respecto al turnover que tiene la industria”. Aun así, aclaró que la propuesta no forma parte de la agenda oficial, y tampoco cree que se pueda incorporar: “No es lograble porque el gobierno considera que no tiene que intervenir en nada”, sentenció.
De acuerdo con Gerold, este organismo podría saldar parte de la desconfianza que hoy tiene el sector respecto de la capacidad del Estado para sostener en el tiempo las reglas que anuncia. “Una cosa es decir que vos querés cumplir todo, una intención acerca de la que yo no tengo dudas, pero después están las restricciones que tiene el gobierno y los funcionarios. Si no se pueden cumplir, traerá problemas. Este sería un camino más previsible y de razonabilidad a mediano plazo”, sostuvo.
Reparos al RIGI
Gerold defendió la lógica de fondo del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), como la estabilidad impositiva, la previsibilidad, el acceso a divisas y la posibilidad de repatriar capital, aunque hizo sus reparos respecto a la confidencialidad de los proyectos que se aprueban. “A mí me parece que los proyectos deberían ser públicos. Es algo esencial de un gobierno y de un país republicano, porque se están asignando cientos y miles de millones de dólares de beneficios impositivos por muchísimo tiempo”, sostuvo.
También planteó que los beneficios impositivos deberían circunscribirse a los proyectos que efectivamente necesitan para concretarse, y advirtió sobre el riesgo de que el boom de hidrocarburos genere desequilibrios frente a otros sectores de la economía que no atraviesan el mismo momento. “El foco hay que ponerlo en qué pasa con toda la cadena productiva y con la economía en general, porque termina siendo desbalanceado”, dijo.
La década del shale gas
De cara a los próximos años, Gerold se mostró convencido de que la Argentina ingresa en un ciclo de expansión sostenida. «Yo creo que los próximos dos años ya están jugados en el sentido positivo de incrementos de inversiones y de producción», afirmó.
Gerold viene sosteniendo desde 2022, cuando el FMI le pidió una proyección de exportaciones energéticas y mineras, que la próxima década será la del shale gas y el GNL argentino, más que la del petróleo. «El gran recurso de Vaca Muerta no es el shale oil, el gran recurso es el shale gas», subrayó.
A diferencia de los años 90, no llega a Vaca Muerta una ola de inversión extranjera directa comparable. El consultor es crítico de la comparación, dado que el contexto internacional es distinto y buena parte de las petroleras independientes norteamericanas y canadienses que llegaron entonces hoy tienen oportunidades más atractivas en el shale de su propio país. A eso, se suma el historial de incumplimientos de la Argentina, incluidos los dividendos que hoy no pueden girarse al exterior, como un factor que sigue pesando en las decisiones de los inversores extranjeros.
Sobre la posibilidad de desarrollar un polo petroquímico, dijo que el país cuenta con ventajas competitivas -gas a precio razonable, un ecosistema de ingeniería y de empresas de servicios de buen nivel- pero que hace falta un esquema de Estado que piense la competencia con jugadores como China.
Las limitaciones del equipo económico
Sobre el desempeño del equipo económico y energético del Gobierno, Gerold fue crítico de las limitaciones estructurales del esquema: “Yo creo que el gobierno hace lo que puede con mucha limitación, con escasos equipos técnicos. De algún modo, como cerrado; yo no tengo interacción con ellos”, señaló, y agregó que la falta de un equipo más amplio demora la toma de decisiones críticas, como la definición del esquema para abastecer los picos de demanda eléctrica del área metropolitana de Buenos Aires.
También puso el foco en la cuestión tarifaria, que -advirtió- empieza a convertirse en un problema relevante hacia el tercer año de gestión, tal como ocurrió durante el gobierno de Mauricio Macri. “Traspasar los costos reales, sobre todo cuando tenés una guerra, que es un evento que está fuera de tu control, pero mantenerte en no subsidiar nada, tiene un costo para el resto de la economía que no es un tema menor”, sostuvo.
Gerold remarcó además una asimetría estructural de la Argentina frente a Europa o Estados Unidos: la ausencia de sistemas de almacenamiento subterráneo de gas, que en esos países funcionan como reserva estratégica frente a los picos estacionales de demanda. “Nosotros carecemos de eso, con lo cual la punta de demanda es carísima de abastecer”, explicó. Además, advirtió que, si la demanda eléctrica y de gas del área metropolitana volviera a crecer, el esquema actual de importación de energía desde Brasil resultaría insuficiente. Por eso, insistió en que el diseño de la transición tarifaria y regulatoria “no es sectorial. Es un tema de política económica de primera magnitud”.
Por primera vez desde 2001, MetroGAS distribuirá dividendos entre sus accionistas. La decisión marca un hito en la historia reciente de la compañía y representa un nuevo paso en su proceso de consolidación como una empresa más sustentable a largo plazo.
El pago se concreta luego de que la Asamblea de Accionistas resolviera reservar las utilidades del ejercicio 2025 para una eventual futura distribución, una vez consolidadas las condiciones financieras de la compañía. Así, el reparto de dividendos constituye la culminación de un proceso sostenido de fortalecimiento económico y administración responsable de los recursos, destacó la Compañía.
Durante los últimos años, MetroGAS modernizó procesos, incorporó nuevas tecnologías, impulsó la digitalización de la atención, fortaleció la seguridad y la confiabilidad de su operación y puso al cliente en el centro de su gestión.
Al mismo tiempo, consolidó un modelo de excelencia basado en la mejora continua, la eficiencia operativa y el desarrollo sostenible, con el objetivo de construir una organización cada vez más sólida, de cara a los nuevos desafíos.
Sebastián Mazzucchelli, CEO de MetroGAS, destacó que “hace algunos años nos propusimos transformar a MetroGAS en una compañía más eficiente, más ágil y preparada para el futuro. Hoy ese trabajo tiene una evidencia concreta: podemos seguir ejecutando uno de los planes de inversión más importantes de los últimos años y, al mismo tiempo, volver a distribuir dividendos. Es una señal de la solidez que alcanzó la compañía y del compromiso de todas las personas que hicieron posible esta transformación”.
Entre 2023 y 2025 la compañía duplicó prácticamente su ganancia bruta, cuadruplicó su capacidad para generar resultados operativos y redujo su nivel de endeudamiento financiero y comercial a un tercio del que tenía tres años atrás. Al mismo tiempo, fortaleció su posición financiera y sostuvo un ambicioso plan de inversiones para modernizar la infraestructura, reforzar la seguridad de la red y mejorar la experiencia de sus más de 2,5 millones de clientes.
El paquete accionario de Metrogas es controlado mayoritariamente por YPF, que posee de forma indirecta el 70 % del capital social. El resto de las acciones se distribuyen entre Integra Gas Distribution (9,23 %), el fondo de inversión de la ANSES y el floating (flotante) que cotiza en la Bolsa.
Cabe señalar que YPF encaró el proceso de venta de su participación accionaria en la compañía distribuidora de gas por redes domiciliarias en el AMBA.
Se espera que cinco interesados, ya técnica y patrimonialmente calificados, formulen sus ofertas económicas en un plazo que se extendió hasta el jueves 23 de julio. YPF dispondrá de varias semanas para el análisis y la definición del adjudicatario.
Las empresas en condiciones de ofertar son MSU Energy (Manuel Santos Uribelarrea); Adina (José Luis Manzano); Grupo Pierri (Telecentro), Litoral Gas ( Tibsa Inversora-Tecpetrol ); Y Central Puerto-EcoGas.
La directora de Administración y Finanzas de MetroGAS, Andrea Svoboda, señaló que “la distribución de dividendos es consecuencia de nuestro fortalecimiento financiero. Hoy contamos con una estructura económica que nos permite generar valor para nuestros accionistas manteniendo intacto nuestro compromiso de inversión, crecimiento y desarrollo de la compañía”.
La transformación de MetroGAS también fue reconocida externamente. En 2025 la compañía obtuvo el Premio Nacional a la Calidad, la máxima distinción del país en modelos de gestión, luego de un recorrido de más de cuatro años de mejora continua que previamente había sido validado con tres Certificaciones Oro en Mejores Prácticas de Gestión Integral.
El reconocimiento consolidó un proceso que hoy encuentra una nueva expresión en la fortaleza financiera alcanzada por la compañía. “Nuestro desafío es seguir fortaleciendo una compañía cada vez más segura, eficiente, innovadora y sostenible, capaz de generar valor para nuestros accionistas, brindar un mejor servicio a nuestros clientes y acompañar el desarrollo de las comunidades donde operamos”, concluyó Mazzucchelli.
La referencia para entregas en agosto en el noreste asiático alcanzó los US$ 18,00/MMBtu, su valor más alto en un mes. El recrudecimiento del conflicto entre Estados Unidos e Irán elevó la prima de riesgo sobre los cargamentos provenientes del Golfo, mientras Europa enfrenta el desafío de completar sus reservas antes del invierno.
Los precios spot del gas natural licuado (GNL) en Asia registraron su tercera suba semanal consecutiva y alcanzaron el nivel más alto del último mes, en un mercado que volvió a incorporar una fuerte prima geopolítica tras la nueva escalada militar en el estrecho de Ormuz.
Según el relevamiento semanal de Reuters, el precio promedio del GNL para entrega en agosto en el noreste de Asia se ubicó en US$ 18,00 por MMBtu, frente a los US$ 16,40/MMBtu de la semana anterior, lo que representa un incremento semanal de 9,8%.
La recuperación de los precios responde principalmente al deterioro de la seguridad marítima en el Golfo Pérsico, luego de nuevos ataques contra embarcaciones comerciales y de la intensificación de las acciones militares entre Estados Unidos e Irán. El mercado comenzó a descontar un mayor riesgo sobre la continuidad de los flujos energéticos provenientes de Medio Oriente, particularmente desde Qatar, principal exportador mundial de GNL, cuyos cargamentos dependen exclusivamente del tránsito por el estrecho de Ormuz.
Ormuz vuelve a convertirse en el principal factor de riesgo
El estrecho de Ormuz canaliza alrededor de una quinta parte del comercio marítimo mundial de petróleo y una porción significativa del comercio global de GNL, por lo que cualquier interrupción tiene impacto inmediato sobre las expectativas de oferta.
De acuerdo con analistas de Kpler, los ataques contra buques comerciales, los daños sufridos por el metanero qatarí Al Rekayyat y la posterior respuesta militar estadounidense elevaron sensiblemente la prima de riesgo incorporada en los precios del GNL. Aunque algunos buques continuaron transitando la zona durante los últimos días, el mercado mantiene una elevada percepción de riesgo respecto de nuevas interrupciones.
Las últimas señales del mercado marítimo refuerzan esa cautela. Datos recientes muestran una fuerte reducción del tránsito de buques metaneros por Ormuz desde el fin de semana, reflejando el deterioro de las condiciones de seguridad para la navegación.
China sostiene la demanda, mientras Japón y Corea moderan las compras
El componente geopolítico coincidió con un repunte estacional de la demanda asiática.
China continúa reponiendo inventarios para afrontar el pico de consumo eléctrico del verano boreal, impulsado por las altas temperaturas y una mayor utilización de centrales térmicas a gas. Sin embargo, el avance de los precios encontró un límite en los elevados niveles de almacenamiento existentes en Japón y la cautela de Corea del Sur en el mercado spot.
Además, numerosos compradores asiáticos ya aseguraron buena parte de sus necesidades para agosto y septiembre, reduciendo la presión inmediata por competir con Europa por cargamentos adicionales. En paralelo, las importaciones asiáticas de GNL muestran una recuperación durante julio, impulsadas principalmente por China, que vuelve a incrementar significativamente sus compras tras la caída registrada durante el segundo trimestre.
Europa mantiene la presión para asegurar el abastecimiento invernal
Mientras Asia incorpora una prima geopolítica, Europa enfrenta un desafío diferente: completar sus reservas antes del invierno.
Las evaluaciones para cargamentos entregados en agosto en el noroeste europeo permanecen en torno de US$ 16,6/MMBtu, apenas por debajo de la referencia del hub TTF, reflejando un mercado que continúa altamente competitivo.
Los analistas advierten que una eventual interrupción prolongada del suministro desde Oriente Medio coincidiría con el inicio de la temporada de mantenimiento de la infraestructura gasífera de Noruega, principal proveedor europeo por gasoducto.
En ese contexto, Europa podría verse obligada a sostener precios suficientemente elevados para atraer cargamentos del Atlántico y evitar que sean desviados hacia Asia.
Las reservas europeas se ubican actualmente alrededor del 51% de su capacidad, un nivel que todavía genera preocupación entre operadores por el ritmo de reposición previo al invierno boreal.
Mercado de fletes: el Atlántico se fortalece
Las tensiones geopolíticas también comenzaron a reflejarse en el mercado de transporte marítimo.
Las tarifas para buques metaneros en la cuenca atlántica aumentaron hasta US$ 97.500 diarios, mientras que en el Pacífico retrocedieron hasta US$ 70.250 por día, evidenciando diferencias en la disponibilidad de embarcaciones y en las oportunidades de arbitraje entre Estados Unidos, Europa y Asia.
Actualmente, el arbitraje favorece el envío de cargamentos estadounidenses hacia Europa cuando las exportaciones deben rodear África por el cabo de Buena Esperanza, debido al mayor costo logístico asociado con esa ruta. En cambio, los embarques que pueden utilizar el Canal de Panamá mantienen una mayor competitividad para abastecer al noreste asiático.
Impacto potencial para la Argentina
Para el mercado argentino, la suba del GNL constituye una señal relevante en momentos en que el país continúa dependiendo parcialmente de importaciones durante el invierno para complementar la oferta doméstica.
Aunque el desarrollo de Vaca Muerta y la expansión de la infraestructura de transporte redujeron significativamente la necesidad de importar gas respecto de años anteriores, los movimientos del mercado spot internacional siguen siendo una referencia para la valuación de cargamentos y para las estrategias comerciales de abastecimiento.
Si las tensiones en Ormuz persisten o derivan en interrupciones efectivas del tránsito marítimo, el mercado global de GNL podría enfrentar una nueva etapa de mayor volatilidad, con consecuencias tanto sobre los precios internacionales como sobre la competencia entre Asia y Europa por los cargamentos disponibles. La evolución del conflicto en Medio Oriente continuará siendo, en las próximas semanas, el principal determinante del equilibrio del mercado mundial de gas natural licuado.
Alberto Weretilneck abrió el debate de la coparticipación en Río Negro. Foto: Matías Subat.
El gobierno de Río Negro abrió un debate por el reparto de la coparticipación y las regalías a los municipios en el contexto de un cambio de matriz productiva que prepara a la provincia para convertirla en la puerta de salida del gas y el petróleo de Vaca Muerta al mundo.
La gestión de Alberto Weretilneck busca presentar el proyecto en la Legislatura en agosto, pero aún debe resolver cómo evitará un escenario de intendentes ganadores y perdedores en el proceso. Si aplica una actualización en función solamente de los nuevos índices poblacionales, habrá 13 localidades que se verán beneficiadas y otras 24 que perderán recursos, varias de ellas gobernadas por aliados políticos.
Lo mismo sucedería con la incorporación de nuevas ciudades al estatus de productoras de hidrocarburos para la recepción de regalías en detrimento de históricas como Catriel, que en su momento manifestó su malestar frente a eventuales modificaciones.
«El gobernador lo que nos pidió a los equipos técnicos es que evaluemos la posibilidad de buscar el mecanismo para beneficiar a los municipios que tendrían que tener mejores ingresos para corregir la inequidad del sistema vigente, sin perjudicar a ningún otro», dijo a EN/CLAVE el ministro de Gobierno de la provincia, Agustín Ríos.
El régimen de coparticipación de Río Negro está fijado por la ley 1946, sancionada originalmente en 1984 pero modificada en varias oportunidades.
La masa a repartir entre los municipios se integra del 26,5% de la recaudación provincial de impuesto Inmobiliario, Ingresos Brutos y a los Automotores, del 10% de lo que ingresa por coparticipación nacional y del 10% de las regalías que percibe la provincia.
Según los criterios que establece la norma para determinar los coeficientes de cada localidad, el 40% se distribuye según datos poblacionales de 1991; otro 40% se basa en la recaudación generada en cada municipio; y el 20% restante se reparte en partes iguales.
La no actualización de los valores poblacionales generó que ciudades como Cipolletti o Bariloche, que son las más pobladas de la provincia, hoy reciban menos ingresos de los que les corresponderían si se aplicara el Censo 2022.
«Un tema difícil»
Weretilneck abrió este debate con todos los intendentes en febrero pasado, en una reunión que encabezó en Viedma. «No va a ser una decisión unilateral del Poder Ejecutivo. La decisión que tomemos la vamos a trabajar de tal manera que cuente con la participación y, en lo posible, con la aprobación mayoritaria de ustedes», planteó.
El gobernador reconoció en ese encuentro que el debate es «complejo» y que «cuando hay ganadores y cuando hay perdedores, es un tema difícil y por lo tanto necesita de mucha buena fe, de transparencia y de diálogo político».
A partir de esa primera charla, el gobierno organizó reuniones por zonas con los intendentes, pero el surgimiento de diversos malestares entre los que comenzaron a sentirse «perdedores» frenó la discusión temporalmente.
«Tuvimos reuniones, hubo algún intendente que por ahí estaba de acuerdo, pero estaba requiriéndole al gobierno un esquema de compensación y es lo que estuvimos analizando en este último tiempo», indicó Ríos.
Explicó que, en la reunión de gabinete realizada la semana pasada, el gobernador le pidió al equipo técnico del ministerio de Gobierno y al de Hacienda que evalúen un mecanismo para beneficiar a los municipios que tendrían que tener mejores ingresos pero «sin perjudicar a ningún municipio», con el objetivo de llevar un proyecto a la Legislatura en agosto.
«O sea, sostener en algún sentido el régimen vigente, pero corregir con la herramienta técnica jurídica que estamos evaluando a aquellos municipios que debieran tener mejores o mayores ingresos», sostuvo.
Sobre el formato que tendrá la propuesta, el funcionario aclaró que «el gobernador entendió y sostuvo que debería ser por ley», pero que aún evalúan si hacer una reforma sobre el propio esquema de coparticipación o si será «una ley independiente».
«Yo no me aventuraría a decir que vamos a actualizar los índices. Hoy la idea es corregir la inequidad que hay con los municipios que están reclamando que se actualice porque se ven beneficiados, sin entrar a actualizar los datos de la coparticipación», planteó.
Los que ganaban y los que «perdían»
Según el esquema que presentó el gobierno de Río Negro a los municipios en febrero, con la actualización de los índices de población del Censo 2022, los dos con mayor variación positiva en su coeficiente serían Dina Huapi y Fernández Oro, ambos con un aumento del 54%.
La primera es una localidad de unos 6.000 habitantes que creció en los últimos años al calor de Bariloche, ubicada a 15 kilómetros. La segunda, con una población de 15.000, experimentó una situación similar como «ciudad dormitorio» para el aglomerado de la Confluencia que incluye a Neuquén capital y Cipolletti.
En el tercer lugar de «beneficiadas» estaría El Bolsón, en el sur de la provincia, con una variación de su índice del 27%. El resto vería aumentos de entre el 11%, como Cipolletti, y del 1% en el caso de Guardia Mitre.
En el lote de las que perderían recursos si se aplicara la actualización estarían, por ejemplo, Sierra Grande, la ciudad cabecera para los puertos de exportación de petróleo y GNL que proyecta Río Negro. La localidad gobernada por Roxana Fernández, del oficialista Juntos Somos Río Negro, vería reducido en un 28% su índice de coparticipación.
Esto implicaría unos 110 millones de pesos menos por mes, según la simulación que presentó el gobierno a los intendentes.
Otras «perdedoras» según el esquema original propuesto eran Viedma (-10%), Villa Regina (-19%), San Antonio Oeste (-6%) y Cinco Saltos (-14%).
Cipolletti, por otro lado, hoy gobernada por Rodrigo Buteler, presidente de JSRN y eventual sucesor de Weretilneck para el 2031, ganaría 320 millones mensuales si se diera esta modificación.
Regalías, un debate de fondo
Con el debate de la coparticipación, el gobierno de Weretilneck también propuso modificar el régimen de reparto de regalías, en momentos donde Río Negro empieza a incrementar su participación en el desarrollo de Vaca Muerta.
El actual esquema integra un 10% de las regalías que recauda la provincia a la masa coparticipable, pero no las distribuye en partes iguales a todos los municipios como sucede en Neuquén. Solo va un 65% mientras que el 35% restante se reparte exclusivamente entre las localidades consideradas «productoras»: Catriel, Allen, Contralmirante Cordero, Campo Grande, Cervantes, Cinco Saltos, Cipolletti, Fernández Oro y General Roca.
Los índices para ese reparto, que datan del 2004, beneficiaron con más de la mitad de los recursos a Catriel, que hoy recibe un 60% del total y se vería perjudicada con el cambio que propone la gestión.
La intendenta Daniela Salzotto (PJ) fue una de las que más resistencia manifestó a este cambio junto a su par María Emilia Soria (PJ) de General Roca, que también vería reducida su participación en el reparto.
Según presentó el gobierno a los municipios a principios de año, hay una idea de que se incorporen cinco localidades más a ese estatus: Mainqué, Ingeniero Huergo, General Godoy, Chichinales y Villa Regina, pese a que no tener todas pozos en producción en su zona.
Al criterio de la Provincia, el nuevo esquema debe contemplar la producción acumulada del año anterior, la incidencia de la producción por cercanía (demanda por impacto de la actividad) y la cantidad de pozos dentro del ejido municipal.
El ministro de Gobierno, Agustín Ríos, dijo a EN/CLAVE que ese tema quedó en manos de la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente y que va por un «carril distinto» al proyecto que presentarían en agosto para modificar la coparticipación.
Pero analizó que «en algún momento se tiene que retomar, porque también hay situaciones en donde municipios tienen impacto en sus jurisdicciones con la producción de pozos y, obviamente, se debiera generar una actualización normativa», pero va por un carril distinto».
La licitación de la Hidrovía 2024 se presentó como una modernización del corredor fluvial más importante del país. Pero detrás del discurso técnico hubo una decisión política defensiva: evitar un pliego “demasiado exigente” que dejara afuera a casi todos los dragadores globales.
Por eso el Gobierno eligió 40 pies de profundidad, aun sabiendo que el sistema energético solo se optimiza con 44–45 pies, el calado que permite operar buques tanque con mayor eficiencia y reducir maniobras, tiempos y costos en hidrocarburos, combustibles líquidos, biocombustibles y petroquímica.
La explicación oficial fue lineal:
“Si pedimos 45 pies, compiten uno o dos. No podemos hacer un pliego cerrado.”
Pero el pliego terminó cerrándose igual, por otro lado.
La profundidad se moderó, pero la experiencia previa se volvió un filtro absoluto. El sobre técnico pesó más que el económico. El peaje mínimo eliminó la competencia por precio. La concesión integrada dejó afuera a operadores que solo podían competir en dragado o balizamiento, pero no en ambos.
El resultado fue una paradoja: el pliego que buscaba ampliar la competencia terminó reduciéndola a dos oferentes reales.
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La licitación quedó entre Jan De Nul, operador histórico con ventaja estructural, y Emepa–Servimagnus, con experiencia local en balizamiento. Nada más.
DEME, una de las dos empresas del mundo capaces de sostener 45 pies, quedó afuera del proceso formal. No por falta de capacidad técnica, sino porque el diseño del pliego no le permitía mostrarla. Con peaje mínimo no podía competir por precio. Con ponderación técnica dominante no podía competir por antecedentes. Con 40 pies no justificaba desplegar su flota de gran potencia.
La competencia quedó reducida igual.
El riesgo político que se quiso evitar terminó ocurriendo.
La contradicción del pliego es estructural: evitó la exigencia en profundidad, pero impuso una exigencia en experiencia que tuvo el mismo efecto. No pidió 45 pies para no cerrar la competencia, pero cerró la competencia al exigir operación previa en la Hidrovía. El pliego quedó en tierra de nadie: no lo suficientemente profundo para resolver el problema logístico energético, no lo suficientemente abierto para atraer más oferentes, no lo suficientemente eficiente para reducir costos, no lo suficientemente competitivo para revelar el precio real del mercado.
Y acá aparece el impacto que nadie quiso mirar: el energético.
Con 40 pies, los buques tanque que transportan combustibles, hidrocarburos, biocombustibles y productos petroquímicos navegan con algo más de carga, sí, pero no con carga plena. Las restricciones de calado persisten. Las maniobras adicionales persisten. Los tiempos de navegación persisten. El costo operativo persiste. Y el nuevo peaje —un aumento del 87 %— supera cualquier ahorro marginal generado por el dragado.
El costo del parche es concreto:
+US$ 123 millones por año
sobre un movimiento energético que depende de la Hidrovía para abastecer refinerías, mover combustibles líquidos, transportar biocombustibles y sostener la petroquímica del litoral.
El sistema queda más caro, con baja competencia y sin resolución estructural.
La balanza energética argentina alcanzó en el primer semestre de 2026 un superávit estimado en US$ 6.987 millones, el valor más alto registrado para una primera mitad de año.
El salto se explica por la expansión de la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta, el aumento de las exportaciones y la caída de las importaciones, según un informe técnico de la Bolsa de Comercio de Rosario.
El saldo energético creció 87% frente al mismo período de 2025. La producción de petróleo y gas es el factor determinante: la extracción de crudo aumentaría 16% durante 2026 y superaría el récord histórico de 1998. En este contexto, Vaca Muerta ya aporta 68% del petróleo y 67% del gas producidos en el país, consolidando su peso dentro del sistema energético.
El impacto sobre las exportaciones fue inmediato. Las ventas externas de combustibles y energía pasaron de US$ 5.345 millones a US$ 8.118 millones en el primer semestre, un incremento cercano al 52%. El sector ya representa más del 15% de las exportaciones totales, la mayor participación en dos décadas.
El crecimiento se explica mayormente por cantidades: de acuerdo con datos del INDEC citados por la entidad, 79% del aumento de las exportaciones energéticas hasta mayo respondió a mayores volúmenes, mientras que 21% se vinculó a precios internacionales.
Las importaciones energéticas siguieron un camino inverso. La BCR proyecta una caída del 29% interanual en dólares, lo que llevaría las compras externas al nivel más bajo desde 2007 y a su menor participación dentro de las importaciones totales desde 1999.
La reducción se vincula a la mayor disponibilidad de gas y combustibles locales y a la sustitución de importaciones habilitada por la infraestructura puesta en marcha en los últimos años.
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El informe también analiza el contexto internacional. Los precios del petróleo estuvieron atravesados por episodios de tensión en Medio Oriente, especialmente en torno al Estrecho de Ormuz.
Sin embargo, la entidad sostiene que el desempeño exportador argentino respondió más al crecimiento de la producción que al efecto de los precios globales, lo que refuerza el carácter estructural del cambio.
La infraestructura aparece como el próximo factor decisivo. La Bolsa de Comercio de Rosario destaca que la puesta en marcha del oleoducto VMOS entre Allen y Punta Colorada permitirá ampliar la capacidad de evacuación del crudo de Vaca Muerta.
El proyecto prevé incorporar hacia fines de este año unos 190.000 barriles diarios adicionales y avanzar luego hasta una capacidad cercana a 390.000 barriles por día a mediados de 2027. Con ese salto, las exportaciones de energía podrían superar los US$ 18.500 millones en 2027 y llevar la balanza energética a un nuevo máximo histórico.
El informe concluye que la cuenca neuquina seguirá siendo determinante para la posición externa del país. La combinación de mayor producción, infraestructura en expansión y caída de importaciones configuró el superávit energético más alto de la historia y consolidó el peso del sector dentro del comercio exterior argentino.
El desarrollo del gas de Vaca Muerta abrió tres cadenas de valor con infraestructuras, mercados y usos diferenciados: el Gas Natural Licuado (GNL), el Gas Natural Comprimido (GNC) y el Gas Licuado de Petróleo (GLP). Cada segmento requiere inversiones específicas y aporta soluciones distintas para la industria, el transporte y las exportaciones.
El GNL es la vía para colocar gas argentino en mercados lejanos. La cadena exige plantas de tratamiento, unidades de licuefacción, tanques criogénicos, buques metaneros y terminales de regasificación. El proyecto de gran escala previsto en Bahía Blanca avanzó con una estructura societaria integrada por YPF, ENI y ADNOC, luego de la salida de Petronas.
La iniciativa apunta a monetizar excedentes de gas que el país no puede consumir internamente y requiere contratos de largo plazo para asegurar demanda y financiamiento. Su desarrollo se articula con la expansión de gasoductos y con la disponibilidad creciente de gas no convencional proveniente de Vaca Muerta.
El GNC se orienta a usos regionales. Mantiene el gas en estado gaseoso pero a alta presión, lo que permite abastecer vehículos pesados, industrias y localidades sin gasoductos. La infraestructura incluye estaciones de carga, compresores y sistemas de transporte conocidos como gasoductos virtuales.
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Esta cadena puede reducir costos logísticos en operaciones vinculadas a la actividad petrolera y ampliar el abastecimiento energético en zonas alejadas, especialmente en provincias con actividad minera, transporte intensivo y demanda industrial dispersa.
El GLP, compuesto principalmente por propano y butano, surge del procesamiento de corrientes ricas en líquidos del gas natural. Su producción está asociada a plantas de fraccionamiento y sistemas de almacenamiento y transporte de menor complejidad que el GNL.
Empresas como Mega ampliaron capacidad en Bahía Blanca para procesar corrientes provenientes de Vaca Muerta y abastecer tanto el mercado interno como la demanda regional, con Brasil como principal destino. El GLP permite capturar valor adicional del gas húmedo y diversificar exportaciones mediante productos de mayor densidad comercial.
Las tres cadenas requieren planificación integrada para evitar cuellos de botella en transporte, procesamiento y almacenamiento. La coordinación entre empresas productoras, operadores de infraestructura y autoridades nacionales y provinciales será determinante para maximizar el aprovechamiento del recurso y sostener la expansión del sistema energético asociado a Vaca Muerta.
Compañía Mega avanzó en la expansión de su infraestructura de procesamiento de líquidos del gas natural y presentó un proyecto bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para completar la siguiente etapa de crecimiento.
La empresa inauguró un nuevo tren de fraccionamiento en Bahía Blanca, que eleva su capacidad instalada desde 4.800 toneladas diarias a 7.200 toneladas diarias. Actualmente opera en torno a 5.600 toneladas diarias, mientras continúa la ejecución de obras para alcanzar la capacidad final.
Mega procesa etano, propano, butano y gasolina natural. La estructura accionaria está integrada por YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%). En el primer trimestre de 2026, la compañía registró una facturación de $218.477 millones y una utilidad neta de $86.446 millones.
El plan de inversiones asciende a US$ 650 millones, de los cuales ya se ejecutó aproximadamente la mitad. La etapa presentada al RIGI contempla US$ 360 millones destinados a ampliar la capacidad de transporte hacia Bahía Blanca mediante nuevas estaciones de bombeo.
La empresa complementó recursos propios con financiamiento externo, incluyendo una emisión de obligaciones negociables por US$ 60 millones y líneas bancarias.
El etano tiene un único comprador local, la planta PBB Polisur de Dow en Bahía Blanca. En cambio, el GLP y la gasolina natural se destinan mayormente a exportación.
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Brasil es uno de los principales mercados por su elevada demanda de gas envasado, mientras que Asia concentra volúmenes significativos asociados a grandes poblaciones. La gasolina natural se exporta casi en su totalidad debido a su baja utilización en el mercado interno.
La ampliación permitirá producir 1.500 toneladas diarias adicionales, de las cuales cerca del 80% se orientará a exportación. Con precios promedio de 2025, ese volumen representaría ventas anuales estimadas entre US$ 200 y US$ 220 millones. En 2025, con una producción de 4.800 toneladas diarias, Mega facturó alrededor de US$ 650 millones.
La estrategia de expansión se articula con el crecimiento de Vaca Muerta. Mega construyó el Gasoducto Tratayén para captar corrientes con mayor contenido de líquidos, amplió la capacidad de fraccionamiento en Bahía Blanca y ahora ejecuta obras para incrementar el transporte.
La empresa sostiene una estructura de costos orientada a operar con eficiencia en ciclos de precios bajos y mantener disponibilidad de infraestructura en operación continua.
El desarrollo de proyectos como el VMOS, las ampliaciones de oleoductos y gasoductos y las iniciativas de LNG incrementan la capacidad exportadora del país y fortalecen la generación de divisas.
Mega destaca que la mayor producción con destino externo mejora la posición económica del sector y favorece el acceso a financiamiento de largo plazo mediante emisiones, bancos, inversores institucionales y organismos multilaterales.
La compañía monitorea indicadores operativos como seguridad, EBITDA y utilización de infraestructura, y orienta sus decisiones a criterios de largo plazo. La estrategia contempla operar con resiliencia ante ciclos internacionales y aprovechar incrementos de precios cuando se presentan, manteniendo confiabilidad en el procesamiento de gas y petróleo.
El gobernador Gustavo Sáenz recibió en Casa de Gobierno al embajador de Arabia Saudita en la Argentina, Hatem Ghormulla G. Alghamdi, en el marco de una agenda destinada a identificar oportunidades de inversión en sectores estratégicos de la provincia. La reunión incluyó también al Primer Secretario de la misión diplomática, Ibrahim Abdelaziz M. Addkhayel.
El encuentro forma parte de la continuidad de la agenda bilateral iniciada en febrero y constituye la primera visita oficial del embajador a Salta.
Participaron el jefe de Gabinete, Sergio Camacho; los ministros de Producción y Minería, Ignacio Lupión, y de Salud Pública, Federico Mangione; el secretario de Finanzas, Ariel Burgos; y el representante provincial ante Organismos Internacionales, Julio San Millán.
Durante la presentación de la oferta exportable y de desarrollo, el Gobierno provincial expuso el potencial de Salta en minería y minerales críticos, con especial énfasis en los proyectos vinculados al litio, el cobre y otros recursos estratégicos del NOA.
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También se detallaron oportunidades en agroindustria, seguridad alimentaria, turismo, vitivinicultura e intercambios culturales. Actualmente, las exportaciones salteñas hacia Arabia Saudita se concentran en maíz y legumbres, por lo que se busca diversificar la matriz comercial.
En materia sanitaria, se analizó la posibilidad de avanzar en proyectos de infraestructura de mediana y alta complejidad, bajo esquemas de articulación público‑privada y financiamiento externo. El embajador manifestó interés en evaluar iniciativas que puedan integrarse a programas de cooperación bilateral.
La agenda del diplomático en Salta se extenderá hasta el miércoles e incluirá reuniones con el Consejo Económico Social, la Fundación ProSalta, la empresa estatal Recursos Energéticos y Mineros de Salta (REMSA), legisladores provinciales y autoridades universitarias.
El objetivo es profundizar los vínculos institucionales y explorar oportunidades de inversión y cooperación en los sectores productivos y académicos de la provincia.
La instalación estará conectada en la Barra B de 33 kV (3GOYB) de ET Goya, perteneciente a Transnea.
Aluar desarrollará un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS, por sus siglas en inglés) en la ciudad de Goya, provincia de Corrientes. La instalación tendrá una potencia de 50 MW y una capacidad de almacenamiento de 250 MWh. La inversión entre el nuevo proyecto BESS y el anterior adjudicado en San Fernando, suma 50 millones de dólares.
El nuevo sistema de almacenamiento contempla la adquisición de 48 contenedores de baterías y seis transformadores de potencia de 10 MW cada uno. “La adjudicación de este proyecto reafirma el compromiso de Aluar con el desarrollo energético del país, impulsando soluciones tecnológicas que fortalecen la seguridad del abastecimiento eléctrico”, aseguró la compañía a través de un comunicado.
La iniciativa se desarrolla a partir de la licitación AlmaSADI, cuyo objetivo es recomponer las reservas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), reducir el riesgo de interrupciones del suministro, garantizar el abastecimiento durante períodos de alta demanda y contribuir a la estabilidad de la red eléctrica.
Estación Transformadora Goya
La instalación estará conectada en la Barra B de 33 kV (3GOYB) de ET Goya, perteneciente a Transnea, donde evacuará la energía almacenada a la red de distribución durante un máximo de 5 horas de capacidad, conforme a lo indicado en el Pliego de Bases y Condiciones de la licitación AlmaSADI y la regulación vigente.
El principal aporte del sistema en este nodo será el soporte estructural de tensión en la barra de 132 kV. Según la Guía de Referencia de Transnea, esta condición reviste especial importancia debido a que la Estación Transformadora Goya se encuentra ubicada en una punta de línea.
Licitación AlmaSADI
El desarrollo de Aluar forma parte de los 700,5 megavatios (Mw) distribuidos en 20 proyectos que adjudicó el gobierno la semana pasada y que utilizarán sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en baterías (BESS). El despliegue demandará una inversión privada estimada en US$ 700 millones, apuntando a robustecer los nodos críticos de la red en siete regiones del territorio nacional.
A través de la Resolución 155/2026 de la Secretaría de Energía, se consolidó una estrategia orientada a mitigar las restricciones operativas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Tal como había adelantado EconoJournal, DQD Energy sumó 8 proyectos y Genneia otros 7, aunque por más potencia. El cuadro de operadores se completó con 3 proyectos de 360 Energy Solar, 1 de Aluar, y 1 de Intermepro.
El Gobierno Nacional habilitó a las pymes a acceder a beneficios fiscales por inversiones en equipamiento destinado a generar, almacenar o transportar electricidad mediante fuentes renovables, sin necesidad de alcanzar el monto mínimo exigido con carácter general por el Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI).
La medida fue formalizada por la Secretaría de Energía mediante la Resolución 161/2026, publicada este martes en el Boletín Oficial y vigente desde el 14 de julio. La norma aprobó el listado de bienes que podrán recibir el tratamiento promocional y estableció las condiciones que deberán cumplir las empresas interesadas.
El principal beneficio consiste en que las inversiones alcanzadas podrán acceder a la amortización acelerada en el impuesto a las Ganancias y a la devolución de los créditos fiscales del impuesto al valor agregado (IVA).
En términos prácticos, el régimen permite computar más rápidamente el costo de los equipos para reducir la carga de Ganancias y solicitar la devolución del IVA pagado en las adquisiciones, en lugar de esperar a compensarlo con débitos fiscales futuros.
Cómo funcionan los beneficios para pymes del RIMI que inviertan en energías renovables
El RIMI establece normalmente que las empresas deben alcanzar un volumen mínimo de inversión durante un plazo de dos años. Sin embargo, la legislación exceptuó de esa condición a determinados proyectos, entre ellos los vinculados con bienes de alta eficiencia energética, sistemas de riego, mallas antigranizo y bienes semovientes. La nueva resolución reglamentó específicamente la excepción correspondiente al sector eléctrico renovable.
Quedarán comprendidas las inversiones productivas en bienes muebles amortizables destinados a generar, almacenar o transportar energía eléctrica a partir de fuentes renovables. La Secretaría de Energía aprobó el detalle de los equipos mediante un anexo y delegó en la Subsecretaría de Energía Eléctrica la facultad de modificar o actualizar ese listado, además de dictar normas complementarias.
No obstante, el acceso a los beneficios no será automático. Las mipymes deberán encontrarse inscriptas en alguno de los registros oficiales correspondientes al tipo de proyecto.
Podrán acreditar su situación mediante el Registro de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (RENPER), el Registro Nacional de Proyectos de Almacenamiento de Energía Eléctrica (RENPALMA) o el Certificado de Usuario-Generador, según corresponda.
La disposición apunta tanto a emprendimientos de generación renovable como a proyectos de almacenamiento y generación distribuida, en los cuales una empresa produce electricidad para su propio consumo y eventualmente inyecta excedentes a la red.
La norma no fija un nuevo presupuesto estatal ni establece subsidios directos para la compra de equipos. El incentivo se instrumentará a través de beneficios tributarios sobre las inversiones efectivamente realizadas por las empresas y alcanzadas por el listado aprobado.
La tensión en Medio Oriente volvió a escalar luego de que dos buques petroleros de Emiratos Árabes Unidos (EAU) fueran impactados por misiles de un crucero de Irán, mientras atravesaban el estrecho de Ormuz, en aguas territoriales de Omán. El ataque dejó un tripulante muerto, ocho heridos y provocó importantes daños materiales en ambas embarcaciones.
De acuerdo con la Agencia de Noticias de Emiratos, el Ministerio de Defensa informó que los petroleros Mombasa y Al Bahiyah fueron alcanzados durante su navegación por el corredor sur del estrecho, uno de los puntos más sensibles para el comercio mundial de petróleo.
Como consecuencia del ataque murió un ciudadano indio que integraba la tripulación del Mombasa, mientras que otras ocho personas resultaron heridas: seis de nacionalidad india y dos ucranianos. Cuatro de ellas permanecen en estado grave. Además, el impacto de los misiles provocó incendios a bordo de ambos buques, que posteriormente pudieron ser controlados.
Tras el episodio, el Gobierno de Emiratos Árabes Unidos condenó la ofensiva al considerar que constituye una grave violación del derecho internacional y una amenaza para la seguridad y la estabilidad de la región. Asimismo, advirtió que se reserva el derecho de adoptar las medidas que considere necesarias para proteger su territorio, sus ciudadanos y sus intereses estratégicos. En la misma línea también se expresó el Ministerio de Relaciones Exteriores emiratí.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, aseguró que serán “el guardián del estrecho de Ormuz”, tras varios días de intercambio de ataques con Irán en esta vía marítima.
Durante una entrevista con la cadena televisiva Fox News, el mandatario norteamericano indicó que estaba “tomando el control” del estrecho y que el país será pagado por custodiarlo, tras varios días de intercambio de ataques con Irán en esta vía marítima clave.
“Estamos tomando el control del estrecho. No tienen nada. No tienen nada”, declaró y agregó que el país había estado protegiendo la zona “gratis”, pero que ahora van a cobrar por custodiarlo. “Mucho dinero, pero solo queremos que nos reembolsen por hacer todo esto, por poner en peligro a nuestra gente”, lanzó.
En esa misma línea advirtió: “Vamos a golpear muy duro (a Irán) y vamos a mantener seguro el estrecho. Probablemente lo vamos a administrar. Nos convertiremos en el guardián del estrecho y deberíamos ser compensados por eso”.
Por otra parte, Trump siguió con los duros comentarios y postura tras el quiebre del acuerdo militar con Irán al revelar que golpearon el su equipamiento en las últimas horas. “La mayor parte de su equipamiento ya no existe. Su cañón antiaéreo, los golpeamos muy duro anoche. Cada vez que envían un dron, los golpeamos muy duro”, explicó.
Al mismo tiempo, luego de sostener que el acuerdo con Teherán no fue cumplido por lo que “vamos a golpearlos muy duro y vamos a quedarnos con el estrecho y probablemente lo administraremos”.
El Gobierno prorrogó hasta el 31 de diciembre de 2027 la emergencia del sector eléctrico bajo jurisdicción federal, que incluye los segmentos de generación, transporte y distribución de energía. Así, estableció la misma fecha de vencimiento que ya regía para el transporte y la distribución de gas natural.
La medida se implementó a través del Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) 585/2026, publicado este lunes en el Boletín Oficial con la firma del presidente Javier Milei y todos sus ministros.
El Ejecutivo justificó la medida en la persistencia de riesgos técnicos, económicos y operativos que afectan la estabilidad y la sostenibilidad del sistema eléctrico nacional.
La declaración de emergencia energética fue declarada en 2023 y posteriormente prorrogada por los decretos 1023/24 y 370/25, y ahora se equipara su vigencia al plazo ya dispuesto para los sectores de transporte y distribución de gas natural.
La disposición se fundamenta en la necesidad de coordinar ambos sistemas, dada la interdependencia operativa y económica, ya que el gas natural continúa siendo un insumo crítico para la generación térmica de electricidad.
