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La energética francesa TotalEnergies anunció una cartera de proyectos por cerca de US$10.000 millones en Argentina, orientada a ampliar la producción de gas y petróleo mediante desarrollos en Tierra del Fuego y Vaca Muerta. El anuncio fue realizado por su presidente y CEO, Patrick Pouyanné, durante la Argentina Week 2026 celebrada en París.

Detrás de esta estrategia se encuentra una combinación de proyectos offshore y no convencionales que buscan incrementar la producción energética y fortalecer la presencia de la compañía en algunos de los principales polos hidrocarburíferos del país. La magnitud de la cartera posiciona a TotalEnergies entre los mayores inversores energéticos con planes de expansión en Argentina.

Uno de los desarrollos más relevantes es el Proyecto Alberdi, ubicado offshore en Tierra del Fuego. La iniciativa contempla inversiones de hasta US$1.500 millones destinadas a ampliar la producción de gas en una región donde la compañía mantiene una trayectoria histórica y una importante participación en el abastecimiento energético nacional.

En Vaca Muerta, la firma prevé destinar hasta US$4.000 millones para expandir la producción de gas en Aguada Pichana Este. El objetivo es incrementar la capacidad de uno de sus activos estratégicos dentro de Neuquén, reforzando la oferta gasífera en un escenario donde crecen tanto la demanda doméstica como las oportunidades de exportación.

Por otra parte, el área San Roque concentra la principal apuesta petrolera del plan. Allí, TotalEnergies analiza inversiones cercanas a US$5.000 millones para desarrollar petróleo no convencional y alcanzar una producción de hasta 60.000 barriles diarios. El proyecto será presentado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), aunque previamente deberá completar las negociaciones regulatorias con la provincia de Neuquén.

Durante su exposición en París, Pouyanné destacó que las condiciones actuales de inversión ofrecen mayores niveles de previsibilidad. Entre los factores más valorados mencionó la posibilidad de remitir dividendos al exterior y la implementación del RIGI, instrumentos que considera determinantes para proyectos con horizontes de recuperación de largo plazo.

Asimismo, el ejecutivo recordó que TotalEnergies ya invirtió aproximadamente US$6.000 millones en Argentina durante los últimos diez años. La nueva cartera representa una profundización de esa presencia y una señal de confianza en el potencial de crecimiento del país tanto en recursos convencionales como en desarrollos shale.

Más allá del volumen de inversión anunciado, el plan refleja una estrategia diversificada que combina gas offshore, gas no convencional y petróleo shale. En un contexto donde Argentina busca incrementar producción, exportaciones y capacidad energética, la decisión de TotalEnergies refuerza el atractivo que continúan mostrando Vaca Muerta y el sector hidrocarburífero argentino para los grandes actores internacionales.

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El encuentro se realizó el 29 de septiembre en Palais Rouge y reunió a más de 400 asistentes, entre profesionales de compras, especialistas y representantes de empresas, para abordar los desafíos del sector, generar contactos y compartir experiencias de gestión.

Si bien el Día del Comprador se celebra en Latinoamérica el 30 de septiembre, la Asociación Argentina de Compras (AACAM) anticipó el festejo con una jornada el 29 de septiembre en Palais Rouge. El encuentro combinó actualización profesional, networking y espacios de intercambio.

El programa reunió propuestas de análisis económico, innovación y herramientas para la gestión. Los asistentes pudieron explorar los cambios que atraviesan la profesión y el papel de las compras en las decisiones de las organizaciones.

Entre los contenidos destacados se incluyó el análisis de la coyuntura económica y política hacia 2027, a cargo de Esteban Domecq. La agenda también abordó la inteligencia artificial aplicada a compras, el comercio con China y la neurociencia aplicada a compras.

El panel “Compras 2035: Líderes, ideas que cambiarán nuestra profesión” reunió a Agustín Rabinovich, Director de Mercado Libre Negocios; Gustavo Taranto, Logistics Operation Manager de Unilever; y Claudio Zanetti, Director de Operaciones del Grupo Mirgor, con la moderación de Carlos Murro.

El panel abordó cómo la tecnología, los nuevos modelos de negocio y las nuevas formas de comprar están transformando la gestión de compras, reduciendo la burocracia y agilizando los procesos. Los líderes compartieron su visión sobre cómo acompañar estos cambios y prepararse para el futuro de la profesión.

La jornada incluyó además el Informe de Benchmarking AACAM de Compras 2026, casos de éxito de pymes y un espacio dedicado a las competencias del profesional de compras, con foco en las habilidades que valoran las empresas y los aspectos del perfil que conviene fortalecer para acceder a nuevas oportunidades laborales.

Con esta edición, AACAM reafirmó su compromiso con el desarrollo profesional de la comunidad de compras, promoviendo la actualización de conocimientos, el intercambio de experiencias y el debate sobre los desafíos que marcarán el futuro de la profesión.

Sobre AACAM

Fundada en 1953, la Asociación Argentina de Compras y Administración de Materiales (AACAM) promueve el desarrollo de los profesionales de compras mediante actividades de capacitación, actualización e intercambio de experiencias. Presidida por Carlos Fernández, impulsa espacios de encuentro y vinculación entre profesionales y empresas.

Contacto de prensa

Correo: eventos@aacam.com.ar

Sitio web: aacam.com.ar

LinkedIn: Asociación Argentina de Compras (AACAM)

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El Gobierno de Río Negro intensificó las tareas de fiscalización sobre el tramo offshore de VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), una infraestructura clave para conectar la producción petrolera de Vaca Muerta con la terminal exportadora de Punta Colorada. El seguimiento provincial apunta a verificar la calidad constructiva y ambiental de una de las etapas más sensibles del proyecto antes de su futura entrada en operación.

Actualmente, las inspecciones están enfocadas en las soldaduras que unen los distintos segmentos de la cañería submarina. Los equipos técnicos controlan los procedimientos aplicados, la certificación de los soldadores, la trazabilidad de cada unión y los ensayos realizados para garantizar la integridad mecánica de una infraestructura destinada a operar de manera permanente bajo condiciones marinas.

El sistema forma parte de un circuito integrado que comenzará en Allen y transportará petróleo desde Vaca Muerta hasta la costa atlántica rionegrina. Una vez finalizado, el trayecto completo demandará aproximadamente 48 horas desde el punto de bombeo hasta las instalaciones de exportación ubicadas frente a Punta Colorada.

Para atravesar el sector costero, la obra utiliza la técnica de Perforación Horizontal Dirigida (HDD), un método que permite instalar el ducto por debajo de la playa y del lecho marino sin alterar la superficie mediante zanjas abiertas. Gracias a este procedimiento, la tubería emerge bajo el agua entre 700 y 750 metros mar adentro antes de continuar su recorrido offshore.

La instalación submarina se ejecuta mediante el sistema S-Lay, una técnica ampliamente utilizada en la industria offshore internacional. Desde un buque especializado se sueldan de manera continua los caños de 38 pulgadas de diámetro, protegidos además con revestimiento de hormigón. A medida que la embarcación avanza, la tubería desciende progresivamente hasta apoyarse sobre el fondo marino.

El ducto offshore tendrá una extensión aproximada de siete kilómetros hasta llegar a las estructuras submarinas conocidas como PLEM. Estos dispositivos permiten distribuir y controlar el flujo de petróleo antes de que sea transferido al sistema final de exportación.

En la etapa final aparecen las dos monoboyas previstas para el proyecto. Estas instalaciones flotantes actuarán como puntos de amarre y carga para los buques petroleros. Aunque permanecerán visibles en superficie, estarán fijadas al fondo marino mediante cadenas y anclas, permitiendo que los barcos roten de acuerdo con el viento, las corrientes y el oleaje durante las operaciones de transferencia de crudo.

Más allá de su complejidad técnica, este tramo representa el último eslabón de la cadena logística de VMOS. Una vez completado, el sistema permitirá unir el oleoducto terrestre, la terminal de almacenamiento y la infraestructura marítima en una única plataforma exportadora, fortaleciendo la capacidad de evacuación de Vaca Muerta y consolidando a Punta Colorada como uno de los nodos energéticos más estratégicos para las exportaciones petroleras argentinas.

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El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanza como una de las obras de infraestructura energética más importantes de la historia argentina, con el objetivo de conectar la producción petrolera de Vaca Muerta con la terminal marítima de Punta Colorada, en la costa atlántica de Río Negro. La iniciativa busca ampliar la capacidad de transporte, almacenamiento y exportación de crudo, respondiendo al crecimiento sostenido de la actividad en la cuenca neuquina.

La columna vertebral del sistema es un oleoducto de 437 kilómetros y 30 pulgadas de diámetro que une la estación cabecera de Allen con la terminal de Punta Colorada. En su recorrido atraviesa rutas, canales, arroyos y cruza el río Negro mediante una traza ubicada aproximadamente 20 metros por debajo de su lecho, una de las soluciones técnicas más complejas desarrolladas dentro de la obra.

A lo largo del recorrido, la estación de bombeo de Chelforó cumple un papel fundamental para mantener la presión necesaria que permita transportar el crudo hacia la costa atlántica. La instalación forma parte de un sistema integrado con infraestructura de almacenamiento y exportación diseñado para acompañar el crecimiento de la producción petrolera de Vaca Muerta.

Uno de los indicadores que mejor refleja la magnitud del emprendimiento es la ejecución de más de 76 cruces especiales y más de 35.000 soldaduras sobre toda la traza. La complejidad constructiva obligó a coordinar múltiples frentes de trabajo en simultáneo, combinando ingeniería, logística y operación en territorios con características geográficas muy diferentes.

En Punta Colorada, el proyecto incorpora una terminal integrada por seis tanques de almacenamiento y una infraestructura offshore conectada a dos monoboyas ubicadas a unos siete kilómetros de la costa. Desde ese punto podrán operar buques VLCC (Very Large Crude Carrier), los mayores transportadores de petróleo del mundo, ampliando significativamente la escala de exportación disponible para el crudo argentino.

En términos económicos, VMOS ya muestra un efecto relevante sobre Río Negro. La construcción acumula cerca de ocho millones de horas de trabajo y generó una inyección estimada en US$240 millones a la economía provincial. Durante los momentos de mayor actividad, la obra llegó a emplear a unos 2.000 trabajadores distribuidos entre Allen, Chelforó y Punta Colorada.

El impacto también se trasladó al entramado productivo regional. Aproximadamente el 80% de los servicios contratados fueron realizados por empresas rionegrinas, con contrataciones que superan los US$400 millones entre proveedores, firmas de construcción, compañías de servicios industriales y empresas especializadas vinculadas al desarrollo del proyecto.

Más allá de sus dimensiones técnicas, VMOS se perfila como una infraestructura estratégica para el futuro exportador del país. La obra permitirá conectar la expansión productiva de Vaca Muerta con los mercados internacionales mediante una salida logística diseñada para operar a escala global, fortaleciendo la capacidad argentina para transformar mayores volúmenes de petróleo en exportaciones, divisas y desarrollo económico para la Patagonia.

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YPF avanza hacia uno de los hitos más relevantes del proyecto Argentina LNG y fijó el 26 de noviembre como fecha objetivo para adoptar la Decisión Final de Inversión (FID), una instancia que definirá el paso del megaproyecto desde la etapa de planificación hacia su ejecución. La iniciativa busca transformar los recursos gasíferos de Vaca Muerta en una plataforma exportadora de gas natural licuado con alcance global.

Detrás del desarrollo se encuentra una alianza integrada por YPF, Eni y XRG, la compañía internacional de inversiones energéticas de ADNOC. La estructura combina producción de gas, experiencia en licuefacción, capacidad financiera y acceso a mercados internacionales para construir una cadena capaz de abastecer de manera sostenida a compradores globales.

La decisión prevista para noviembre adquiere especial relevancia porque permitirá validar los compromisos de inversión necesarios para avanzar con la infraestructura asociada al proyecto. Dentro de la industria energética, la FID representa el momento en que los socios confirman formalmente la viabilidad económica, financiera y comercial de una iniciativa de gran escala.

El proyecto contempla una capacidad inicial estimada en 12 millones de toneladas anuales de GNL y se abastecerá con producción proveniente de Vaca Muerta. Para garantizar ese suministro, los socios avanzaron en una estructura integrada que incorpora participación en bloques productivos destinados a alimentar la futura cadena exportadora.

Uno de los elementos centrales para la concreción de la iniciativa es el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Tanto YPF como sus socios internacionales consideran que el esquema aporta previsibilidad regulatoria y condiciones de largo plazo para emprendimientos que requieren desembolsos multimillonarios y períodos extensos de recuperación.

Desde el punto de vista económico, Argentina LNG busca convertir el excedente potencial de gas de Vaca Muerta en una fuente permanente de exportaciones energéticas. La estrategia apunta a capturar valor en toda la cadena, desde la extracción hasta la comercialización internacional, generando además actividad para proveedores, contratistas y servicios especializados.

A escala internacional, el proyecto se desarrolla en un contexto donde Europa y Asia continúan buscando nuevas fuentes de suministro de gas natural licuado para fortalecer la seguridad energética y diversificar su matriz de abastecimiento. Ese escenario sostiene el interés de compañías globales por acceder a recursos competitivos y de gran escala como los disponibles en Argentina.

La fecha del 26 de noviembre aparece ahora como el principal punto de atención para el sector energético. Si la FID recibe la aprobación esperada, Argentina LNG ingresará en una nueva etapa orientada a la construcción y ejecución de una de las mayores iniciativas energéticas concebidas en el país, con potencial para posicionar a Argentina entre los exportadores relevantes de GNL durante las próximas décadas.

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El gobierno de Río Negro incorporó a Facilities Energy al Régimen de Promoción Económica e Industrial provincial, una decisión que busca acelerar la expansión de una planta dedicada al procesamiento de condensados provenientes de Vaca Muerta. La medida fue formalizada por el gobernador Alberto Weretilneck durante una visita a las instalaciones que la compañía opera en Campo Grande.

A través de este esquema de promoción, la empresa presentó una inversión base de $5.929 millones y accedió a los beneficios previstos por la Ley 5.766. Entre los incentivos otorgados figura un bono fiscal equivalente al 10% de la inversión comprometida, por aproximadamente $592,9 millones, que podrá utilizarse para cancelar tributos provinciales durante un plazo de cinco años.

Facilities Energy se especializa en el aprovechamiento y procesamiento de condensados asociados a la producción hidrocarburífera de Vaca Muerta. A partir de esos fluidos obtiene GLP y gasolina estabilizada, productos que posteriormente son comercializados en distintos segmentos del mercado energético.

La elección de Campo Grande respondió a factores logísticos y operativos. La compañía adquirió 10 hectáreas en el parque industrial local, una ubicación cercana a las rutas 151 y 7 que permite una conexión directa con el área oeste de Vaca Muerta, facilitando tanto el abastecimiento de materia prima como la distribución de la producción.

Actualmente la planta cuenta con un primer tren de procesamiento capaz de tratar 2.000 toneladas mensuales de condensados. Sin embargo, la firma ya confirmó una nueva etapa de expansión que permitirá duplicar esa capacidad hasta alcanzar las 4.000 toneladas mensuales, con una puesta en marcha prevista para abril o mayo de 2027.

Según explicaron desde la compañía, los beneficios promocionales otorgados por la provincia contribuirán a acelerar el cronograma de reinversiones necesario para concretar la ampliación. El proyecto forma parte de una estrategia orientada a incrementar el procesamiento local de hidrocarburos y agregar valor industrial a la producción proveniente de la cuenca neuquina.

Además de su impacto productivo, la iniciativa incorpora un componente ambiental relevante. El proceso permite recuperar y aprovechar condensados que, en determinadas circunstancias, podrían terminar venteados o combustionados, contribuyendo a reducir emisiones asociadas a la actividad hidrocarburífera.

En este contexto, la incorporación de Facilities Energy al régimen promocional refuerza la estrategia de Río Negro para consolidarse como plataforma industrial complementaria de Vaca Muerta. A medida que crece la producción de petróleo y gas no convencional, también aumenta la demanda de infraestructura para procesamiento, logística y servicios energéticos, generando nuevas oportunidades de inversión, empleo y desarrollo económico en la región.

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La compañía emiratí XRG, brazo internacional de inversiones energéticas de ADNOC, explicó los motivos que la llevaron a ingresar al proyecto Argentina LNG junto a YPF y Eni, una iniciativa que busca transformar los recursos de Vaca Muerta en una plataforma exportadora de gas natural licuado con alcance global.

Durante la Argentina Week realizada en París, el CEO de XRG, Sultan Ahmed Al Jaber, sostuvo que Argentina reúne las condiciones necesarias para desarrollar una industria de GNL de escala internacional. Entre los factores destacados mencionó la magnitud de los recursos de Vaca Muerta, el crecimiento sostenido de la producción hidrocarburífera y la posibilidad de abastecer mercados internacionales con una fuente competitiva de suministro.

Según la visión de la compañía, la evolución de la producción argentina marca el paso desde una etapa centrada en el potencial geológico hacia otra enfocada en la monetización de esos recursos. En ese escenario, Argentina LNG surge como la herramienta diseñada para transformar el gas neuquino en exportaciones destinadas a mercados internacionales de gran consumo.

Uno de los aspectos más valorados por XRG es el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La empresa considera que el esquema aporta previsibilidad y condiciones de largo plazo para proyectos que requieren elevados niveles de inversión y horizontes de recuperación medidos en décadas.

A nivel económico, la compañía destacó el impacto potencial que el desarrollo del GNL puede generar sobre la economía argentina. De acuerdo con sus estimaciones, el proyecto podría sostener más de 40.000 puestos de trabajo y generar actividad para proveedores, contratistas y empresas vinculadas a la cadena energética e industrial.

En paralelo, la estrategia de XRG no se limita a participar en la planta de licuefacción. En junio, la firma acordó junto a Eni la adquisición de participaciones en los bloques Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, operados por YPF. Cada socio tendrá el 32% de esos activos, mientras que la petrolera argentina conservará el 36% restante, sujeto todavía a las aprobaciones regulatorias correspondientes.

Estos bloques cumplen una función central dentro del esquema de negocios. El gas producido en esas áreas está previsto como parte del suministro que alimentará Argentina LNG, permitiendo integrar producción, procesamiento y exportación dentro de una misma cadena de valor. De esta manera, XRG asegura acceso directo al recurso energético que respaldará su estrategia comercial.

Desde la perspectiva internacional, el proyecto también representa una oportunidad para ampliar la presencia de la compañía en el Atlántico Sur. La incorporación de activos en Argentina complementa el portafolio que ADNOC y XRG ya poseen en América del Norte, África y la región del Caspio, fortaleciendo su posición dentro del mercado global de gas.

La hoja de ruta inmediata tiene una fecha clave: el 26 de noviembre. Ese día, YPF, Eni y sus socios esperan avanzar con la Decisión Final de Inversión (FID), un paso determinante para iniciar la etapa de ejecución de uno de los proyectos energéticos más ambiciosos vinculados a Vaca Muerta. Si ese hito se concreta, Argentina LNG comenzará a transformarse en una de las principales apuestas para convertir el potencial gasífero argentino en exportaciones de escala mundial.

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La minería argentina podría ingresar en una nueva etapa de expansión a partir de 2027, con inversiones que alcanzarían inicialmente unos US4.000 millones y que luego podrían estabilizarse entorno a los US7.000 millones anuales durante un período de tres a cuatro años. La proyección fue presentada por Roberto Cacciola, presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), durante el Coloquio de IDEA realizado en Mar del Plata.

De acuerdo con la estimación de la entidad empresaria, el sector cerraría 2026 con inversiones cercanas a los US2.500millones consideando tanto los proyectos incorpora dosal Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones(RIGI)comoaquellosdesarrollosqueavanzanfueradeeseesquema.Para2027,laexpectativaesregistrarunprimersaltohastanivelespróximosalosUS4.000 millones.

Posteriormente, la mayor aceleración se produciría cuando comiencen las etapas constructivas de los grandes proyectos mineros actualmente en desarrollo. Según la visión de CAEM, esa fase permitiría sostener desembolsos del orden de US$7.000 millones por año durante varios ejercicios consecutivos, una magnitud de inversión que marcaría un cambio de escala para la actividad minera argentina.

El cobre aparece como el principal motor de ese crecimiento. Buena parte de las iniciativas de gran porte que avanzan en distintas provincias tienen como eje este mineral, cuya demanda internacional continúa fortalecida por la electrificación de la economía, los vehículos eléctricos, la expansión de redes energéticas y la infraestructura asociada al desarrollo de la inteligencia artificial.

En paralelo, CAEM estima que los proyectos mineros ya presentados al RIGI representan aproximadamente US40.000 millones. La entidad considera además que podrían incorporarse otros US10.000 millones en nuevas iniciativas, llevando el pipeline potencial hasta los US$50.000 millones.

De todos modos, el volumen total de proyectos no implica una ejecución simultánea de inversiones. La materialización de esos desembolsos dependerá del ritmo con que cada emprendimiento complete etapas de ingeniería, obtenga financiamiento y avance hacia la construcción efectiva de sus instalaciones.

Respecto del escenario político, Cacciola reconoció que el calendario electoral puede generar cierta cautela en el corto plazo. Sin embargo, sostuvo que resulta poco probable que las principales compañías mineras internacionales modifiquen decisiones estratégicas ya adoptadas en relación con los proyectos argentinos.

Para la cámara empresaria, la combinación entre demanda global de minerales críticos, grandes proyectos en cartera y herramientas de promoción como el RIGI configura un escenario favorable para que la minería se convierta en uno de los principales motores de inversión productiva del país durante los próximos años. El desafío estará en transformar esa cartera de iniciativas en obras concretas capaces de generar exportaciones, empleo, infraestructura y desarrollo regional sostenido.

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El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, participó en París del panel “Gas argentino en el mercado mundial”, donde presentó las ventajas competitivas de Vaca Muerta y defendió la capacidad de la provincia para transformarse en un proveedor relevante de energía para mercados internacionales de alta exigencia.

Durante su intervención en la Argentina Week 2026, el mandatario puso el foco en la calidad ambiental de la producción neuquina. Según explicó, las emisiones de metano asociadas a la actividad se ubican en niveles muy bajos, una condición que puede convertirse en una ventaja comercial frente a compradores que incorporan criterios ambientales cada vez más estrictos.

Junto al gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, al director ejecutivo de SEFE Group, Egbert Laege, y al CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni, Figueroa analizó las oportunidades que tiene Argentina para ampliar sus exportaciones de gas y avanzar en futuros desarrollos vinculados al GNL.

Uno de los planteos centrales fue la posibilidad de abastecer mercados como Europa, Japón y Corea del Sur. Para lograrlo, sostuvo que Argentina debe sostener niveles de competitividad internacional que le permitan insertarse en un negocio donde los precios son definidos por el mercado y no por decisiones administrativas.

En paralelo, el gobernador remarcó que Neuquén ofrece condiciones de seguridad jurídica, previsibilidad y estabilidad política para el desarrollo de inversiones energéticas de largo plazo. Bajo esa premisa, consideró que la provincia cuenta con una hoja de ruta orientada a expandir la producción y aprovechar el potencial exportador de Vaca Muerta.

Otro aspecto relevante de su exposición estuvo vinculado a la infraestructura necesaria para transformar ese potencial en ventas concretas al exterior. Figueroa destacó el trabajo conjunto con Río Negro y valoró especialmente el desarrollo de un puerto patagónico como una herramienta estratégica para conectar la producción neuquina con los mercados internacionales.

Además, el mandatario resaltó el rol del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), al considerar que puede acelerar proyectos vinculados a hidrocarburos y mejorar la competitividad de toda la cadena de valor asociada al gas y al petróleo. Según indicó, ese impulso puede traducirse en más actividad para proveedores locales, empresas de servicios y trabajadores especializados.

La participación neuquina en la Argentina Week forma parte de una estrategia orientada a posicionar a Vaca Muerta en la nueva geografía energética global. En un escenario donde crece la demanda de gas natural y de proyectos de GNL, la provincia busca combinar producción, infraestructura y acceso a mercados externos para convertir sus recursos en exportaciones, inversiones y desarrollo económico.

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El Gobierno nacional volvió a diferir la aplicación plena de los aumentos pendientes en los impuestos que gravan los combustibles líquidos y el dióxido de carbono, una decisión que permitirá transitar octubre sin incorporar un nuevo ajuste tributario sobre los precios de las naftas y el gasoil.

A través del Decreto 1126/2026, el Poder Ejecutivo modificó el cronograma vigente para la actualización de esos tributos y trasladó al 1° de noviembre los incrementos remanentes que debían comenzar a regir desde el inicio de octubre. Con esta decisión, el esquema actual permanecerá sin cambios durante todo el mes.

La medida alcanza a la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, combustibles sobre los que continúan pendientes actualizaciones correspondientes a distintos períodos de 2024, 2025 y parte de 2026. El efecto inmediato es evitar que la carga impositiva agregue presión sobre los precios en surtidor.

Desde el punto de vista económico, el mecanismo vuelve a funcionar como una herramienta para moderar el impacto de los combustibles sobre la inflación y los costos logísticos. La decisión reduce el riesgo de que un ajuste tributario se traslade de forma automática al transporte, la distribución de mercaderías y otras actividades dependientes del consumo de combustibles.

El esquema comprende el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y el Impuesto al Dióxido de Carbono, ambos contemplados en la Ley 23.966. La normativa también mantiene tratamientos específicos para determinadas regiones del país en el caso del gasoil, mediante componentes diferenciales dentro de la estructura tributaria.

De acuerdo con la legislación vigente, estos gravámenes deben actualizarse trimestralmente según la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC) elaborado por el INDEC. Sin embargo, durante los últimos años distintos decretos fueron diferiendo total o parcialmente esos incrementos con el objetivo de amortiguar su impacto económico.

Entre los argumentos oficiales, el Gobierno sostuvo que la medida busca acompañar el crecimiento de la economía dentro de un sendero fiscal sostenible. Bajo esa lógica, decidió extender hasta el 31 de octubre el período que originalmente finalizaba el 30 de septiembre y postergar una vez más el traslado de las actualizaciones acumuladas.

El nuevo cronograma permite comenzar octubre sin modificaciones tributarias adicionales para los combustibles. Mientras tanto, el mercado seguirá de cerca las decisiones que adopte el Ejecutivo antes del 1° de noviembre, fecha en la que deberían comenzar a aplicarse los incrementos actualmente diferidos y que podrían volver a influir sobre la dinámica de precios del sector energético.

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Ante otra realidad en el desarrollo del país.

La Constitución Nacional contiene una de esas disposiciones cuyo significado parece evidente, pero cuya importancia económica suele pasar inadvertida. El artículo 9 establece que “en todo el territorio de la Nación no habrá más aduanas que las nacionales”. Los artículos 10 y 11 completan el principio al garantizar la libre circulación de las mercaderías dentro del país y prohibir los derechos de tránsito entre provincias. El artículo 126 vuelve a ser categórico: las provincias no pueden establecer aduanas.

La razón de semejante prohibición no era solamente impedir un impuesto. Era mucho más profunda: evitar que las provincias se convirtieran en mercados separados y asegurar la existencia de un mercado nacional. Roberto Cortés Conde nos recuerda que en el período colonial la administración del virreinato del Río de la Plata había sido financiada principalmente con los recursos de la Caja de Potosí que se fondeaba con las regalías mineras. 

Nuestras autoridades coloniales, a diferencia de las inglesas, no tuvieron la necesidad de contar con el voto de los colonos para cobrar impuestos y pagar sus gastos. La provisión de bienes públicos básicos, sus prioridades y su financiamiento eran decididos por el Virrey. Al producirse la ruptura con España, Buenos Aires se quedó con la única Aduana externa importante, pero el conjunto del país perdió los aportes de la Caja de Potosí. 

Las aduanas interiores fueron una de las grandes causas de la fragmentación económica argentina durante las décadas anteriores a la organización nacional. Las provincias cobraban derechos de tránsito, de introducción o de extracción y, además de obtener recursos fiscales, protegían sus producciones de la competencia proveniente de otras jurisdicciones.

La Constitución de 1853-1860 quiso terminar con ese sistema. La Corte Suprema ha recordado que la prohibición de las aduanas interiores “enraíza en la historia constitucional argentina” y en una larga lucha que había obstaculizado la unidad nacional. Al mismo tiempo, ha vinculado los artículos 9, 10 y 11 con el artículo 75, inciso 13, que atribuye al Congreso la regulación del comercio interjurisdiccional. El objetivo común es consolidar un mercado único de bienes y servicios dentro de la federación.

Pero con el auge de la explotación en Vaca Muerta y el que se viene en minería, la articulación de intereses económicos locales con los de la política provincial están recreando restricciones en el movimiento de bienes y servicios que no sólo emulan el pasado de mercados desintegrados, sino que también perjudican la expansión del propio negocio que pretenden defender. 

El negocio petrolero y minero busca maximizar la apropiación y el reparto de renta de recursos no renovables. La renta surge de la diferencia entre precios (precios de referencia internacional de los que somos tomadores) y costos que dependen de la geología, y de las condiciones económicas y jurídicas que rigen la explotación. Cuando los compres o contrataciones locales restringen la entrada de nuevos actores y afectan la competencia en los mercados de bienes y servicios, suben los costos, baja la renta a apropiar y a distribuir (donde empresas y gobiernos son socios), se reduce la vida útil de la explotación y las ganancias se reinvierten en otras geologías. 

Pierden las provincias y pierden los proveedores o habitantes locales que siempre cuentan con la ventaja de la radicación en el medio y la posibilidad de asociación con otras empresas nacionales y/o extranjeras que con su tecnología y capitales contribuyan a expandir el negocio.

El artículo 124 de la Constitución reconoce a las provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio. Es una atribución fundamental: el petróleo, el gas y los minerales pertenecen a las provincias. 

Pero una cosa es el dominio del recurso y otra muy distinta el dominio sobre el mercado nacional que se desarrolla alrededor de ese recurso. Si cada provincia productora exige que una proporción creciente de esa cadena sea “local”, el riesgo es reconstruir progresivamente aquello que la Constitución quiso eliminar. 

Neuquén puede privilegiar proveedores neuquinos; San Juan, proveedores sanjuaninos; Río Negro, rionegrinos; Chubut, chubutenses; Santa Cruz, santacruceños. Si todas hacen lo mismo, la Argentina puede terminar con 24 mercados parcialmente protegidos detrás de fronteras regulatorias. Barreras legales de entrada y prácticas que también pueden ser observadas como anticompetitivas. Por ese camino construimos un “extractivismo” de nichos productivos sin desarrollo sostenido.

Una cadena de valor moderna no reconoce fronteras provinciales: el capital puede provenir de Buenos Aires, los equipos fabricarse en Córdoba o Santa Fe, los servicios de ingeniería prestarse desde otra jurisdicción, el petróleo transportarse por varias provincias y finalmente procesarse o exportarse desde un puerto situado a cientos de kilómetros del yacimiento. 

Un desarrollo más intensivo con actores locales e internacionales permite que el mercado doméstico se beneficie con un precio de gas competitivo que permite un precio de electricidad competitivo y precios de minerales críticos también competitivos. Ventajas comparativas que permiten encadenar procesos intermedios de valor agregado con más generación de riqueza y empleos.

Las viejas aduanas cobraban por atravesar una frontera provincial. Los remedos de las nuevas pueden no cobrar nada: simplemente impedir que una empresa, un trabajador o un proveedor de otra provincia pueda competir en igualdad de condiciones. Restricciones reñidas con la ley, pero, insistimos, también con la economía del negocio que se quiere potenciar.

Fuente: Clarín (por Daniel Montamat )

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El Gobierno nacional resolvió extender por 20 años la concesión de distribución de gas de Metrogas, una decisión que garantiza la continuidad operativa de la empresa hasta 2047 y establece un nuevo compromiso de inversión para la principal distribuidora de gas del país.

La autorización vigente tenía vencimiento previsto para diciembre de 2027. Con la prórroga otorgada por las autoridades nacionales, la compañía contará con un horizonte regulatorio de largo plazo para desarrollar su actividad en la Ciudad de Buenos Aires y en once municipios del conurbano bonaerense.

Como parte de las condiciones acordadas para renovar la concesión, la distribuidora deberá ejecutar inversiones por US$ 186,8 millones durante los próximos diez años. Los recursos estarán destinados a obras vinculadas al sistema de distribución de gas, aunque todavía no se difundieron los proyectos específicos que integrarán ese programa.

La decisión regulatoria incorpora además una condición vinculada a los conflictos pendientes entre las empresas y el Estado. Tanto Metrogas como Edenor deberán desistir de los reclamos judiciales que mantenían abiertos para formalizar la extensión de la licencia.

El nuevo escenario se produce pocas semanas después de uno de los movimientos corporativos más importantes del sector energético. En agosto, YPF concretó la venta de su participación controlante del 70% en Metrogas a Edenor por US$ 780 millones, reconfigurando la estructura accionaria de la distribuidora.

La estabilidad regulatoria otorgada por la extensión hasta 2047 mejora las condiciones para planificar inversiones en redes, mantenimiento y expansión del sistema. En el negocio de distribución de gas, la duración de las concesiones es una variable central para evaluar proyectos de infraestructura de largo plazo.

Dentro de la cadena de valor, el compromiso inversor abre oportunidades para empresas de ingeniería, contratistas, fabricantes de equipos, proveedores de materiales para redes y firmas especializadas en mantenimiento y servicios técnicos.

Constituida en 1992, Metrogas es la principal distribuidora de gas natural de Argentina y una de las mayores de Sudamérica. Según datos de la compañía, presta servicio a aproximadamente 2,25 millones de usuarios en la Ciudad de Buenos Aires y su área metropolitana.

Desde una perspectiva sectorial, la medida aporta previsibilidad a una infraestructura crítica para el abastecimiento energético urbano. Al mismo tiempo, introduce un programa de inversiones con potencial impacto sobre la actividad de proveedores y contratistas durante la próxima década.

Más allá del cambio accionario registrado este año, la extensión de la concesión y las inversiones asociadas consolidan un nuevo marco operativo para la distribuidora. La combinación de plazo regulatorio, compromiso de obras y cierre de litigios convierte a la medida en uno de los movimientos más relevantes de 2026 dentro del segmento de distribución de gas natural.

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La construcción de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) sumó un nuevo avance en una de las fases más complejas del proyecto: la instalación del tramo submarino del oleoducto frente a Punta Colorada, en el Golfo San Matías. Allí se desarrolla una parte crítica de la infraestructura que permitirá conectar la producción de Vaca Muerta con una nueva salida exportadora sobre la costa atlántica.

Las tareas offshore forman parte de una obra estratégica para ampliar la capacidad de evacuación de crudo hacia los mercados internacionales. La operación abarca una amplia superficie marítima donde se realizan intervenciones sobre una tubería de 38 pulgadas y distintos componentes asociados al sistema.

A lo largo del recorrido submarino, los equipos trabajan a profundidades que varían entre los 7 y los 50 metros. Las maniobras incluyen operaciones sobre válvulas, cabezales, flotadores, cables y otros elementos necesarios para completar la futura conexión entre la infraestructura terrestre y la terminal marítima.

La complejidad de la obra exige una coordinación permanente entre quienes operan bajo el agua y el personal que supervisa las tareas desde la superficie. Actualmente participan cerca de 30 personas entre buzos, supervisores y técnicos especializados, además de equipos de apoyo que trabajan desde tierra.

Para ejecutar estas maniobras se utilizan sistemas LARS, una tecnología diseñada para lanzar y recuperar de manera controlada las canastas que transportan a los buzos durante las intervenciones submarinas. El procedimiento permite mejorar los estándares de seguridad y estabilidad operativa.

La supervisión se complementa con herramientas de monitoreo en tiempo real. Los cascos incorporan sistemas de video que permiten seguir cada tarea desde la superficie, mientras que las comunicaciones satelitales facilitan el seguimiento remoto de las operaciones.

Junto al trabajo humano intervienen vehículos submarinos operados remotamente, conocidos como ROV. Estos equipos realizan inspecciones, verifican la posición de la tubería sobre el lecho marino y colaboran con el monitoreo permanente de la instalación.

Más allá de la exigencia técnica, el avance de esta etapa representa un paso decisivo para la futura operación del sistema VMOS. La infraestructura fue concebida para acompañar el crecimiento de la producción no convencional y ampliar la capacidad exportadora de petróleo argentino.

Para la cadena de proveedores, la ejecución de estas tareas moviliza servicios especializados de ingeniería submarina, logística marítima, telecomunicaciones, inspección técnica, mantenimiento industrial y operaciones offshore de alta complejidad.

Con el desarrollo de esta fase marítima, el proyecto continúa acercándose a su objetivo de habilitar una nueva vía de exportación para Vaca Muerta. La evolución de los trabajos bajo el mar constituye uno de los hitos más relevantes dentro de una obra considerada clave para incrementar la capacidad exportadora del sector petrolero argentino.

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YPF y DLS Archer pusieron en operación los equipos de perforación DLS-175 y DLS-176 en Vaca Muerta, completando uno de los hitos previstos dentro del acuerdo firmado este año con la compañía estadounidense Patterson-UTI. La incorporación de las nuevas unidades amplía la capacidad operativa destinada al desarrollo no convencional y refuerza el programa de actividad de la petrolera en la cuenca neuquina.

La entrada en funcionamiento de ambos equipos materializa la primera etapa de un contrato de cinco años suscripto entre YPF y Patterson-UTI. El acuerdo contempla además la incorporación de una tercera unidad, denominada DLS-177, y la integración de servicios de perforación con presión controlada (MPD), una tecnología utilizada para optimizar el control de pozos complejos.

Las nuevas unidades pertenecen a la categoría Súper High Spec, utilizada en algunos de los desarrollos no convencionales más avanzados del mundo. Según informó DLS Archer, los equipos fueron incorporados y puestos en marcha en un plazo reducido respecto de los tiempos habituales de movilización y ensamblaje.

La demanda creciente de actividad en la formación neuquina explica la incorporación de esta nueva capacidad. Los desarrollos shale requieren equipos capaces de perforar ramas laterales más extensas y operar bajo parámetros cada vez más exigentes.

Además de aumentar la capacidad disponible, la tecnología incorporada suma automatización y mejoras en materia de seguridad operativa. La integración de servicios MPD busca optimizar el control de presión durante la perforación y reducir riesgos en la ejecución de pozos complejos.

Dentro de la estrategia de crecimiento de la compañía, el acuerdo con Patterson-UTI apunta a sostener el incremento de actividad previsto por YPF en las áreas no convencionales. La utilización de equipos de última generación también busca mejorar eficiencia y tiempos operativos.

Para la cadena de valor local, la puesta en marcha de nuevas unidades genera demanda sobre actividades complementarias como mantenimiento, transporte, logística, provisión de equipamiento auxiliar y servicios especializados de campo.

La próxima etapa del programa contempla la llegada del equipo DLS-177 durante el primer trimestre de 2027. La incorporación permitirá ampliar aún más la capacidad de perforación asociada al acuerdo firmado entre las compañías.

Desde la perspectiva de los proveedores, el inicio efectivo de operaciones tiene más relevancia que el anuncio original del contrato. La entrada en actividad confirma que la inversión ya se está traduciendo en trabajo concreto dentro de Vaca Muerta.

Más allá del componente tecnológico, el arranque del DLS-175 y del DLS-176 representa una señal sobre la continuidad del crecimiento operativo del no convencional argentino. La ampliación de la flota disponible fortalece la capacidad de perforación en una etapa donde los niveles de actividad continúan aumentando dentro de la principal formación productiva del país.

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El Gobierno de Mendoza avanzará con la licitación de un Data Room Geológico Mendocino, una herramienta destinada a centralizar y transparentar información del subsuelo para facilitar la evaluación de proyectos vinculados a hidrocarburos, minería y recursos geotérmicos. La iniciativa fue anunciada durante el 12° Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos, uno de los principales encuentros técnicos de la industria energética argentina.

El anuncio fue realizado por el subsecretario de Energía y Minería de Mendoza, Manuel Sánchez Bandini, quien destacó que la exploración constituye una política pública para la provincia y remarcó la importancia de mejorar la disponibilidad de información para promover nuevas inversiones.

La futura plataforma reunirá datos geológicos y antecedentes técnicos del subsuelo con el objetivo de simplificar el análisis de oportunidades exploratorias. La intención oficial es que empresas e inversores accedan a información consolidada para reducir incertidumbre y agilizar la evaluación de proyectos.

Dentro del esquema previsto se incorporarán recursos asociados a hidrocarburos convencionales y no convencionales, minería, geotermia y otras actividades vinculadas al aprovechamiento energético del subsuelo.

La medida se suma a una serie de iniciativas orientadas a ampliar la actividad exploratoria en la provincia. Durante Conexplo, las autoridades destacaron los avances alcanzados en el sector mendocino de Vaca Muerta y las oportunidades identificadas tanto en la Cuenca Neuquina como en la Cuenca Cuyana.

En ese contexto, el gobierno provincial recordó que impulsó una licitación exploratoria en el extremo norte de Vaca Muerta y que se encuentra próximo a adjudicar áreas vinculadas al desarrollo shale de la Cuenca Cuyana.

Según explicó Sánchez Bandini, el objetivo es transformar el conocimiento geológico en una herramienta de desarrollo económico. La disponibilidad de información técnica organizada busca fortalecer el proceso de toma de decisiones y facilitar la identificación de oportunidades de inversión.

Como referencia, la provincia toma experiencias implementadas en países como Canadá, Australia y Ecuador, donde la difusión de información geocientífica forma parte de las políticas para promover exploración y desarrollo de recursos naturales.

Para las empresas de servicios especializados, la iniciativa aparece asociada a posibles oportunidades vinculadas con estudios geológicos, procesamiento de datos, sísmica, exploración, modelado del subsuelo e ingeniería de reservorios.

Más allá de que aún no se publicó el pliego licitatorio, la creación del Data Room Geológico Mendocino representa una acción concreta orientada a ampliar el acceso a información estratégica. La herramienta busca mejorar las condiciones para evaluar proyectos y fortalecer el posicionamiento de Mendoza como destino de inversiones energéticas y mineras.

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Cruz del Sur es una empresa líder en transporte y logística integral, con casi 70 años de historia y capitales nacionales, dedicada a desarrollar soluciones logísticas eficientes para operaciones de alta exigencia en todo el territorio argentino.

A lo largo de esta trayectoria consolidó una red federal con sucursales en todo el país, sostenida por una política constante de reinversión en infraestructura, tecnología, equipamiento y capacitación de las personas que forman parte de la compañía.

Esta evolución le permite acompañar a industrias estratégicas —como la minería y energía— con servicios confiables, seguros y adaptados a los desafíos operativos de cada proyecto, integrando alcance nacional, conocimiento regional y capacidad de respuesta en cada etapa de la cadena logística.

La firma combina experiencia, escala operativa y mejora continua para convertirse en un socio estratégico que aporta eficiencia, trazabilidad y compromiso en operaciones logísticas de alto impacto.

Datos de contacto comercial:

Luis Cabral, Gerente comercial de la división Minería y Energía de Cruz del Sur

lcabral@cruzdelsur.com

www.cruzdelsur.com

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YPF negocia con TotalEnergies un acuerdo para que la compañía francesa se convierta en el comprador de largo plazo del combustible de aviación sostenible (SAF) que producirá la futura biorrefinería de San Lorenzo, en la provincia de Santa Fe. La incorporación de un offtaker internacional aportaría escala comercial a la iniciativa y fortalecería su acceso al mercado europeo.

Las conversaciones entre ambas compañías avanzan desde hace varias semanas y podrían derivar en un entendimiento durante Argentina Week París. La participación de la energética francesa representaría un paso relevante para una iniciativa orientada a reconvertir una refinería convencional en un complejo industrial de combustibles renovables.

La inversión asociada ronda los US$ 500 millones y forma parte de la estrategia de transformación de la refinería santafesina en una biorrefinería dedicada a producir combustible sostenible para aviación y Aceite Vegetal Hidrotratado (HVO) destinado al transporte.

Dentro de la primera etapa se prevé la instalación de una planta de pretratamiento de materias primas con capacidad para procesar hasta 250.000 toneladas anuales, además de obras complementarias sobre tanques, almacenamiento e infraestructura logística.

Posteriormente se desarrollará la segunda fase industrial, que contempla la construcción de la biorrefinería. Según los planes actuales, la instalación contará con una capacidad de procesamiento de 170.000 toneladas anuales y una entrada en operación prevista para fines de 2029.

Detrás del emprendimiento se encuentra Santa Fe Bio, sociedad integrada en partes iguales por YPF y Essential Energy Holdings. La eventual incorporación de TotalEnergies permitiría asegurar un mercado para la producción futura y aportar respaldo comercial a una inversión de gran escala.

El atractivo del negocio está vinculado al marco regulatorio europeo. La Unión Europea estableció una participación mínima de 6% de SAF en la aviación para 2030, porcentaje que aumentará progresivamente hasta alcanzar 70% en 2050.

En ese escenario, TotalEnergies proyecta producir más de 500.000 toneladas anuales de combustible sostenible para aviación en 2028 y aspira a abastecer más del 10% del mercado europeo antes de finalizar la década.

La competencia regional también forma parte del análisis estratégico. Brasil impulsa el proyecto Acelen Renováveis, una iniciativa valuada en US$ 3.000 millones destinada a producir SAF a gran escala y que busca posicionarse dentro del mismo mercado internacional.

Para Argentina, la reconversión de la refinería de San Lorenzo representa una oportunidad para ingresar a una cadena de valor vinculada a la descarbonización del transporte aéreo. La existencia de un potencial comprador internacional mejora la estructura comercial de la iniciativa y fortalece las condiciones para su desarrollo.

Más allá de que las negociaciones todavía no concluyeron, el posible ingreso de TotalEnergies aporta un elemento central para la viabilidad económica del emprendimiento. Además, abre perspectivas para proveedores de ingeniería, obras industriales, logística, automatización, almacenamiento y servicios especializados vinculados al desarrollo de combustibles sostenibles.

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Tucumán será sede de la segunda edición del Foro Argentina Andina, un encuentro que reunirá a funcionarios, empresarios, especialistas, diplomáticos e inversores para debatir sobre minería, energía, infraestructura y desarrollo productivo en las provincias del norte argentino. La convocatoria busca consolidarse como un ámbito de discusión sobre los desafíos y oportunidades que enfrenta la región en sectores estratégicos para la economía nacional.

La agenda estará centrada en temas vinculados a los minerales críticos, especialmente litio, cobre y oro, además de energía convencional y renovable, innovación tecnológica aplicada a la minería, corredores bioceánicos e integración regional. El objetivo consiste en analizar las condiciones necesarias para impulsar nuevas inversiones y mejorar la competitividad de las economías provinciales.

Entre los participantes se destacan el embajador de Estados Unidos en Argentina, Peter Lamelas; el embajador de India, Ajaneesh Kumar; el vocero presidencial Adrián Ravier; el analista político Sergio Berensztein; el economista Nicolás Gadano y Walter Actis, vicepresidente de Supply Chain de YPF. La convocatoria también incluye representantes de empresas mineras y energéticas, entidades financieras, organismos internacionales y cámaras empresarias.

El encuentro se desarrolla en un contexto de fuerte expansión de los proyectos vinculados al litio y al cobre en el NOA. Durante los últimos años, las provincias andinas concentraron una parte relevante de las inversiones anunciadas para minería, mientras que la necesidad de ampliar la infraestructura logística y energética se convirtió en uno de los principales desafíos para sostener el crecimiento del sector.

Dentro de ese escenario, los corredores bioceánicos aparecen como una herramienta estratégica para reducir costos de transporte y mejorar la salida exportadora hacia los puertos del Pacífico. La integración regional también ocupa un lugar destacado debido al creciente interés internacional por los minerales críticos asociados a la transición energética global.

Otro de los ejes del foro será el análisis de las condiciones necesarias para fortalecer la seguridad jurídica y atraer capitales de largo plazo. Empresarios y especialistas debatirán sobre estabilidad regulatoria, financiamiento y coordinación entre el sector público y privado para acelerar proyectos de inversión en minería, energía e infraestructura.

Como actividad complementaria, se presentará el libro Proyecto Aconquija, una publicación elaborada por especialistas de distintas disciplinas que propone una agenda de desarrollo para Tucumán y la región. El trabajo busca aportar herramientas para potenciar la competitividad y el crecimiento productivo del norte argentino.

La realización del Foro Argentina Andina refleja el protagonismo creciente que adquirieron las provincias andinas dentro del mapa de inversiones del país. En un contexto marcado por la expansión de los minerales críticos y las necesidades energéticas asociadas, el encuentro apunta a consolidar una agenda común de desarrollo basada en infraestructura, inversión y federalismo económico.

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Proyectos técnicos para la industria y la energía

CePEMA —Centro de Prospectiva Energética y Medio Ambiente— es un centro de formación profesional y estudios técnicos especializado en industria, energía y tecnología, que desarrolla propuestas de fortalecimiento para profesionales y trabajadores del sector.

Combinamos conocimiento técnico, experiencia profesional y aplicación práctica para acompañar a empresas y equipos en la incorporación, actualización y certificación de competencias.

Soluciones customizadas

Formación In Company

Diseñamos capacitaciones a medida a partir de las necesidades concretas de cada empresa. Analizamos los perfiles de los equipos, los objetivos de la organización y las competencias que se necesitan fortalecer para desarrollar una propuesta adecuada.

Contamos con una amplia oferta de contenidos técnicos y, cuando una necesidad específica no está contemplada en nuestra propuesta, desarrollamos nuevas formaciones junto con la empresa, adaptando contenidos, modalidad y alcance.

Portafolios de Entrenamiento

La brecha entre la teoría y la planta industrial se reduce aquí. Nuestros portafolios están diseñados bajo estándares industriales reales, permitiendo a empresas del sector emular entornos de trabajo auténticos, de forma segura, móvil y robusta.

Certificación de Oficios

Ofrecemos procesos de certificación orientados a reconocer y acreditar los conocimientos y competencias de los trabajadores, contribuyendo a la profesionalización de los equipos y a la formalización de sus capacidades técnicas.

Formación E-learning

Contamos con capacitaciones online especializadas en distintas áreas de la industria y la energía, que permiten incorporar y actualizar conocimientos técnicos con una modalidad flexible.

Provisión de Insumos y Arquitectura de Control

Continuidad operativa, abastecimiento crítico de alta precisión y automatización industrial avanzada para plantas y redes energéticas.

Garantizamos la continuidad operativa de plantas y redes energéticas mediante el diseño e integración de arquitecturas de control e instrumentación de vanguardia. Optimizamos la disponibilidad de sus activos, minimizamos los tiempos de parada no programada y elevamos los estándares de seguridad, eficiencia y ciberseguridad en infraestructura energética.

En un sector donde la confiabilidad de la red no admite interrupciones, acompañamos a las empresas energéticas como un aliado estratégico en la mitigación de riesgos operativos.

Desde el sensor en campo hasta el sistema de supervisión centralizado, automatizamos, digitalizamos y blindamos los procesos productivos para asegurar una operación continua, eficiente y adaptada a las exigencias regulatorias y tecnológicas del mercado actual.

CePEMA. Confiabilidad operativa para la energía del futuro.

Datos de contacto directo

• Mail de contacto: contacto@cepema.com.ar 
• Linkedin: linkedin.con/school/cepema
• Teléfono de contacto: +54 9 11 6546-5077 
• Web: https://cepema.org/

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La adquisición de los activos de ExxonMobil en Vaca Muerta comenzó a reflejarse en los resultados operativos de Pluspetrol. Menos de dos años después de concretar una operación valuada en USD 1.700 millones, la compañía pasó a encabezar el crecimiento productivo del sector hidrocarburífero argentino tanto en petróleo como en gas.

De acuerdo con datos de la consultora Economía & Energía, la producción de petróleo de la empresa aumentó 52,4% interanual durante los primeros siete meses de 2026 y alcanzó un promedio de 51.700 barriles diarios. El avance fue aún más marcado en julio, cuando la extracción llegó a 67.100 barriles por día.

Esa evolución permitió a la operadora superar ampliamente el ritmo de crecimiento registrado por otras compañías con fuerte presencia en el no convencional. En el mismo período, Vista incrementó su producción 40,3%, Chevron avanzó 23,4% e YPF registró una mejora de 3,3%.

Detrás de ese desempeño sobresale el bloque Bajo del Choique-La Invernada, incorporado mediante la compra de las áreas que ExxonMobil operaba en la cuenca neuquina. Los datos de agosto muestran que el activo pasó de 13.000 barriles diarios en 2025 a 46.600 barriles por día un año más tarde.

La expansión también se observó en el segmento de shale oil. Durante julio, la compañía registró un crecimiento interanual de 118,7%, ubicándose entre los desarrollos de mayor dinamismo dentro de la formación.

Junto con el aumento de producción de petróleo se incrementaron los volúmenes de gas asociado. En el mismo bloque, la producción pasó de 0,8 millones de metros cúbicos diarios a 2,5 millones de metros cúbicos por día entre agosto de 2025 y agosto de 2026.

A ese aporte se sumó La Calera, uno de los activos más relevantes del portafolio de la empresa. Tanto esta área como Bajo del Choique-La Invernada se ubicaron entre las que más contribuyeron al crecimiento del shale gas argentino durante el último año.

Los resultados también posicionaron a Pluspetrol al frente del crecimiento entre los principales operadores gasíferos. Bajo criterio de empresa operadora, la producción aumentó 19,7% interanual durante los primeros siete meses del año y alcanzó una mejora de 35,9% en julio.

En el segmento específico de shale gas, la firma registró incrementos de 47% bajo criterio operadora y de 54,4% bajo criterio propietaria. Ambas cifras superaron las registradas por otras compañías con presencia relevante en Vaca Muerta.

Más allá de las estadísticas de producción, los números muestran el efecto concreto de una adquisición que modificó la escala operativa de Pluspetrol dentro del no convencional argentino. La integración de los activos incorporados a fines de 2024 le permitió incrementar su participación en petróleo y gas y ubicarse entre los operadores de mayor expansión dentro de la cuenca neuquina.

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Los precios internacionales del crudo finalizaron septiembre con fuertes ganancias mensuales impulsadas por las tensiones geopolíticas en Medio Oriente y la falta de avances en las negociaciones entre Estados Unidos e Irán. El movimiento llevó al Brent nuevamente por encima de los USD 100 por barril y mejoró el contexto de referencia para los productores de petróleo.

El contrato Brent para entrega en noviembre cerró en USD 103,53 por barril tras avanzar 0,92% en la rueda del miércoles. En términos mensuales acumuló una mejora superior al 14%, la más importante desde julio. El West Texas Intermediate (WTI), referencia para el mercado estadounidense, terminó en USD 90,42 por barril luego de una suba diaria de 1,2% y un incremento cercano al 4% durante septiembre.

Buena parte de la presión alcista estuvo asociada a la situación geopolítica. La ausencia de avances concretos entre Washington y Teherán mantuvo la incertidumbre sobre una eventual flexibilización de sanciones y sobre el posible incremento de la oferta iraní en los mercados internacionales.

A ese escenario se agregó la persistencia de tensiones sobre corredores energéticos estratégicos de Medio Oriente. El estrecho de Ormuz continúa siendo uno de los principales focos de atención para los operadores debido a su relevancia para el comercio mundial de hidrocarburos.

Mientras tanto, Arabia Saudita retomó las cargas de crudo desde el puerto de Yanbu luego de normalizar las operaciones en el oleoducto Este-Oeste. La recuperación de esos flujos permitió recomponer exportaciones regionales, aunque no alcanzó para modificar la tendencia alcista registrada durante el mes.

Los analistas también corrigieron sus expectativas de precios. Una encuesta de Reuters mostró que la previsión promedio para el Brent en 2026 pasó de USD 85,08 a USD 89,05 por barril, reflejando un escenario más firme para el mercado petrolero respecto de las estimaciones publicadas semanas atrás.

Para Argentina, la evolución de estas cotizaciones sigue siendo una variable relevante porque influye sobre la rentabilidad de la producción orientada a la exportación. Las compañías que operan en Vaca Muerta utilizan el Brent como referencia para evaluar ingresos y proyectos vinculados al desarrollo del upstream.

Dentro de la cadena de valor hidrocarburífera, un contexto de precios más altos mejora las condiciones económicas para actividades como perforación, completación de pozos, transporte de crudo y servicios especializados. Aunque la noticia no implica anuncios de inversión ni cambios regulatorios, aporta una señal importante para los actores del sector.

El balance de septiembre deja un mercado condicionado principalmente por factores geopolíticos y de oferta. La combinación de restricciones comerciales, incertidumbre diplomática y expectativas de precios más elevadas sostuvo un escenario favorable para el petróleo durante el último mes.

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El proyecto Argentina LNG, desarrollado por YPF, la italiana Eni y XRG (ADNOC), se aproxima a una de sus etapas más relevantes con la previsión de iniciar la construcción de infraestructura en febrero de 2027, una vez completado el cierre financiero y la firma de la Decisión Final de Inversión (FID).

La hoja de ruta del consorcio contempla formalizar la FID hacia fines de noviembre de este año, instancia que habilitará el desembolso de los fondos necesarios para poner en marcha el mayor proyecto exportador de gas natural licuado de la historia argentina.

Un impulso decisivo llegó recientemente desde Estados Unidos, luego de que el EXIM Bank anunciara una línea de respaldo de hasta US$ 6.000 millones. Ese apoyo permite al consorcio avanzar en la obtención de nuevas garantías financieras con otras agencias de crédito a la exportación para completar la estructura de financiamiento requerida.

Según las estimaciones difundidas por los socios, el proyecto demandará una inversión total cercana a los US$ 51.000 millones durante todo su desarrollo. Dentro de ese monto, aproximadamente US$ 29.000 millones serán ejecutados hasta la entrada en operación de las primeras instalaciones prevista para 2031.

La mayor parte de los desembolsos iniciales estará destinada a infraestructura estratégica. El plan prevé la construcción de dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), gasoductos dedicados, instalaciones portuarias y complejos industriales destinados a procesar el gas proveniente de Vaca Muerta.

A esa infraestructura se sumará un importante programa de expansión productiva. Cerca de US$ 5.000 millones serán destinados al desarrollo upstream, incluyendo perforaciones y nuevas áreas de producción para garantizar el suministro necesario que demandarán las dos unidades flotantes a plena capacidad.

El objetivo central consiste en convertir a Argentina en un exportador relevante de GNL. Para ello, el gas extraído de la Cuenca Neuquina será transportado hasta la costa atlántica, donde se realizará su procesamiento y posterior comercialización hacia mercados internacionales.

En paralelo al avance financiero, las empresas continúan negociando contratos de venta y acuerdos de largo plazo que permitan respaldar la escala de la inversión.

La flexibilidad introducida recientemente por los socios facilitó la transición desde una exigencia basada en contratos comerciales hacia una estructura centrada en el financiamiento asegurado.

La construcción de esta infraestructura abrirá además oportunidades para una extensa cadena de proveedores. Empresas vinculadas a ingeniería, metalmecánica, construcción industrial, logística, servicios energéticos y operaciones portuarias aparecen entre las principales beneficiarias potenciales del desarrollo.

Si los plazos previstos se mantienen, la firma de la FID durante noviembre marcará el inicio de la etapa de ejecución física del proyecto. A partir de entonces, Argentina LNG avanzará hacia la construcción de las instalaciones que permitirán transformar el gas de Vaca Muerta en exportaciones de GNL a gran escala.

Asimismo, el proyecto representa un cambio estructural para el sistema energético argentino. Más allá de la magnitud de la inversión, el desarrollo busca crear una nueva plataforma exportadora de largo plazo capaz de ampliar la generación de divisas y posicionar al país dentro del mercado global de gas natural licuado.

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Chevron presentó un proyecto para incorporarse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con una inversión estimada en US$ 13.800 millones destinada al desarrollo de El Trapial, uno de los principales activos petroleros del norte de Vaca Muerta.

La iniciativa contempla un programa de expansión hasta 2035 con el objetivo de triplicar la producción actual del área y acelerar el desarrollo shale en una región que busca ganar protagonismo dentro de la Cuenca Neuquina.

Ubicado en las cercanías de Rincón de los Sauces, el yacimiento ocupa aproximadamente 450 kilómetros cuadrados y actualmente produce más de 40.000 barriles equivalentes por día. Dentro de ese volumen, la extracción de petróleo ronda los 35.000 barriles diarios.

La incorporación al RIGI aparece como un elemento central para el proyecto. La empresa busca acceder al esquema de incentivos diseñado para grandes inversiones, aunque la iniciativa todavía se encuentra pendiente de aprobación.

El crecimiento previsto tendría efectos directos sobre la actividad económica regional. La mayor cantidad de perforaciones y operaciones de fractura hidráulica requerirá ampliar la contratación de servicios petroleros, equipamiento especializado, transporte, logística e infraestructura de soporte.

Uno de los desafíos operativos más relevantes está asociado al abastecimiento de arena utilizada en los procesos de estimulación. Actualmente, la operación consume alrededor de 70 camiones diarios que transportan unas 2.100 toneladas por día, gran parte de ellas provenientes de Entre Ríos.

También será necesario sostener la provisión de agua requerida por la actividad. Durante los trabajos de fractura hidráulica, El Trapial utiliza cerca de 12.000 metros cúbicos diarios, una demanda que podría incrementarse a medida que avance el programa de expansión.

La infraestructura existente constituye otra ventaja competitiva del bloque. El área cuenta con un aeródromo propio destinado al traslado de personal, una herramienta clave para reducir tiempos logísticos y mejorar la operatividad en una zona ubicada a unos 255 kilómetros de la ciudad de Neuquén.

En la actualidad participan de las operaciones aproximadamente 350 trabajadores entre personal directo e indirecto. Una ampliación de la escala productiva implicaría mayores necesidades de mano de obra y una expansión de la red de proveedores vinculados al desarrollo petrolero.

La apuesta de Chevron se produce en un momento en que Vaca Muerta avanza hacia una nueva etapa de crecimiento apoyada por inversiones en producción, transporte y exportación de hidrocarburos. Si el proyecto obtiene aprobación y ejecuta el programa previsto, El Trapial podría convertirse en uno de los principales polos de expansión petrolera del norte neuquino durante la próxima década.

Asimismo, el plan refleja una tendencia cada vez más visible dentro de la industria: la expansión del desarrollo shale más allá del eje tradicional de Añelo. El mayor protagonismo de áreas como Rincón de los Sauces muestra cómo la frontera productiva de Vaca Muerta continúa ampliándose hacia nuevas zonas con potencial de crecimiento.

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El Gobierno argentino elevó la tensión en torno a la explotación de recursos naturales en el Atlántico Sur al intimar formalmente al Reino Unido para que suspenda las actividades vinculadas al proyecto petrolero Sea Lion, ubicado en la Cuenca Malvinas Norte.

La medida fue comunicada por la Oficina del Presidente y establece un plazo de dos semanas para que Londres detenga las operaciones impulsadas por las compañías Rockhopper Exploration y Navitas Petroleum, responsables del desarrollo offshore.

En el centro de la controversia se encuentra uno de los proyectos hidrocarburíferos más relevantes previstos en aguas próximas al archipiélago. Sea Lion se localiza aproximadamente a 220 kilómetros al norte de las Islas Malvinas y apunta a explotar recursos petroleros en la Cuenca Malvinas Norte.

Como parte de la respuesta oficial, la administración nacional instruyó a la Cancillería y a los equipos jurídicos del Estado para avanzar con el arbitraje internacional contemplado en la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar.

Además de la vía arbitral, Argentina anticipó que podría solicitar medidas provisionales ante el Tribunal Internacional del Derecho del Mar si el Reino Unido mantiene el avance del emprendimiento una vez vencido el plazo establecido.

La posición argentina se apoya en las resoluciones 2065 y 31/49 de la Asamblea General de las Naciones Unidas. Desde esa interpretación, la explotación de recursos naturales en áreas bajo disputa constituye una decisión unilateral incompatible con el proceso de negociación sobre la soberanía del archipiélago.

Otro frente de conflicto surgió a partir de presuntos vuelos efectuados entre las Islas Malvinas y Punta Arenas. El Ejecutivo anunció sanciones administrativas y denuncias penales contra THALES UK LIMITED por operaciones que, según sostiene, habrían sido realizadas sin autorización argentina.

Según la información oficial, esas conexiones aéreas habrían servido para trasladar empresarios británicos hacia Chile con el objetivo de participar en encuentros comerciales vinculados al desarrollo de actividades económicas asociadas al archipiélago.

La dimensión económica del conflicto no es menor. De acuerdo con estimaciones difundidas por autoridades británicas, el desarrollo de Sea Lion podría generar aproximadamente US$2.000 millones en regalías a lo largo de tres décadas de producción, un factor que explica parte de la relevancia estratégica que ambas partes asignan al proyecto.

En paralelo a las acciones diplomáticas, la Justicia argentina ya intervino sobre el caso. La jueza federal de Río Grande, Mariel Borruto, dispuso una medida cautelar para que las empresas involucradas se abstengan de iniciar o continuar obras relacionadas con el emprendimiento mientras avanzan las actuaciones judiciales correspondientes.

Mientras transcurren las dos semanas fijadas por Argentina, el conflicto suma componentes diplomáticos, jurídicos y energéticos. La evolución del reclamo y la respuesta británica serán determinantes para definir el futuro inmediato de uno de los desarrollos offshore más sensibles del Atlántico Sur.

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La actividad minera continúa consolidando su peso dentro de la economía de Jujuy, donde actualmente sostiene alrededor de 3.500 puestos de trabajo directos registrados y beneficia de manera indirecta a unas 10.000 personas vinculadas a la cadena de valor del sector.

Los datos fueron destacados por Arturo Pfister, presidente de la Cámara Minera de Jujuy, quien señaló que la industria mantiene niveles de actividad que le permiten seguir contribuyendo al empleo privado provincial en un contexto complejo para otros sectores productivos.

Además del impacto laboral, la minería se afianza como una de las principales generadoras de divisas para la provincia. Hasta agosto de 2026, las exportaciones acumuladas del sector rondaban los US$1.000 millones, según las cifras difundidas por la entidad empresaria.

Una característica especialmente valorada por los referentes de la industria es el nivel de formalización de los puestos de trabajo. Los empleos generados por la actividad cuentan con aportes previsionales, cobertura de salud y condiciones laborales registradas, lo que fortalece su incidencia sobre la economía local.

También sobresale la participación de trabajadores jujeños dentro de la estructura ocupacional minera. Más del 70% de quienes se desempeñan en el sector son residentes de la provincia y una parte significativa pertenece a comunidades ubicadas en zonas de influencia directa de los proyectos, particularmente en la Puna.

El desarrollo de capital humano aparece como otro de los pilares del crecimiento minero. Durante este año varias compañías impulsaron programas de capacitación orientados a cubrir la demanda futura de perfiles técnicos vinculados al litio y a otras especialidades industriales.

Entre las iniciativas mencionadas se encuentra la desarrollada por CNGR junto con la Universidad Nacional de Jujuy, que incluye un programa de formación especializada en química minera y procesos de extracción de litio. Actualmente participan 25 becarios seleccionados para capacitarse en estas áreas.

Más allá de los indicadores económicos, la expansión de la actividad también genera efectos sobre el desarrollo territorial. Desde el sector destacan que la permanencia de trabajadores y familias en las comunidades mineras favorece la demanda de servicios, educación e infraestructura local.

De cara a los próximos años, uno de los desafíos centrales será transformar los proyectos que hoy se encuentran en etapa de exploración en nuevas operaciones productivas. Ese proceso será determinante para sostener el crecimiento del empleo, ampliar las exportaciones y profundizar el aporte de la minería al desarrollo económico de Jujuy.

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Tras su llegada desde Houston, los equipos de perforación de última generación ya se encuentran operativos, marcando el primer gran hito en la ejecución del contrato vigente con YPF.

DLS Archer, líder en soluciones integradas para desarrollos no convencionales, anunció que los equipos de perforación Súper High Spec identificados como DLS-175 y DLS-176 ya se encuentran operando plenamente para YPF en Vaca Muerta. Ambas unidades se incorporan a la flota local como resultado del acuerdo estratégico firmado a principios de año con la compañía estadounidense Patterson-UTI. 

El inicio de las operaciones de estos perforadores, arribados a la provincia de Neuquén procedentes de Houston, materializa la ejecución del contrato por cinco años firmado con YPF, que incluye la provisión de un equipo adicional, también de última generación, DLS-177 y con la integración de servicios de perforación con presión controlada (MPD). 

La alianza con Patterson-UTI permitió atender la creciente demanda de perforación de alta complejidad en las áreas no convencionales. El despliegue de los equipos 175 y 176 introduce estándares internacionales de automatización y seguridad operativa, comparables a los de las cuencas más avanzadas del mundo, optimizando recursos y ofreciendo un servicio de alto valor agregado que impulsa la productividad en cada pozo. 

Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer, destacó el avance de las operaciones: “Ver a los equipos 175 y 176 perforando en Vaca Muerta nos llena de orgullo y es la demostración concreta de nuestra capacidad de ejecución. Junto a YPF, potenciamos nuestra presencia en el mercado argentino, reafirmamos nuestro compromiso con la excelencia operativa y la seguridad en cada aspecto de nuestras operaciones y seguimos consolidando una relación estratégica que transforma la industria.” 

La puesta en marcha de estas unidades no solo fortalece la eficiencia de nuestras operaciones, sino que tracciona al resto de la cadena de valor local, impulsando al ecosistema energético regional a elevar sus estándares de servicios, lo que redunda en una mejora para la industria en general.

Con este nuevo hito operativo, y de cara a la futura llegada del equipo DLS-177 programada para el primer trimestre de 2027, DLS Archer consolida su liderazgo para el crecimiento sostenible de la industria energética argentina.

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La Embajada de Suecia y Business Sweden organizaron una agenda de reuniones, visitas y actividades con autoridades, empresas y proyectos mineros. La Iniciativa Minera Sueca se realiza por primera vez en San Juan.

29 de septiembre de 2026. – Una delegación integrada por representantes del sector público y privado de Suecia visitó San Juan con el objetivo de fortalecer los vínculos con el ecosistema minero argentino, conocer de primera mano las oportunidades y desafíos del sector y explorar nuevas posibilidades de cooperación institucional y empresarial.

La iniciativa es impulsada por la Embajada de Suecia en Argentina, Business Sweden, y la Oficina Comercial de Suecia, y contempla reuniones con autoridades, empresas mineras, desarrolladores de proyectos, operadores y proveedores, además de una visita operacional y espacios de intercambio con distintos actores de la actividad minera. 

La delegación cuenta con el respaldo de Team Sweden, la red de organizaciones públicas suecas que coordina el ámbito diplomático, los esfuerzos de promoción comercial, financiamiento de exportaciones, cooperación para el desarrollo y fortalecimiento de capacidades, con el objetivo de impulsar soluciones sostenibles y la colaboración de largo plazo entre Suecia y la Argentina.

La visita da continuidad a la realizada en 2025, cuando el embajador y una delegación de empresas suecas, se reunió con Los Azules, Vicuña y Veladero, y fueron recibidos por la Gobernación de la Provincia. En esta ocasión, se dio inicio a la agenda de la delegación con una reunión con la Cámara Minera de San Juan y sus asociados: Los Azules, Vicuña, Veladero, Gualcamayo y Glencore.

Uno de los puntos centrales de la agenda fue la Iniciativa Minera Sueca Argentina 2026. Allí se creó un espacio de diálogo y colaboración entre representantes suecos y argentinos para compartir conocimiento, experiencias y buenas prácticas, y analizar oportunidades de trabajo conjunto en torno al desarrollo de la minería. 

Entre los principales temas de discusión estuvieron la gestión eficiente y responsable del agua y el desarrollo de capacidades para el sector minero, junto con cuestiones vinculadas con digitalización, talento, medioambiente, proyectos mineros en etapa de pre-operación y optimización de las operaciones extractivas.

Un valor importante para Suecia es la colaboración entre la Industria, Gobierno, Academia y Sociedad Civil. 

En esta edición de la Iniciativa Minera Sueca se colaboró de cerca con la Universidad Nacional de San Juan; y en ese marco de colaboración se inauguró la muestra de minería del Instituto Sueco, que será exhibida en la Universidad Nacional de San Juan. 

“Suecia combina más de mil años de tradición minera con innovación, energía limpia y colaboración. Queremos poner esa experiencia al servicio de una minería argentina cada vez más productiva, segura y sostenible, y construir relaciones de largo plazo con San Juan”, señaló Torsten Ericsson, Embajador de Suecia en Argentina.

“Argentina, y particularmente San Juan, se ha consolidado como uno de los polos más dinámicos para el desarrollo minero en la región. Desde Suecia vemos una gran oportunidad para profundizar la cooperación entre nuestros países, combinando experiencia, innovación y tecnología con las necesidades y desafíos del sector local. Esta delegación refleja nuestro compromiso de construir alianzas de largo plazo que contribuyan a una minería más productiva, sostenible y segura”, señaló Jesper Bernhardsson, Gerente General de Business Sweden para Cono Sur.

La delegación estuvo integrada por más de 40 representantes de ABB, Atlas Copco, Boreal Orchards, Epiroc, Kreab, Octave, Sandvik, Securion, SKF, Volvo Group y Kiruna Drilling (Wassara), entre otras, que cuentan con capacidades y amplia experiencia a nivel global vinculadas a distintos segmentos de la cadena de valor minera. 

También participaron altos delegados del Consejo Internacional de la Industria Sueca, la Agencia Sueca de Cooperación Internacional para el Desarrollo (ASDI), la Cámara de Comercio Sueco Argentina, y los entes de financiamiento SEK y EKN. 

La presencia sueca en San Juan busca contribuir al intercambio sobre algunos de los principales desafíos que enfrenta actualmente el desarrollo minero, a partir de capacidades desarrolladas por el país nórdico en áreas como innovación, sostenibilidad, seguridad, productividad y cooperación entre el sector público y privado.

La visita combinó reuniones institucionales, encuentros empresariales, diálogo con proyectos mineros y una visita operacional a Los Azules y visita a la planta de procesamientos de piedra caliza junto a la empresa Calidra. El objetivo es generar conocimiento de mercado y procesos productivos, identificar necesidades concretas y explorar oportunidades de colaboración entre actores suecos y argentinos.

La elección de San Juan responde también a la relevancia que tiene la provincia dentro del desarrollo minero argentino y a la posibilidad de establecer un diálogo directo con autoridades, empresas y proyectos que forman parte de un ecosistema en expansión.

La agenda en Argentina forma parte de una iniciativa regional del Gobierno de Suecia que continuará posteriormente en Perú.

Business Sweden es la organización que impulsa y facilita las relaciones comerciales y de inversión entre Suecia y otros mercados, trabajando junto con empresas y actores públicos para identificar oportunidades y desarrollar vínculos de largo plazo. 

La Iniciativa Minera Sueca 2026 es organizada por la Embajada de Suecia en Argentina y Business Sweden, en el marco de Team Sweden, y busca fortalecer la cooperación entre ambos países en torno al desarrollo de una minería más innovadora, productiva, segura y sostenible.

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YPF iniciará una nueva campaña de estudios técnicos en el Golfo San Matías como parte del desarrollo de Argentina LNG, el proyecto diseñado para convertir la producción de gas de Vaca Muerta en una plataforma de exportación de gas natural licuado a gran escala.

Los trabajos serán realizados desde el buque Rustrigen, una embarcación especializada en relevamientos marítimos y monitoreo ambiental. La campaña tendrá una duración estimada de una semana y estará enfocada en la recopilación de información necesaria para las futuras etapas de ingeniería.

Entre las tareas previstas figura la revisión y el mantenimiento de los equipos de monitoreo instalados previamente en la zona. Estos sistemas permiten registrar variables vinculadas a corrientes marinas, oleaje y oscilaciones del nivel del mar, información clave para el diseño de la infraestructura exportadora.

La nueva campaña dará continuidad a estudios geofísicos y oceanográficos desarrollados en meses anteriores frente a la costa rionegrina. Los datos obtenidos servirán para profundizar el conocimiento de las condiciones operativas del área donde se emplazarán las futuras instalaciones.

Detrás de la iniciativa se encuentran YPF, Eni y XRG, socios que impulsan el desarrollo de un esquema exportador destinado a posicionar a Argentina como proveedor mundial de GNL.

El plan inicial contempla una capacidad de producción de hasta 12 millones de toneladas anuales de gas natural licuado hacia 2030. A medida que avance el proyecto, la infraestructura podría ampliarse hasta alcanzar una capacidad cercana a los 18 millones de toneladas por año.

Para materializar ese objetivo se prevé la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción frente a la costa de Río Negro. Estas instalaciones permitirán procesar el gas natural y transformarlo en GNL para su transporte marítimo hacia mercados internacionales.

La disponibilidad de grandes volúmenes de gas aparece como uno de los factores centrales del esquema. En ese contexto, Vaca Muerta será la principal fuente de abastecimiento de las futuras plantas flotantes, consolidando su rol como motor del crecimiento exportador energético argentino.

Más allá de que el proyecto continúa en etapa de estudios, la realización de nuevos relevamientos en el Golfo San Matías representa un avance operativo concreto. Cada campaña técnica aporta información indispensable para reducir riesgos, completar la ingeniería y preparar las próximas fases de una iniciativa que busca abrir una nueva etapa para las exportaciones de gas del país.

La consolidación de Argentina LNG también tiene implicancias para una amplia cadena de valor vinculada a infraestructura portuaria, servicios marítimos, ingeniería, logística y construcción industrial. Por ese motivo, el avance de los estudios técnicos es seguido de cerca por empresas que aspiran a participar en uno de los desarrollos energéticos más relevantes de la próxima década.

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El Gobierno de Mendoza abrió una nueva instancia de diálogo con la Agencia Francesa de Desarrollo (AFD) para explorar alternativas de financiamiento destinadas a proyectos de energía, minería, infraestructura y transporte vinculados al crecimiento productivo de la provincia.

La agenda fue encabezada por la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, quien presentó a la delegación francesa los principales ejes sobre los que trabaja Mendoza para acompañar el desarrollo económico de los próximos años.

Entre los temas abordados apareció la infraestructura necesaria para sostener la expansión de la actividad minera y energética. El intercambio incluyó necesidades vinculadas con logística, servicios de soporte, capital humano y fortalecimiento de proveedores locales.

Un capítulo específico estuvo dedicado al Metrotranvía de Mendoza. Los representantes de la AFD compartieron avances de los estudios que vienen desarrollando y manifestaron interés en evaluar mecanismos que permitan acompañar financieramente futuras etapas del sistema.

La misión francesa estuvo integrada por Marie-Pierre Bourzai, responsable de la AFD en Argentina; Anna Lipchitz, directora para América Latina; Gabriel Chautiaux, especialista en proyectos energéticos; y Aurélie Ghueldre, referente en iniciativas urbanas y transporte.

Desde la provincia señalaron que uno de los objetivos centrales del encuentro fue transmitir una visión integral del desarrollo minero, donde la sostenibilidad, la educación, la formación y la infraestructura aparecen como elementos inseparables del crecimiento de la actividad.

Otro eje de trabajo estuvo relacionado con el fortalecimiento de la cadena de proveedores. Mendoza busca ampliar la capacidad de las empresas locales para participar en proyectos energéticos y mineros mediante capacitación, incorporación de tecnología y generación de nuevas capacidades productivas.

A nivel institucional, ambas partes coincidieron en la necesidad de identificar cuáles son las inversiones prioritarias para acelerar el desarrollo de sectores estratégicos y mejorar las condiciones de competitividad de la provincia.

Por el momento no se anunciaron créditos, desembolsos ni proyectos financiados. Sin embargo, el encuentro permitió establecer una hoja de ruta conjunta para analizar futuras herramientas de financiamiento destinadas a infraestructura, movilidad y desarrollo productivo.

La continuidad de los trabajos técnicos y la futura visita de equipos de la AFD a Mendoza determinarán si estas conversaciones pueden transformarse en proyectos concretos de inversión. Mientras tanto, la provincia busca posicionar la infraestructura y el desarrollo de proveedores como pilares para acompañar el crecimiento esperado de la minería y la energía.

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Los mercados petroleros comenzaron a registrar señales de mayor estabilidad luego de que las exportaciones de crudo de Medio Oriente recuperaran casi por completo los niveles previos al conflicto regional. Aun con esa mejora, los precios internacionales continúan operando cerca de los US$100 por barril.

Según estimaciones de JPMorgan Chase y Goldman Sachs, los volúmenes exportados desde la región alcanzan actualmente alrededor del 98% de los flujos observados antes de la guerra, lo que contribuye a aliviar parte de las tensiones sobre la oferta global.

Una porción significativa de esa recuperación proviene de Arabia Saudita, que incrementó los envíos mediante rutas alternativas mientras avanzaba con la normalización parcial del transporte de petróleo desde el Golfo hacia los mercados internacionales.

El uso creciente del oleoducto Este-Oeste permitió desviar parte de las exportaciones hacia puertos ubicados sobre el Mar Rojo, reduciendo la dependencia operativa del estrecho de Ormuz, uno de los principales corredores energéticos del mundo.

Las cifras recopiladas por bancos y consultoras muestran que la región exportó alrededor de 23 millones de barriles diarios durante la última semana, una referencia que vuelve a ubicarse cerca de los niveles habituales registrados antes de las interrupciones derivadas del conflicto.

Pese a la recuperación de los flujos, los precios permanecen elevados. El Brent para entrega en diciembre continúa cerca de los US$98 por barril, mientras otras posiciones mantienen cotizaciones superiores a los US$100, reflejando que persisten riesgos relevantes para el mercado.

Entre esos factores aparecen la incertidumbre geopolítica en Medio Oriente, las dificultades para alcanzar acuerdos duraderos en la región y la escasez de combustibles refinados que todavía afecta a distintos mercados internacionales.

Desde Estados Unidos también comenzaron a adoptarse medidas orientadas a ampliar la oferta disponible. La administración norteamericana anunció una nueva liberación de hasta 40 millones de barriles desde sus reservas estratégicas con el objetivo de moderar las presiones sobre los precios.

Otro elemento observado por los operadores es la moderación parcial en algunos indicadores de tensión. Los costos de transporte marítimo comenzaron a estabilizarse y ciertos diferenciales de precios reflejan una menor percepción de escasez inmediata de petróleo.

Para Argentina, la evolución del Brent sigue siendo un indicador central. Valores cercanos a los US$100 por barril continúan ofreciendo condiciones favorables para los proyectos exportadores de Vaca Muerta, aun cuando la recuperación de la oferta internacional reduzca parte de la presión alcista que dominó el mercado durante los momentos más críticos del conflicto.

Mientras el flujo de crudo vuelve gradualmente a los canales habituales de comercialización, el mercado energético ingresa en una etapa donde convivirán una mayor disponibilidad de oferta con riesgos geopolíticos todavía abiertos. La evolución de ambos factores será determinante para definir el comportamiento del petróleo durante los próximos meses.

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La petrolera estadounidense Chevron aceleró su apuesta por Vaca Muerta con un plan que busca transformar a El Trapial en uno de los principales motores de crecimiento de su producción no convencional durante la próxima década.

El proyecto fue presentado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y contempla desembolsos por US$13.800 millones, una de las mayores iniciativas privadas anunciadas en Neuquén para el desarrollo del shale oil.

La decisión marca un cambio de escala dentro de la estrategia regional de la compañía. Después de años concentrando gran parte de sus inversiones no convencionales en Estados Unidos, Chevron incorporó formalmente a Vaca Muerta dentro de su cartera global de activos shale.

Entre los desarrollos incluidos en esa redefinición aparecen El Trapial y Narambuena, que pasaron a compartir relevancia estratégica con áreas de referencia internacional como Permian, Bakken y DJ Basin.

Ubicado en el norte de la Cuenca Neuquina, el bloque cuenta con una superficie de 397 kilómetros cuadrados y posee una larga historia dentro de la industria petrolera argentina. Durante los primeros años de este siglo llegó a producir alrededor de 60.000 barriles diarios, antes de ingresar en una etapa de declino asociada al agotamiento natural de los reservorios convencionales.

La irrupción de Vaca Muerta modificó ese escenario. En 2022 la compañía avanzó con la reconversión del área hacia una concesión de explotación no convencional, abriendo una nueva etapa enfocada en el desarrollo shale.

Actualmente, el programa productivo ya muestra niveles significativos de actividad. La empresa perforó 47 pozos no convencionales distribuidos en 12 pads operativos y sumó un nuevo equipo de perforación durante agosto para acelerar las tareas de desarrollo.

El objetivo de largo plazo consiste en triplicar la producción hacia 2035, apoyándose tanto en nuevas perforaciones como en una expansión progresiva de la infraestructura asociada al proyecto.

La estrategia no se limita al crecimiento de los pozos. Paralelamente avanzan trabajos de modernización destinados a fortalecer la capacidad de procesamiento de gas, almacenamiento de crudo y evacuación de producción.

En materia gasífera, el área se encuentra vinculada al Gasoducto Vaca Muerta Norte operado por TGS, permitiendo transportar la producción hacia Tratayén e integrarla al sistema regional.

La logística petrolera también ocupa un lugar central dentro del esquema de expansión. Chevron participa en la sociedad VMOS y contrató el 12% de la capacidad disponible, asegurando espacio para evacuar hasta 66.000 barriles diarios una vez que el crecimiento proyectado alcance mayor escala.

Ese acceso garantizado al sistema de transporte constituye uno de los principales pilares del perfil exportador que la compañía imagina para el bloque.

Dentro de la petrolera reconocen que las nuevas condiciones regulatorias y económicas influyeron en la decisión de aumentar la exposición al mercado argentino. La búsqueda de previsibilidad a largo plazo aparece como uno de los factores centrales detrás de la presentación realizada bajo el marco del RIGI.

A diferencia de etapas anteriores, cuando Vaca Muerta competía por recursos con los grandes desarrollos shale estadounidenses, la compañía considera que el activo neuquino logró posicionarse entre las prioridades globales de inversión.

Más allá de la magnitud financiera, la iniciativa promete generar una importante demanda de servicios petroleros, perforación, fractura hidráulica, transporte, construcción industrial e infraestructura energética.

La evolución de El Trapial también será observada como una señal sobre el nivel de confianza que los grandes operadores internacionales mantienen respecto del potencial argentino. Si el proyecto avanza según lo previsto, Chevron convertirá a uno de sus antiguos activos convencionales en un nuevo polo de producción shale orientado al mercado exportador.

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El proyecto Argentina GNL continúa sumando etapas técnicas en la costa atlántica rionegrina. Esta semana, el buque argentino Rustrigen inició una nueva campaña geofísica y oceanográfica en el Golfo San Matías, destinada a recopilar información necesaria para el diseño de la futura infraestructura offshore vinculada a la exportación de gas natural licuado.

Las tareas forman parte del programa de estudios impulsado por YPF para caracterizar las condiciones marítimas donde operarán las unidades flotantes de licuefacción previstas dentro del esquema exportador del proyecto.

La campaña tendrá una duración aproximada de una semana e incluye la inspección y el mantenimiento de equipos de monitoreo instalados previamente en el área de trabajo.

Estos instrumentos permiten registrar información sobre corrientes marinas, altura de olas y variaciones en los niveles del mar, variables fundamentales para el desarrollo de los futuros estudios de ingeniería.

El relevamiento actual constituye la continuidad de una serie de investigaciones realizadas en la zona durante los últimos meses. En febrero se llevaron adelante estudios geotécnicos sobre el lecho marino para analizar las condiciones del subsuelo donde se emplazarán distintas instalaciones offshore.

La información obtenida en estas campañas permitirá reducir incertidumbres técnicas y avanzar en la definición de los diseños necesarios para las próximas etapas del proyecto.

Dentro del plan presentado hasta el momento, Argentina GNL contempla una capacidad inicial de hasta 12 millones de toneladas anuales de gas natural licuado hacia 2030.

El esquema incluye además una expansión posterior que podría elevar esa capacidad hasta 18 millones de toneladas anuales, consolidando a la costa rionegrina como uno de los principales centros exportadores de energía del país.

La infraestructura proyectada contempla la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción frente a la costa de Río Negro, junto con sistemas de transporte, procesamiento y exportación del gas proveniente de Vaca Muerta.

Otro paso relevante se produjo durante agosto, cuando YPF, Eni y XRG solicitaron el ingreso formal de la iniciativa al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

La dimensión económica del emprendimiento explica la importancia de cada avance técnico. Las estimaciones difundidas indican una inversión acumulada cercana a los US$51.000 millones a lo largo de las distintas fases previstas.

El Golfo San Matías ocupa una posición estratégica dentro de ese desarrollo debido a sus condiciones marítimas y a su cercanía con la infraestructura que permitirá transportar el gas desde la Cuenca Neuquina hasta las instalaciones de exportación.

Más allá del componente energético, la iniciativa abre oportunidades para sectores vinculados con ingeniería, servicios marítimos, construcción industrial, logística, infraestructura portuaria y provisión de equipamiento especializado.

Paralelamente, el Gobierno de Río Negro y YPF continúan desarrollando actividades destinadas a acercar información del proyecto a empresas, instituciones y comunidades de Sierra Grande y San Antonio Oeste, con el objetivo de promover una mayor participación local en la futura cadena de valor.

Aunque las obras principales todavía no comenzaron, cada nueva campaña técnica representa un avance concreto dentro del cronograma general del proyecto. La continuidad de los estudios oceanográficos y geofísicos confirma que la etapa de ingeniería sigue avanzando y que Río Negro continúa preparándose para recibir una de las mayores inversiones energéticas previstas en Argentina.

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La producción petrolera argentina volvió a alcanzar un máximo histórico y se ubicó a menos de 75.000 barriles diarios de una marca que hasta hace pocos años parecía inalcanzable: el millón de barriles por día.

Durante agosto de 2026, el país registró una extracción promedio de 926.925 barriles diarios, impulsada por el crecimiento sostenido de los desarrollos no convencionales de Vaca Muerta.

El principal motor de esa expansión fue el shale oil neuquino, que alcanzó 671.609 barriles por día y sumó más de 26.000 barriles diarios respecto del mes anterior, lo que representó una mejora cercana al 4%.

La evolución de la formación continúa modificando la estructura productiva del país. Actualmente, la mayor parte del crecimiento petrolero argentino proviene de la actividad desarrollada en la Cuenca Neuquina.

En ese contexto, Neuquén registró una producción total de 685.316 barriles diarios, equivalente a cerca del 74% de todo el petróleo extraído en Argentina.

La dependencia provincial respecto de los recursos no convencionales es prácticamente absoluta. Los desarrollos shale aportaron 668.414 barriles diarios, cifra que representó el 97,54% del total producido en territorio neuquino.

El avance también queda reflejado en la comparación interanual. Frente a agosto de 2025, la producción de petróleo neuquina aumentó 25,1%, mientras que el crecimiento acumulado de los primeros ocho meses del año alcanzó 30,39%.

Varias áreas explican buena parte del salto reciente. Entre los bloques que más contribuyeron aparecen Bandurria Sur, Loma Campana, La Angostura Sur I, Rincón de Aranda y Bajo del Toro Norte, todos con incrementos significativos durante el último mes analizado.

La importancia del nuevo récord no se limita a la producción. También amplía la disponibilidad de crudo para exportación en un contexto donde las refinerías locales procesan alrededor de 500.000 barriles diarios.

Con los niveles alcanzados durante agosto, más de 420.000 barriles diarios quedarían potencialmente disponibles para abastecer mercados externos, fortaleciendo el perfil exportador que busca consolidar la industria petrolera argentina.

Ese excedente adquiere especial relevancia a medida que avanzan nuevas obras de transporte y evacuación destinadas a canalizar mayores volúmenes hacia puertos y terminales de exportación.

La mejora productiva también comienza a reflejarse en la posición relativa del país dentro del escenario energético latinoamericano. Los niveles actuales acercan a Argentina a los registros observados recientemente en Guyana y la ubican por encima de los volúmenes producidos por Venezuela.

Aunque Brasil y México continúan operando en otra escala de producción, la evolución de Vaca Muerta permitió que Argentina vuelva a participar de las conversaciones regionales entre los grandes productores de hidrocarburos.

El desempeño energético neuquino no se limitó al petróleo. Durante agosto la provincia produjo 115,47 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, con un incremento interanual del 2,07%.

Los desarrollos no convencionales también dominan ampliamente ese segmento. La producción shale y tight representó 105,92 millones de metros cúbicos diarios, equivalentes al 91,73% del total provincial.

A nivel nacional, la producción de gas alcanzó 153,38 millones de metros cúbicos diarios, de los cuales aproximadamente tres cuartas partes tuvieron origen en Neuquén.

Los números de agosto confirman que el crecimiento energético argentino depende cada vez más de Vaca Muerta. La combinación de récords productivos, mayor saldo exportable y expansión de infraestructura acerca al país a una marca histórica que podría convertirse en realidad antes de finalizar 2026.

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El crecimiento del petróleo no convencional argentino continúa apoyándose en un grupo reducido de operadoras, pero detrás de los récords de producción emerge un desafío cada vez más exigente: sostener el volumen extraído frente al rápido declino natural de los pozos shale.

De acuerdo con un informe de GtoG Energy, YPF mantiene una posición dominante dentro de Vaca Muerta al concentrar el 48,9% de toda la producción de petróleo no convencional del país, con un volumen de 317,4 mil barriles diarios.

La concentración se amplía aún más cuando se observan los principales jugadores de la cuenca. Junto a Vista, Pluspetrol, Shell y Pan American Energy, las cinco mayores operadoras explican el 80,6% de todo el shale oil argentino.

Ese liderazgo también se refleja en la actividad de campo. Durante el último mes se registraron 2.010 etapas de fractura hidráulica en la Cuenca Neuquina y más de la mitad fueron ejecutadas por YPF.

A medida que la formación madura, la estabilidad productiva depende cada vez menos del potencial geológico y cada vez más de la capacidad de inversión de las compañías. El principal problema es la velocidad con la que declinan los pozos una vez puestos en producción.

Según el estudio, la base productiva no convencional pierde en promedio un 39,2% anual. En términos concretos, los pozos que hace doce meses aportaban 513,6 mil barriles diarios producen actualmente 312,2 mil barriles diarios, lo que implica una caída de 201,4 mil barriles por día.

Esa pérdida debe ser compensada constantemente mediante nuevas perforaciones. Por esa razón, de los 513 pozos conectados durante el último año, el 62% tuvo como único objetivo neutralizar el declino del sistema antes de generar crecimiento adicional.

Las proyecciones hacia adelante muestran una exigencia todavía mayor. Sólo para mantener el nivel actual de producción será necesario sumar 399 nuevos pozos durante los próximos doce meses.

Si la industria pretende repetir la tasa de crecimiento registrada durante el último año, el esfuerzo aumenta significativamente. En ese escenario deberían incorporarse aproximadamente 611 pozos nuevos en un período de doce meses.

El impacto financiero de esa actividad resulta considerable. Las estimaciones indican que perforar y completar esa cantidad de pozos demandaría cerca de US$6.100 millones anuales, además de consumir unas 6,9 millones de toneladas de arena para fractura, volumen que se acerca a los límites de la capacidad logística disponible en Argentina.

Frente a ese contexto aparece una alternativa que gana relevancia dentro de la industria: la reutilización de activos ya perforados mediante programas de reacondicionamiento y refractura.

El relevamiento identificó 632 pozos no convencionales detenidos o con producción marginal. Excluyendo los abandonados, existen 628 candidatos técnicos que podrían volver a integrarse a la actividad productiva.

Dentro de ese conjunto figuran 252 pozos horizontales potencialmente aptos para campañas de re-frac y 376 pozos verticales, con fuerte concentración en Loma Campana.

Aunque actualmente ese universo aporta apenas el 0,81% de la producción shale, acumula una producción histórica de 117,6 millones de barriles y posee una ventaja relevante: gran parte de la infraestructura necesaria ya está construida.

La reutilización de ductos, locaciones, facilidades de superficie y caminos reduce significativamente las necesidades de inversión frente a un desarrollo completamente nuevo. Mientras un pozo shale puede requerir entre US$8,5 millones y US$13 millones, la recuperación de activos existentes demanda montos considerablemente inferiores.

Los desafíos de eficiencia también aparecen en los campos convencionales. Si bien un pozo shale promedio produce alrededor de 174 barriles diarios frente a los 14,3 barriles diarios de un pozo convencional, miles de perforaciones maduras continúan ofreciendo oportunidades de recuperación bajo modelos operativos especializados.

En la cuenca del Golfo San Jorge, por ejemplo, existen más de 40.000 pozos declarados, aunque sólo 11.277 permanecen actualmente en extracción efectiva, reflejando una situación similar en términos de aprovechamiento de infraestructura ya instalada.

La evolución futura de Vaca Muerta dependerá tanto de la incorporación de nuevos pozos como de la capacidad para maximizar el capital ya invertido. En un escenario de mayores exigencias financieras, presión logística y creciente demanda de servicios especiales, la eficiencia operativa comienza a perfilarse como uno de los factores decisivos para sostener el crecimiento del principal desarrollo hidrocarburífero del país.

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El desarrollo gasífero de Vaca Muerta comienza a abrir nuevas oportunidades industriales más allá de las exportaciones de energía. Un estudio presentado por OLADE concluyó que Argentina cuenta con condiciones especialmente favorables para ampliar la producción de urea y abastecer tanto el mercado local como la demanda regional.

Dentro de ese escenario, Bahía Blanca aparece como uno de los polos con mayor potencial para captar inversiones petroquímicas gracias a su infraestructura industrial, portuaria y de transporte de gas.

La principal ventaja identificada por el informe está vinculada al costo de la materia prima. El gas proveniente de Vaca Muerta puede llegar a Bahía Blanca con un costo estimado cercano a US$3,70 por millón de BTU, una cifra significativamente inferior a los valores de referencia considerados para el gas del Presal brasileño.

La diferencia de precios adquiere una importancia central en la fabricación de fertilizantes nitrogenados porque el gas natural actúa simultáneamente como insumo químico y como fuente de energía para producir amoníaco y posteriormente transformarlo en urea.

El atractivo de esa ecuación se vuelve más evidente al observar la situación del mercado regional. Argentina consume entre 2 y 2,5 millones de toneladas de urea por año y debe importar aproximadamente 1,5 millones para cubrir sus necesidades.

La dependencia del exterior también domina en el resto del Mercosur y Chile. La región produce menos de 2 millones de toneladas anuales frente a una demanda superior a 20 millones, por lo que cerca del 92% del consumo está cubierto por importaciones.

Brasil constituye el mercado más relevante dentro de ese esquema. Durante 2024 concentró alrededor de US$5.000 millones de las importaciones regionales de fertilizantes, lo que lo convierte en el principal destino potencial para nuevos proyectos industriales desarrollados en Argentina.

A pesar de los costos logísticos asociados al transporte marítimo desde Bahía Blanca y al traslado posterior hacia las zonas agrícolas brasileñas, el estudio concluye que la ventaja del gas argentino continúa siendo suficientemente amplia para sostener la competitividad del producto final.

Uno de los proyectos que busca aprovechar ese escenario es Pampa Fértil, impulsado por Pampa Energía. La iniciativa prevé una capacidad de producción de 2 millones de toneladas anuales de urea y una inversión estimada en US$2.700 millones.

La propuesta se complementa con los planes de expansión de Profértil, actualmente uno de los principales productores de fertilizantes nitrogenados del país y un actor central dentro del complejo petroquímico bahiense.

Sin embargo, el crecimiento de la capacidad productiva enfrenta un desafío importante. La disponibilidad de transporte firme de gas aparece como una de las principales limitaciones para la instalación de nuevos emprendimientos de gran escala.

En ese contexto, las ampliaciones previstas en los sistemas de transporte operados por TGS adquieren relevancia estratégica para garantizar el abastecimiento de futuras plantas petroquímicas.

Las necesidades de infraestructura también alcanzan a proyectos de integración regional. Entre las alternativas analizadas figuran nuevas expansiones del sistema gasífero y futuras conexiones que permitan fortalecer el abastecimiento industrial y agrícola en distintos mercados sudamericanos.

Otro aspecto destacado es que el crecimiento de los proyectos de exportación de GNL no necesariamente implicaría una suba directa del precio del gas utilizado por la industria local. Las proyecciones consideradas plantean esquemas productivos con abastecimiento y transporte propios para esos desarrollos.

Más allá de los desafíos de infraestructura, la oportunidad identificada por el trabajo de OLADE muestra una de las alternativas más concretas para agregar valor al gas argentino. La combinación entre abundancia de recursos, costos competitivos y una demanda regional fuertemente dependiente de importaciones posiciona a Bahía Blanca como uno de los centros con mejores perspectivas para expandir la producción de fertilizantes y fortalecer las exportaciones industriales asociadas a Vaca Muerta.

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La transformación energética de la costa rionegrina comienza a generar inversiones que exceden a los ductos, terminales y obras vinculadas al petróleo y al GNL. En Punta Colorada, distintos desarrollos inmobiliarios e industriales avanzan para acompañar el crecimiento esperado de la actividad económica durante las próximas décadas.

Uno de los proyectos más ambiciosos es el plan maestro impulsado por Grupo Terbay, que plantea una estrategia de desarrollo a 30 años combinando actividad residencial, turística e industrial en una misma zona de expansión.

La iniciativa busca anticiparse a las necesidades que generará la llegada de trabajadores, empresas de servicios y operadores vinculados a los emprendimientos energéticos que se proyectan para la región.

Entre las primeras obras aparece un hotel modular de 100 habitaciones que ya se encuentra en construcción. El complejo forma parte de una etapa inicial que también contempla 24 viviendas destinadas a diferentes perfiles de ocupación, desde trabajadores permanentes hasta familias vinculadas a nuevas actividades económicas.

Según explicó Javier Terbay, una parte importante de esa infraestructura podría estar finalizada hacia fines de este año, mientras que el desarrollo inicial completo avanzaría durante 2027.

Otro componente central del proyecto es la creación de un parque industrial diseñado para recibir empresas de distintas dimensiones vinculadas a servicios, logística e industria. El predio contará con accesos conectados a la Ruta Provincial 9 y, posteriormente, a la Ruta Nacional 3.

El diseño busca compatibilizar el movimiento de transporte pesado con los sectores residenciales y turísticos, evitando conflictos de circulación y favoreciendo una planificación urbana de largo plazo.

Las parcelas disponibles tendrán tamaños variables para adaptarse a distintos requerimientos empresariales. La propuesta contempla desde lotes de aproximadamente 10 por 30 metros hasta predios de cuatro hectáreas destinados a actividades de mayor escala.

Una ventaja relevante del emprendimiento es que gran parte de la infraestructura básica ya fue construida. Desde que comenzó el desarrollo de las tierras en 2010, se instalaron diez subestaciones eléctricas, más de 12.000 metros de redes de agua y sistemas propios de almacenamiento mediante cisternas.

El proyecto nació originalmente con una orientación turística, pero el crecimiento previsto para la actividad energética llevó a ampliar el alcance hacia usos residenciales e industriales capaces de sostener una mayor población permanente.

La estrategia comercial incluye esquemas de financiación de hasta 50 y 60 meses para facilitar la radicación de pequeñas y medianas empresas interesadas en instalarse dentro del parque industrial.

Además del nuevo desarrollo, la empresa ya cuenta con antecedentes concretos en la zona. Durante los últimos años comercializó tres hoteles, más de 40 unidades residenciales y una urbanización turística que permitió vender alrededor de 700 lotes.

Actualmente también avanza sobre un nuevo macizo integrado por 100 parcelas, donde cerca del 38% ya registra interés de compra, mientras continúan las obras vinculadas a hotelería y vivienda.

Más allá de la construcción de nuevas infraestructuras, el objetivo es evitar que Punta Colorada se transforme en un campamento temporario asociado a las obras energéticas. La apuesta consiste en generar una base urbana permanente que pueda sostener actividad económica, empleo y población estable una vez que finalice la etapa más intensiva de construcción.

La combinación de exportaciones de petróleo, proyectos de GNL, suelo industrial, viviendas y servicios muestra cómo la expansión energética comienza a derramar inversiones sobre otros sectores de la economía regional. Si los desarrollos previstos avanzan según lo proyectado, Punta Colorada podría consolidarse como uno de los nuevos polos logísticos y urbanos asociados al crecimiento energético de la Patagonia.

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El crecimiento de Vaca Muerta podría convertirse en una plataforma para impulsar nuevas actividades agrícolas y ganaderas en Neuquén mediante un programa de expansión de áreas bajo riego que involucra al Estado provincial y a las operadoras hidrocarburíferas.

La iniciativa contempla una primera etapa de 5.000 hectáreas productivas en la región vinculada al desarrollo no convencional. El objetivo es aprovechar infraestructura hídrica existente para incorporar cultivos y actividades que ya tienen antecedentes exitosos en otras zonas de la provincia.

Entre las alternativas evaluadas aparecen forrajes, olivos, frutos secos, viñedos y cerezas. La estrategia incorpora sistemas de riego tecnificado para optimizar el uso del agua y garantizar la sustentabilidad de los desarrollos productivos.

El gobernador Rolando Figueroa confirmó que la Provincia mantiene conversaciones avanzadas con las empresas que operan en Vaca Muerta para poner en marcha el programa y prevé formalizar un acuerdo durante la exposición Argentina Oil & Gas Patagonia, que se realizará en octubre en Neuquén.

Las operadoras tendrán un rol central en la etapa inicial. Cada compañía financiará pruebas piloto destinadas a evaluar la calidad de las tierras, validar las condiciones agronómicas y determinar qué actividades presentan mejores perspectivas productivas.

A diferencia de otros proyectos asociados a la industria petrolera, el esquema no contempla utilizar agua recuperada de los procesos hidrocarburíferos. El abastecimiento provendrá de los sistemas que hoy transportan agua desde los ríos Neuquén y Colorado hacia las áreas operativas.

La propuesta forma parte de una visión más amplia orientada a utilizar parte de los beneficios generados por el petróleo y el gas para desarrollar nuevas actividades económicas capaces de ampliar la base productiva provincial.

Otro de los ejes en marcha es el proyecto denominado Corredor del Viento, ubicado entre Piedra del Águila y Picún Leufú. La iniciativa permitiría incorporar cerca de 50.000 hectáreas bajo riego y prácticamente duplicar la superficie irrigada existente en Neuquén.

El desarrollo apunta principalmente a fortalecer la producción forrajera y la actividad ganadera. La expansión de esas cadenas permitiría aumentar la oferta local de alimentos y reducir parte de las compras de carne provenientes de otras regiones.

La política hídrica provincial también contempla proyectos de reutilización de agua tratada en distintas localidades. En Zapala, por ejemplo, se prevé utilizar efluentes procesados para generar nuevas áreas productivas bajo riego.

Programas similares avanzan en Cutral Co y Plaza Huincul, donde las obras asociadas a plantas de tratamiento permitirán ampliar la disponibilidad de agua destinada a usos productivos.

En paralelo, la futura represa Nahueve, cuya inauguración está prevista para noviembre, incorporará un esquema multipropósito que combinará generación eléctrica, abastecimiento para consumo humano y riego agrícola.

Más allá de la expansión agropecuaria, la iniciativa abre oportunidades para empresas de infraestructura hídrica, sistemas de riego, maquinaria agrícola, contratistas rurales, proveedores energéticos y servicios técnicos vinculados al desarrollo territorial.

La apuesta de Neuquén consiste en transformar parte de la infraestructura creada alrededor de Vaca Muerta en una herramienta para impulsar nuevas actividades económicas. Si las pruebas piloto resultan exitosas, la provincia podría avanzar en uno de los programas de diversificación productiva más ambiciosos asociados al desarrollo hidrocarburífero argentino.

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La minería ocupó un lugar central durante China Day Salta 2026, un encuentro que reunió a funcionarios, diplomáticos y empresarios para analizar nuevas oportunidades de inversión vinculadas al litio, la energía y la infraestructura en el norte argentino.

La creciente participación de compañías chinas en proyectos mineros fue presentada como uno de los principales motores de la relación económica entre el gigante asiático y las provincias del NOA. En paralelo, el crecimiento de la actividad comienza a generar nuevas demandas de energía, logística y servicios especializados.

Durante la apertura del evento, An Guanghui, consejero económico y comercial de la Embajada de China en Argentina, destacó el potencial de Salta en sectores como minería, energía, agricultura, turismo y transporte, y alentó una mayor presencia de exportaciones argentinas en el mercado chino.

El desarrollo del litio apareció como una de las mayores oportunidades de inversión para los próximos años. La expansión de los proyectos instalados en la provincia obliga a pensar en una infraestructura capaz de acompañar mayores volúmenes de producción y exportación.

Uno de los desafíos identificados es el abastecimiento energético. Actualmente, Salta dispone de alrededor de 300 MW de generación solar, pero la demanda asociada a nuevas operaciones mineras anticipa una necesidad creciente de capacidad eléctrica.

La relación entre minería y energía fue uno de los puntos más mencionados durante la jornada. El crecimiento de la actividad extractiva requiere no sólo mayor generación sino también redes, transporte eléctrico y soluciones energéticas que permitan sostener operaciones de gran escala en zonas alejadas de los centros urbanos.

Otro tema prioritario fue la logística. El ministro de Producción y Minería de Salta, José Ignacio Lupión, señaló la importancia de la Ruta Nacional 51 y del Paso de Sico para conectar las áreas productivas de la provincia con Chile y los puertos sobre el océano Pacífico.

La posibilidad de fortalecer esa salida comercial resulta especialmente relevante para la minería por la cercanía con los mercados asiáticos. Una mejor conectividad permitiría reducir costos operativos y mejorar la competitividad internacional de los proyectos instalados en el NOA.

Dentro de esa estrategia, el Corredor Bioceánico aparece como una de las principales apuestas de infraestructura regional. Las autoridades provinciales destacaron la existencia de financiamiento destinado a mejorar las conexiones con Chile y potenciar el acceso a los puertos del Pacífico.

El crecimiento minero también comienza a tener impacto sobre el entramado empresarial local. La expansión de la actividad impulsa la incorporación de proveedores salteños vinculados con construcción, transporte, mantenimiento, servicios industriales y provisión de insumos.

Además de beneficiar a la minería, las inversiones en infraestructura pueden generar efectos positivos sobre otras actividades económicas. La mejora de las rutas, la disponibilidad energética y la capacidad logística constituyen ventajas competitivas para sectores como el agro y la producción regional.

Desde la Cámara Argentino China de la Producción, la Industria y el Comercio, su presidente, Javier Lozada, destacó el crecimiento del comercio bilateral entre ambos países y planteó la necesidad de profundizar esa relación desde una perspectiva más federal.

La incorporación de tecnología, equipamiento y bienes de capital de origen chino también fue mencionada como una herramienta para mejorar la productividad y ampliar la capacidad exportadora de distintos sectores estratégicos.

Más allá del litio, la discusión dejó en evidencia que el futuro de la minería depende cada vez más de variables vinculadas a energía, transporte e infraestructura. La capacidad de coordinar esos factores será determinante para sostener el crecimiento del sector.

La combinación de recursos minerales, inversiones asiáticas, infraestructura bioceánica y expansión energética ubica a Salta y al NOA en una posición destacada dentro de la estrategia regional de desarrollo. El desafío planteado consiste en convertir ese potencial en nuevas inversiones, empleo y oportunidades para proveedores locales.

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Entre el 19 y el 22 de octubre, la AOG Patagonia volverá a reunir en Neuquén a los principales actores de la industria hidrocarburífera argentina. La exposición, organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y realizada por Messe Frankfurt Argentina, concentrará más de 400 empresas expositoras y una agenda enfocada en operación, financiamiento, desarrollo de proveedores y nuevas tecnologías.

Más que una feria institucional, el encuentro funciona como uno de los espacios de vinculación comercial más relevantes para la actividad petrolera y gasífera. La expansión de Vaca Muerta incrementó la demanda de servicios especializados, equipamiento e infraestructura, una tendencia que se refleja en la participación creciente de proveedores y contratistas.

Dentro del programa de actividades sobresale la presencia de operadores como YPF, Pan American Energy, Chevron, TotalEnergies, Tecpetrol, Pluspetrol y Oldelval, junto con compañías de servicios y fabricantes vinculados a la cadena de valor del desarrollo no convencional.

Para las empresas proveedoras, uno de los espacios más específicos será el “Taller de Proveedores: herramientas para el fortalecimiento de la gestión de terceros”, previsto para el 20 de octubre. La actividad estará orientada a aspectos vinculados con procesos de contratación, cumplimiento y relación con contratistas y subcontratistas.

A la par de las actividades técnicas, el evento incluirá un panel de financiamiento con participación de ejecutivos de Banco Galicia, Banco Nación, Banco Supervielle y Banco Comafi. El objetivo será analizar alternativas de financiamiento e inversión para empresas relacionadas con la industria energética.

Otro bloque de la agenda estará dedicado a variables de largo plazo para el sector. Las comisiones técnicas del IAPG desarrollarán conferencias sobre sustentabilidad, recursos humanos, transporte de gas, seguridad de procesos e incorporación de nuevas herramientas digitales para la gestión empresarial.

También tendrán lugar la décima edición de Jóvenes Oil & Gas, la cuarta Jornada de Seguridad de Procesos y encuentros técnicos vinculados con procesamiento y transporte de gas. Estas actividades buscan fortalecer la formación de profesionales y generar espacios de intercambio entre compañías, instituciones y especialistas.

Desde la óptica de la cadena de valor, la principal relevancia de la AOG Patagonia pasa por la posibilidad de generar contactos comerciales y acercar la oferta de bienes y servicios a los principales compradores de Vaca Muerta. Aunque la agenda no incorpora anuncios de inversión ni adjudicaciones concretas, sí concentra a buena parte de las empresas que lideran las decisiones de contratación dentro del sector.

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Los mercados energéticos internacionales iniciaron la rueda del martes con una corrección en los precios del crudo después de que surgieran nuevas señales de negociación entre Estados Unidos e Irán vinculadas con la situación del estrecho de Ormuz. El movimiento recortó parte de la prima de riesgo geopolítico que había impulsado las cotizaciones durante las jornadas anteriores.

En ese contexto, el Brent del Mar del Norte se ubicó en torno a los USD 105 por barril, mientras que el WTI operó cerca de los USD 92,5. La baja se produjo luego de varios días de volatilidad generada por la incertidumbre sobre la seguridad de una de las rutas más relevantes para el comercio mundial de hidrocarburos.

Detrás de la corrección apareció un factor político concreto. Operadores y analistas siguen de cerca cualquier avance en los contactos diplomáticos entre Washington y Teherán, especialmente aquellos vinculados con una eventual normalización del tránsito marítimo por Ormuz, corredor clave para el abastecimiento energético global.

Hasta apenas 24 horas antes, la dinámica había sido diferente. La falta de avances visibles en las negociaciones había impulsado compras especulativas que llevaron al Brent por encima de los USD 106 por barril. El cambio observado este martes muestra la velocidad con la que el mercado incorpora nuevas señales geopolíticas.

Desde la perspectiva argentina, el dato más relevante no es la corrección diaria sino la permanencia del Brent en niveles superiores a los USD 100 por barril. Ese rango continúa sosteniendo condiciones favorables para las exportaciones de crudo y para los desarrollos de shale oil en Vaca Muerta.

Bajo ese escenario de precios, empresas como YPF, Chevron, Vista, Pan American Energy, Shell y Pluspetrol mantienen un entorno de ingresos internacionales elevado. La volatilidad financiera de corto plazo agrega incertidumbre, pero todavía no altera las señales económicas que observan los proyectos orientados a la exportación.

Por otra parte, la evolución del conflicto en Medio Oriente sigue siendo una variable central para el sistema energético global. Una normalización efectiva del tránsito por Ormuz podría reducir parte de la presión sobre los precios internacionales, mientras que una nueva interrupción logística tendría el efecto contrario sobre la oferta disponible.

Lo verificable hasta el momento es que el mercado comenzó a descontar una posibilidad de diálogo entre las partes. Esa expectativa alcanzó para moderar el avance que venía registrando el crudo durante los últimos días, aunque las cotizaciones continúan ubicándose en valores históricamente altos para los productores exportadores.

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