Con una inversión de 150 millones de dólares, Venoil Energía concretó la toma efectiva del 100 por ciento de las concesiones de las áreas Valle del Río Grande y Cerro Fortunoso, completándose así la cesión en el marco del Plan Andes, encarado por YPF respecto de las áreas convencionales.
Venoil Energía destacó el trabajo realizado por YPF a lo largo de la historia productiva de estas áreas y la articulación desarrollada durante el proceso de transición como base para dar continuidad operativa y proyectar una nueva etapa de desarrollo. La compañía remarcó además la importancia de seguir construyendo vínculos de colaboración que contribuyan al desarrollo energético del país.
El Presidente & CEO de Venoil Energía, Gustavo Naves, expresó que “este take over representa un nuevo salto de escala para la compañía. Nuestro propósito es consolidarnos a través del talento, la eficiencia y la confianza en nuestra cadena de valor”.
Con operaciones en Mendoza y Santa Cruz, Venoil Energía cuenta actualmente con 340 colaboradores. A partir de la incorporación de las operaciones de Malargüe, la compañía alcanzará una dotación mayor a 800 colaboradores, acompañando una nueva etapa de crecimiento y expansión operativa.
En paralelo, Venoil Energía proyecta un plan de inversiones de 229 millones de dólares para sus operaciones en Argentina, de los cuales 206 millones de dólares corresponden a Mendoza y 23 millones de dólares a Santa Cruz.
Con estas inversiones y la ampliación de su escala operativa, Venoil Energía consolida una estrategia de crecimiento sostenido, generación de valor y compromiso con el desarrollo energético de Argentina, destacó la compañía.
Rolando Figueroa cerró otro semestre con superávit en Neuquén. Foto: Matías Subat.
El gobierno de Neuquén mantuvo el superávit de sus cuentas en el segundo semestre del año, empujado por el crecimiento de las regalías de Vaca Muerta y una contención del gasto por debajo de los ingresos corrientes. La fórmula de equilibrio fiscal con obras que Rolando Figueroa implementó desde su llegada al poder en 2023 será parte de la estrategia discursiva para la campaña del año que viene en la diferenciación con la gestión de La Libertad Avanza.
La Provincia cerró la primera mitad del año con una ejecución de recursos por ahora mejor de la que había presupuestado. Esto se dio, principalmente, por efecto de la suba del precio del barril de petróleo que generó la guerra en Medio Oriente y su correspondiente impacto en las regalías y la recaudación de Ingresos Brutos.
Según los datos que difundió el ministerio de Economía de Neuquén, los ingresos corrientes del primer semestre superaron los 4 billones de pesos, de los cuales 1,7 billones correspondieron a regalías. Las de petróleo explicaron más del 76%, las de gas un 18% y las hidroeléctricas completaron el resto.
La segunda fuente de ingresos fue la recaudación provincial, que alcanzó los 1,1 billones a partir del cobro de Ingresos Brutos, Sellos e Impuesto Inmobiliario.
El gobierno destacó que más del 84% de los ingresos corrientes de Neuquén son de origen provincial y que la mayor incidencia de los recursos propios está vinculada al crecimiento de la actividad hidrocarburífera.
La coparticipación nacional y los envíos por leyes especiales, en cambio, fueron apenas de 0,6 billones. El escaso reparto que recibe la provincia del gobierno central es uno de los reclamos que viene haciendo Figueroa, en particular ahora que Neuquén aporta un 5% del Producto Bruto Interno (PBI) del país.
Los gastos, por debajo
En el apartado de los gastos, los corrientes totalizaron 3,4 billones de pesos a junio de este año, con un peso preponderante del gasto salarial, que se llevó 2,4 billones (más del 70%). Neuquén tiene un acuerdo con los gremios estatales por los cuales los sueldos de los 70.000 trabajadores provinciales se actualizaron trimestralmente por inflación.
Otra partida en importancia fue la de transferencias, donde los municipios se llevaron 0,5 billones por el reparto de la coparticipación provincial y otros aportes discrecionales del Poder Ejecutivo.
La secretaria de Hacienda de Neuquén, Carola Pogliano, explicó que el aumento del precio del barril fue lo que permitió compensar parte del impacto de la inflación que viene siendo superior a la prevista en el presupuesto. «Todas las consultoras están estimando que la inflación anual va a estar arriba del 30%», afirmó en declaraciones oficiales.
Pero detalló que, durante los primeros siete meses del año, los ingresos corrientes de la provincia crecieron 18% en términos reales, mientras que los gastos corrientes aumentaron un 7,8%.
Esta diferencia fue la que le permitió a la gestión obtener un resultado económico de 0,5 billones de pesos (583.588 millones) en el primer semestre y mantener el equilibro que es una de las vías que elige Figueroa para diferenciarse de las administraciones anteriores.
El ritmo de la obra pública
En la primera mitad del año, el gobierno también pudo sostener el ritmo de inversión en obra pública, aunque todavía lejos de lo que presupuestó para todo el 2026.
Según los datos publicados por Economía, la Inversión Real Directa alcanzó los 396.079 millones de pesos, cuando la previsión a alcanzar a fin de año es de 1,1 billones.
Es posible que en el monto influya la veda climática que paraliza buena parte de los trabajos en las zonas de la cordillera durante el invierno. Además de las que se retomarán con el comienzo de la primavera, habrá otras que se activarán con licitaciones nuevas como las del corredor petrolero de Vaca Muerta que se acordaron con las empresas operadoras.
El resultado financiero del período alcanzó los 137.377 millones y el planteo de la gestión de Figueroa fue que se busca «sostener el crecimiento sin resignar el orden fiscal». Es la fórmula de superávit, pero con obras, con la que viene distinguiendo su gobierno del que encabeza Javier Milei.
Los funcionarios de Economía ahora están elaborando el proyecto de Presupuesto 2027 que se presentará el 31 de octubre con las variables que presentó el presidente en el Congreso: una inflación anual del 18%, dólar a fin de año de 1.847 pesos y un crecimiento del PBI del 4%.
A eso le añadirá la estimación de producción de gas y petróleo para el año y una previsión respecto de los precios, lo que permitirá estimar las regalías a recibir el año que viene.
El bloqueo del Estrecho de Ormuz ya se llevó 36 millones de toneladas de GNL de procedencia medioriental y empujó a los importadores asiáticos a reescribir sus contratos. Qatar, el mayor exportador mundial, admitió que la crisis retrasa la ampliación de North Field.
El mercado global de gas natural licuado atraviesa un reacomodamiento que dejó de ser coyuntural. Con el Estrecho de Ormuz prácticamente cerrado desde el inicio del conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán, los grandes compradores dejaron de apoyarse en un único proveedor y salieron a asegurarse volúmenes por fuera del Golfo.
Shell le puso número a la disrupción. La pérdida neta de oferta en lo que va del año ronda los 5 millones de toneladas, cerca del 1% al 1,5% del total mundial. Detrás de esa cifra hay un boquete más grande: unos 36 millones de toneladas de suministro medioriental que desaparecieron del mercado, compensadas apenas en parte por capacidad nueva que entró en otras regiones.
Qatar quedó en el centro de la escena. Su CEO, Saad al-Kaabi, que además conduce la cartera energética del emirato, reconoció en el Qatar Economic Forum de Nueva York que el equipamiento necesario para ampliar la producción no logra llegar al país por el bloqueo marítimo. El primer tren de North Field East arrancaría en el primer semestre de 2027, aunque los siguientes quedaron atados a que se despeje Ormuz. North Field South se corrió a 2028. ¿La razón de fondo? Los ataques sobre Ras Laffan borraron el 17% de la capacidad qatarí de licuefacción, con dos trenes que van a necesitar tres años de reparación.
La foto del tráfico marítimo muestra la magnitud del cuello de botella. Según la firma de datos Kpler, un fin de semana reciente cruzaron apenas 12 buques de carga por el estrecho, contra 35 el fin de semana previo. Antes de la guerra pasaban alrededor de 125 grandes buques comerciales por día. Por ese corredor circulaba un quinto del petróleo y del GNL del planeta.
Frente a ese cuadro, la diversificación dejó de ser un discurso. La tailandesa PTT firmó un acuerdo de largo plazo con la noruega Equinor y sondea Omán, Norteamérica y África Occidental. Bangladesh, que dependía de Qatar para el grueso de sus compras, ahora mira hacia Indonesia, Australia y China. Desde Japón, el CEO de Inpex, Takayuki Ueda, insistió con la resiliencia de la cartera y avanza con el campo Abadi en Indonesia, de 9,5 millones de toneladas, con decisión final de inversión prevista para mediados de 2027.
Al tablero se sumaron jugadores nuevos. Timor Oriental proyecta dos plantas greenfield, mientras que referentes del sector señalaron a África Oriental, con el proyecto Rovuma de ExxonMobil y TotalEnergies, a Arabia Saudita y a las Américas como fuentes emergentes de abastecimiento.
La discusión energética argentina dejó de estar centrada en la disponibilidad de recursos y tecnología. Durante las dos jornadas de Energyear Argentina 2026, celebradas el 16 y 17 de septiembre en el Faena Art Center de Buenos Aires, los más de 50 disertantes identificaron tres restricciones medibles para la próxima etapa de crecimiento: capacidad de transporte eléctrico, contratos financiables y reglas capaces de reducir el riesgo durante toda la vida de los proyectos.
AlmaSADI entra en la fase más exigente: ejecutar
El almacenamiento fue el eje técnico del primer día. AlmaSADI adjudicó 700,5 MW distribuidos en 20 proyectos después de recibir 235 ofertas por 8.338 MW. El volumen ofertado confirmó el interés privado, pero también mostró que la licitación fue apenas el comienzo: los adjudicatarios deben cerrar financiación, contratar equipos, resolver importaciones y logística, completar ingeniería e interconexión y cumplir plazos de entrada en operación.
Cinco grupos concentran los proyectos adjudicados (Genneia, DQD Energy, 360 Energy, Aluar e Intermepro). En el encuentro se analizaron calendarios que sitúan las primeras operaciones en 2027. Solar DQD expuso un objetivo de aproximadamente nueve meses entre adjudicación y puesta en servicio para sus primeros sistemas; ese cronograma obliga a coordinar en paralelo financiación, permisos, transporte e instalación de equipos de gran peso y volumen.
El precio adjudicado se ubicó entre U$S 7.632 y U$S 9.705 por MW-mes, con un promedio de U$S 8.427 por MW-mes. La discusión no se limitó al coste de las baterías. Incluyó el sistema de conversión de potencia, protección contra incendios, software de control, degradación, garantías, servicios de red y capacidad de operación bajo condiciones locales. También se señaló el impacto de la clasificación aduanera: el tratamiento vigente aplica una tasa estadística del 3 %, mientras el sector reclama que los equipos sean reconocidos como bienes de capital.
“No estamos hablando solamente de baterías. Hablamos de un sistema completo que debe integrarse a la red y operar con seguridad durante toda su vida útil.” sostuvo Icíar Vargas, de Everyray LATAM.
Para Energyear, el dato principal de AlmaSADI no es únicamente la potencia contratada, sino la transición desde una subasta competitiva hacia una prueba de ejecución. El desempeño de estos 20 proyectos determinará la confianza en futuras convocatorias de almacenamiento y la capacidad de utilizar BESS como complemento de las obras de red, no como sustituto permanente de la expansión estructural.
La transmisión pasa a ser el límite físico del crecimiento
La segunda jornada trasladó el debate desde la generación hacia la infraestructura. Los panelistas describieron una red diseñada para flujos unidireccionales que ahora debe integrar generación distribuida, almacenamiento, nuevos parques renovables y una demanda más electrificada. En ese marco, AMBA I fue presentada como la primera prueba relevante del esquema de expansión: una obra con capacidad cercana a 2.000 MW y un plazo estimado de cinco años, frente a los aproximadamente nueve meses en los que puede desplegarse un sistema BESS.
La diferencia de plazos explica por qué el almacenamiento puede aliviar restricciones inmediatas, pero no reemplaza corredores de alta tensión, estaciones transformadoras y nodos robustos. En el panel se identificaron como puntos críticos Rodríguez, Ezeiza, Abasto y Plomer; además, se planteó la necesidad de pensar corredores de muy alta capacidad y horizontes de planificación de hasta 50 años.
Neuquén aportó una escala concreta al problema. Agustina Barahona, directora ejecutiva del Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN), indicó que la provincia recibió más de 26.000 nuevos residentes en el último año y que aproximadamente 5.000 estaban en edad escolar.
Ese crecimiento demográfico se suma a la expansión productiva y a un territorio extenso, de baja densidad y sometido a condiciones climáticas exigentes. EPEN atiende, además, a unos 2.100 usuarios aislados mediante kits solares. “Tener el recurso no alcanza. Necesitamos las redes para recibir la energía, transportarla y distribuirla.” expresó Barahona.
La provincia produjo 7.700 GWh de energía hidroeléctrica en 2025 (el 25 % del total hidroeléctrico nacional, de acuerdo con las cifras presentadas) frente a un consumo provincial de alrededor de 2.200 GWh. La brecha ilustra una paradoja recurrente: disponer de recurso energético no garantiza capacidad de evacuación ni calidad de suministro local. En paralelo, EPEN proyecta inversiones superiores a U$S 500 millones durante los próximos 10 a 15 años, con nuevas conexiones al SADI, líneas de 132 kV, estaciones transformadoras y recuperación de equipos.
La energía eólica espera red antes que recurso
Argentina opera 72 parques eólicos, 4.558 MW de potencia y 1.249 aerogeneradores, con factores de capacidad expuestos en el evento de entre el 40 % y el 50 % según la Cámara Argentina de Energías Renovable. El panel eólico coincidió en que el recurso y la tecnología no constituyen la barrera principal. La restricción es la capacidad de conexión, especialmente en Patagonia y en los corredores que deben llevar energía hacia los centros de consumo.
Entre las obras mencionadas estuvieron Puerto Madryn–Choele Choel–Bahía Blanca y Vivoratá–Plomer. Los participantes advirtieron que sus plazos pueden extenderse entre cinco y diez años, mientras un parque eólico puede construirse en unos 18 meses. Esa asimetría puede dejar capital y proyectos en espera, incluso cuando existe demanda corporativa de energía renovable para reducir costes y emisiones.
También se mostraron experiencias de inversión privada asociadas a ampliaciones de transporte. PCR Energy informó 440 MW de prioridad de despacho vinculados a proyectos de capacitores (incluido un desarrollo de 210 MW en Olavarría) y otros 350 MW en el NOA. Aluar expuso la integración de 582 MW eólicos con su operación industrial, combinados con generación térmica e hidráulica para gestionar variabilidad y continuidad de suministro.
U$S 10.000 millones: la pregunta es el riesgo, no el recurso
El panel de líderes abordó una pregunta directa: cuál es hoy el principal obstáculo para que ingresen otros U$S 10.000 millones al sector energético argentino. La respuesta de la secretaria de Energía, María Tettamanti, concentró el diagnóstico compartido por desarrolladores y generadores: previsibilidad regulatoria, continuidad de las políticas y reducción de la incertidumbre durante toda la vida de las inversiones.
“Se necesitan normas claras que den previsibilidad a las inversiones, certeza para los proyectos y una reducción de la incertidumbre para las empresas”.
Tettamanti defendió un mercado con señales de precios que reflejen los costes, subsidios residenciales focalizados y una mayor competencia en los segmentos mayoristas. También señaló que la expansión de alta tensión deberá vincular su financiación con los beneficiarios de cada obra y con hitos verificables de avance.
Entre las prioridades se encuentran Vivoratá–Abasto, Puerto Madryn–Choele Choel–Bahía Blanca y las ampliaciones desde Mendoza hacia el norte.
Martín Genesio, Bernardo Andrews y Alejandro Quiroga relacionaron la entrada de capital con la reducción del riesgo país, la estabilidad normativa y la capacidad de sostener marcos como el RIGI más allá de un ciclo político. El consenso no fue pedir ausencia de regulación, sino reglas conocidas, contratos ejecutables y mecanismos de actualización que permitan calcular ingresos, costes y exposición cambiaria.
Financiar exige contratos, garantías y una asignación precisa del riesgo
La mesa de financiación expuso una tensión habitual: los desarrolladores señalan falta de crédito y las entidades financieras responden que faltan proyectos bancables. La diferencia se resuelve en la estructura contractual. Antes de la entrada en operación, los financiadores exigen respaldo corporativo, garantías líquidas o compromisos de los patrocinadores; después, el repago puede apoyarse en los flujos del proyecto, cesiones de seguros, acciones de la sociedad vehículo y garantías sobre equipos.
Banco Galicia explicó que evalúa tanto el activo como la capacidad del patrocinador y que los retrasos suelen aparecer cuando el proyecto no cuenta con un equipo dedicado, cambia de socios o no tiene resueltas las reglas de importación, moneda y regulación. Durante el panel se indicó que los contratos térmicos tienden a plazos de alrededor de un año, mientras los renovables se sitúan habitualmente entre tres y cinco años. Para activos con vidas de 20 años o más, esa diferencia de duración aumenta el riesgo de refinanciación y limita el apalancamiento.
El Banco Internacional de Desarrollo (BID) informó que prepara un programa de garantías para proyectos de transmisión, con AMBA I como primera aplicación. El instrumento combinaría respaldo de liquidez frente a riesgos públicos asignados con asistencia técnica para licitación, modelización económica y financiera, revisión regulatoria y diálogo con el mercado. Su objetivo es reducir el coste de capital sin sustituir la debida diligencia técnica, social y ambiental.
Además del crédito bancario, se analizaron obligaciones negociables, préstamos puente, mercado de capitales y leasing para generación distribuida. Todos estos instrumentos dependen de la misma condición: un contrato capaz de sostener flujos previsibles y distribuir con claridad los riesgos de construcción, operación, moneda, contraparte y cambio regulatorio.
Energyear Argentina 2026 dejó una secuencia técnica clara
La capacidad renovable y el almacenamiento pueden contratarse y construirse con rapidez; la red requiere plazos mucho más largos; y la financiación sólo aparece cuando los contratos convierten la expectativa de ingresos en flujos defendibles. Por eso, la coordinación entre licitaciones de generación y BESS, planes de transmisión, permisos, importaciones y garantías financieras debe realizarse antes de adjudicar, no después.
El sector ya dispone de proyectos, fabricantes, desarrolladores y capital interesado. La siguiente fase exige prioridades de red cuantificadas, cronogramas públicos, reglas estables y responsabilidades asignadas. Si esos elementos se integran, AlmaSADI puede convertirse en una referencia de ejecución y AMBA I en un modelo replicable. Si avanzan por separado, la diferencia entre el tiempo de construcción de los activos y el de la infraestructura seguirá trasladándose a costos, congestión y energía que no puede llegar al consumo.
Sobre Energyear Argentina
Energyear Argentina reúne a autoridades, generadores, transportistas, distribuidores, desarrolladores, fabricantes, entidades financieras, asesores y grandes consumidores para analizar el desarrollo del mercado energético con foco en regulación, inversión, infraestructura, tecnología y ejecución de proyectos. Más información: https://energyear.com/argentina/
Los equipos arribaron el domingo pasado al Puerto de Zárate y posteriormente fueron trasladados por camión hasta Punta Alta.
La terminal de OTAMERICA en Puerto Rosales recibió los brazos de carga que serán destinados a la tercera posición de operación del nuevo muelle del Proyecto Rosa Negra. La incorporación de estos equipos constituye un nuevo avance en la ampliación de la infraestructura ubicada en el partido de Coronel Rosales, que apunta a incrementar su capacidad operativa, según precisaron desde la compañía.
Los equipos arribaron al Puerto de Zárate y posteriormente fueron trasladados por camión hasta Punta Alta. Fabricados por la empresa neerlandesa KANON, cada uno de los brazos de carga tiene una altura de 27 metros, un peso aproximado de 38 toneladas y una capacidad máxima de transferencia de 4.000 metros cúbicos por hora.
Los equipos serán trasladados por vía marítima hasta la plataforma mediante pontones. Este procedimiento forma parte de la secuencia prevista para su instalación en la nueva posición del muelle. El montaje está previsto para la próxima semana, sujeto a las condiciones climáticas necesarias para realizar las maniobras de izaje y posicionamiento.
Los trabajos estarán a cargo de la UTE integrada por Dyopsa, Trevi y Concretnor, mientras que la supervisión corresponderá a la empresa especializada AESA. También participará un técnico especialista de KANON.
Una nueva posición operativa
La llegada de los brazos de carga se produce durante la tercera etapa del Proyecto Rosa Negra, que contempla la incorporación de una posición adicional de operación al muelle existente.
Con esta ampliación, la infraestructura adoptará una configuración en forma de “T” y contará con capacidad para atender operaciones de buques de porte Panamax a Suezmax.
La incorporación de esta tercera posición forma parte de las obras previstas para ampliar la capacidad operativa de la terminal de Puerto Rosales y fortalecer la infraestructura asociada al movimiento de hidrocarburos.
El gobierno de la Provincia del Neuquén, a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), recibió las ofertas de los Sobres B de la Ronda N°1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén (PEN).
En esta instancia se conocieron las propuestas económicas de las empresas que habían superado la etapa técnica para hacerse cargo de las nuevas áreas de Vaca Muerta.
En total, se recibieron 20 ofertas de 10 empresas para ocho de las 15 áreas incluidas en la primera ronda.
La apertura permitió conocer cuánto está dispuesto a aportar cada oferente, el nivel de inversión exploratoria comprometida y las condiciones de regalías y participación. El resultado global arrojó un total de más de U$S 180 millones en bonos al Tesoro provincial y más de U$S 230 millones en inversiones exploratorias.
Las áreas incluidas fueron Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur , Águila Mora Noreste, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas II NE, Santo Domingo II y Chasquivil Sur.
Las propuestas económicas serán sometidas a una evaluación integral que contempla, entre otros aspectos, los trabajos exploratorios comprometidos, el bono de acceso al Tesoro, la regalía incremental y la participación de GyP en la Unión Transitoria, prevista entre el 10 % y el 20 %.
GyP comenzará durante los próximos días el análisis donde se verificará la consistencia técnica de los trabajos ofrecidos, su equivalencia en unidades de trabajo y aplicará los criterios de puntuación establecidos en el pliego.
Con ese análisis se elaborará un informe de preadjudicación, que posteriormente será elevado al Directorio de GyP para la resolución final.
Los usuarios de App YPF ya compraron un millón de acciones de YPF directamente desde la aplicación, a un mes del lanzamiento de la funcionalidad.
El resultado refleja la rápida adopción de una iniciativa que acerca el mercado de capitalesa más personas desde un entorno digital de uso cotidiano y marca un nuevo avance en la evolución del ecosistema digital de YPF.
Esta nueva funcionalidad se desarrolló a partir de la alianza estratégica entre YPF y Santander, orientada a incorporar progresivamente nuevas capacidades financieras y tecnológicas dentro de la aplicación. Así, YPF amplía los servicios disponibles para sus usuarios y mantiene la experiencia dentro de su propio ecosistema digital.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, señaló “Que en tan solo un mes se haya alcanzado el millón de acciones compradas a través de App YPF es una muestra concreta del interés de los argentinos por ser parte de la compañía. Esta iniciativa nos permite acercar YPF a más argentinos y fortalecer el vínculo con quienes nos eligen día a día”.
Alejandro Butti, CEO de Santander Argentina, opinó que “Un millón de acciones negociadas en apenas un mes muestra la potencia del ecosistema de YPF y el enorme potencial de acercar nuevas soluciones financieras a millones de personas desde una experiencia que ya forma parte de su vida cotidiana. En Santander ponemos nuestra tecnología, infraestructura y experiencia financiera al servicio de esa visión. Esta es una alianza de largo plazo, que ya está generando resultados concretos y sobre la que vamos a seguir desarrollando nuevas soluciones para los usuarios de App YPF”.
La provincia de Neuquén concretó un nuevo paso en su estrategia para ampliar el desarrollo de Vaca Muerta. A través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), recibió las ofertas de los Sobres B de la Ronda N°1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén (PEN).
En esta instancia se conocieron las propuestas económicas de las empresas que habían superado la etapa técnica para hacerse cargo de las nuevas áreas de Vaca Muerta.
En total, se recibieron 20 ofertas de 10 empresas para ocho de las 15 áreas incluidas en la primera ronda. La apertura permitió conocer cuánto está dispuesto a aportar cada oferente, el nivel de inversión exploratoria comprometida y las condiciones de regalías y participación. El resultado global arrojó un total de más de US$180 millones en bonos al Tesoro provincial y más de US$230 millones en inversiones exploratorias.
Las áreas incluidas fueron Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur , Águila Mora Noreste, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas II NE, Santo Domingo II y Chasquivil Sur.
Las propuestas económicas serán sometidas a una evaluación integral que contempla, entre otros aspectos, los trabajos exploratorios comprometidos, el bono de acceso al Tesoro, la regalía incremental y la participación de GyP en la Unión Transitoria, prevista entre el 10% y el 20%.
GyP comenzará durante los próximos días el análisis donde se verificará la consistencia técnica de los trabajos ofrecidos, su equivalencia en unidades de trabajo y aplicará los criterios de puntuación establecidos en el pliego.
Con ese análisis se elaborará un informe de preadjudicación, que posteriormente será elevado al Directorio de GyP para la resolución final.
Toyota Argentina e YPF Luz continúan fortaleciendo la alianza estratégica que mantienen desde 2018 para el suministro de energía 100% renovable a la planta productiva de Toyota en Zárate. Gracias a este acuerdo, la automotriz ya utilizó energía renovable equivalente al consumo anual de más de 133.000 hogares argentinos.
Ahora, cuatro concesionarios oficiales de la marca se incorporan al esquema de abastecimiento renovable de YPF Luz, ampliando el alcance de esta iniciativa: Zento (Lanús, Adrogué y Canning), BHASSA (La Pampa), Allianz (San Luis) y Jorge Ferro (Ciudad de Buenos Aires). En total, el acuerdo alcanza seis puntos de venta y contempla la posibilidad de incorporar nuevos concesionarios en el futuro.
El contrato tendrá una vigencia de cinco años y prevé el suministro de aproximadamente 900 MWh anuales de energía renovable generada en los parques eólicos Los Teros y Manantiales Behr, y en el parque solar Zonda, todos operados por la compañía argentina líder en generación de energía eléctrica. Es el equivalente aproximado al consumo anual de 250 hogares argentinos y evita la emisión de 400 toneladas de gases de efecto invernadero, aproximadamente.
La incorporación de los concesionarios se suma al acuerdo vigente con Toyota Argentina, mediante el cual se abastece con energía renovable el 100% de la planta industrial de Zárate, la planta automotriz más grande de Argentina, con una producción anual de 180.000 vehículos, entre Hilux, SW4 y Hiace. Desde 2018, la planta lleva consumidos 479.100 MWh de energía renovable abastecida por YPF Luz.
Con esta iniciativa, Toyota Argentina avanza sobre uno de los desafíos más ambiciosos de sus Objetivos Ambientales Globales 2050: la reducción de las emisiones de CO₂ a lo largo de todo el ciclo de vida de sus productos. Ya no solo en la etapa de producción, sino también en etapas clave previas y posteriores a la fabricación de los vehículos.
En el inicio de la alianza entre YPF Luz y Toyota, la energía renovable abasteció la producción de vehículos en la planta de Zárate. Posteriormente, se extendió a distintos actores de la cadena de proveedores y, con esta nueva iniciativa, también alcanza la etapa de comercialización y servicios al cliente con soluciones energéticas confiables, competitivas y de largo plazo.
El Gobierno de Mendoza aprobó la extensión por diez años de las concesiones de explotación de hidrocarburos Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande, transferidas de YPF a la empresa local Venoil. Esta prórroga, que mantiene vigentes los contratos hasta el 15 de noviembre de 2037, incluye un ambicioso plan de inversiones que podría superar los US$ 150 millones.
Del monto total, US$ 32,15 millones se destinarán a Cerro Fortunoso y US$ 58,85 millones a Valle del Río Grande. El programa abarca la reactivación de pozos inactivos, trabajos de mantenimiento (workovers), conversiones de pozos productores a inyectores, así como la implementación de técnicas de recuperación mejorada mediante polímeros y mejoras en las instalaciones de superficie.
Además, se contempla la perforación de nuevos pozos, una actividad que no se realizaba en estas áreas desde hace más de seis años. Según la Provincia, esta iniciativa busca complementar la producción actual con desarrollos nuevos para potenciar la extracción.
A estas inversiones se suman otros US$ 59 millones destinados a actividades contingentes, como perforaciones adicionales, sujetas a validación técnica y a criterios de desempeño supervisados por la Dirección de Hidrocarburos. De concretarse, el plan integral alcanzaría la cifra total de US$ 150 millones.
Lucas Erio, director de Hidrocarburos, destacó la importancia de la medida: “Es una gran noticia que una empresa mendocina comience a operar estas áreas con los contratos ya extendidos. Empieza un proceso de revitalización con foco en aumentar la producción, perforar pozos donde hace años que no se perforaba y desarrollar proyectos de recuperación mejorada. En definitiva, generar valor y trabajo para los mendocinos”.
El decreto introduce un esquema de regalías variables para los hidrocarburos líquidos, con alícuotas que oscilan entre el 5% y el 16% según el precio en boca de pozo. Para el gas natural, la alícuota se estableció en un 12%. La Dirección General de Regalías de la Administración Tributaria Mendoza se encargará de validar y controlar el precio declarado.
Erio explicó que este mecanismo “permite compartir el riesgo ante la volatilidad de los precios internacionales. Si el precio del barril disminuye y la rentabilidad de las áreas se ve afectada, el porcentaje de regalías acompaña esa baja. Por el contrario, si el precio aumenta, la Provincia percibe un porcentaje mayor”.
El esquema aprobado también contempla estrictas obligaciones ambientales y el abandono de pozos. Mendoza mantendrá sus facultades de inspección y fiscalización durante todo el periodo concesional. Venoil deberá garantizar el acceso a áreas, instalaciones y documentación requerida, mantener vigente el seguro ambiental, llevar un registro actualizado de saneamiento de pasivos y ejecutar las tareas de remediación correspondientes.
Entre los compromisos específicos figura el abandono definitivo de 40 pozos con una inversión de US$ 12 millones. Además, se estableció un Programa Quinquenal de Evaluación de Pozos Inactivos, que abarcará el inventario de pozos no productivos restantes, con informes cuatrimestrales de avance. Las inversiones estarán respaldadas por una garantía de fiel cumplimiento.
Esta decisión forma parte de una serie de iniciativas de Mendoza para sostener y reactivar la actividad hidrocarburífera convencional. Recientemente, se adjudicaron las áreas El Manzano y Atamisqui por 25 años, con compromisos conjuntos de inversión por US$ 45,98 millones.
Venoil, además de Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande, obtuvo El Manzano con un plan de inversión de US$ 30 millones para los primeros diez años de concesión. Estas áreas están ubicadas en la Cuenca Neuquina, donde la compañía también opera Piedras Coloradas y Cacheuta, adquiridas en 2025 tras la cesión de concesiones de CGC a Venoil por parte del Ministerio de Energía y Ambiente.
Por su parte, Atamisqui, ubicada en la Cuenca Cuyana, fue adjudicada a Petróleos Sudamericanos, que comprometió una inversión de US$ 15 millones en igual plazo. En conjunto, los compromisos suman US$ 45 millones con programas de trabajo y cronogramas que ambas empresas deberán cumplir según las condiciones establecidas en sus ofertas.
En el marco de la Expo FIP se llevó a cabo la charla “Energía para el Mar Argentino: infraestructura, logística y desarrollo en el Atlántico Sur”, un encuentro que puso el foco en las oportunidades que presenta la actividad offshore en Mar del Plata y en los desafíos que deberá afrontar el puerto para acompañar su crecimiento.
De la jornada participaron Diego Lamacchia, representante del Clúster de Energía de Mar del Plata; Emiliano Burgos, de ABB Marine & Ports; y Gonzalo Flores, gerente de Geofísica de YPF. La moderación estuvo a cargo de la senadora provincial Cecilia Martínez.
Los tres expositores coincidieron en la importancia de que el puerto local fortalezca sus capacidades logísticas y se prepare para responder a las necesidades de una industria que requiere infraestructura especializada y personal capacitado.
Por un lado, Lamacchia destacó el impacto que el desarrollo offshore podría tener en la ciudad y en el resto del país. “Para el puerto de Mar del Plata va a implicar un desarrollo portuario, logístico, tecnológico, de empleo calificado y crecimiento regional, no solo en este puerto, sino todos los de Argentina”.
En esa línea remarcó que la ciudad ya demostró estar a la altura durante la campaña exploratoria del pozo Argerich, en el 2024. “Fueron casi 60 días y no hubo pérdida del buque. Para un pozo exploratorio, Mar del Plata estuvo a la altura. Para varios, hay que empezar a pensar un poco cómo incrementamos nuestras áreas de trabajo”, sostuvo.
Entre las necesidades que identificó para acompañar la expansión de la actividad, mencionó áreas de almacenamiento y ensamblaje, patios de fabricación, espacios de mantenimiento, muelles profundos y reforzados, capacidad de dragado, bases logísticas, astilleros de apoyo y sistemas de respuesta a emergencias. También subrayó el efecto multiplicador que la industria podría generar sobre el entramado productivo local.
Exploración, tecnología y una actividad de largo plazo
Por su parte, Gonzalo Flores explicó el potencial de la exploración offshore argentina y las dificultades que implica avanzar sobre zonas todavía poco conocidas: “El offshore argentino es la gran frontera subexplorada del mundo, el Atlántico Sur en general”.
El especialista comparó la actividad exploratoria de Argentina y Brasil, para graficar en qué lugar estamos. En nuestro país se perforaron 138 pozos exploratorios en el offshore, mientras que Brasil realizó alrededor de 2.000 en los últimos diez años. “Se trata de procesos largos que llevan mucho trabajo y tiempo”.
También indicó que en el sur argentino, en la Cuenca Austral, existe un sistema petrolero probado y zonas donde ya hay yacimientos en desarrollo. Hacia el norte, en cambio, el riesgo geológico es mayor y las empresas continúan trabajando para identificar posibles acumulaciones de hidrocarburos.
El gerente de Geofísica de YPF remarcó que el desarrollo de un descubrimiento requiere paciencia. “Una vez que uno hace el pozo, desde que encontrás hasta que tenés producción hay por lo menos 10 años. Por ahí falte tiempo, pero tenemos que estar preparados”, sentenció.
Por último, Emiliano Burgos habló de la innovación tecnológica y la sustentabilidad portuaria. Explicó que tanto los puertos como los buques están avanzando en la reducción de emisiones y destacó la incorporación de los sistemas híbridos en las embarcaciones, que pueden disminuir el impacto ambiental.
En esa línea mencionó el caso del Magellan Discover, un crucero de exploración en construcción en Chile, y subrayó la importancia de que los puertos puedan ofrecer conexiones eléctricas para que los barcos reduzcan el uso de sus motores durante sus estadías. “Como dijo el héroe cubano José Martí: ‘Hacer es la mejor manera de decir’”, cerró Burgos.
El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, señaló que “Nos oponemos a la privatización del sistema nuclear argentino en cualquiera de sus componentes: privatizar estas capacidades sería un error histórico y malvenderlas significaría dilapidar un patrimonio construido con el esfuerzo de todos los argentinos”.
Y añadió: “En momentos en que se está reconfigurando el orden mundial y crecen las disputas por la energía, la tecnología y los recursos estratégicos, la Argentina debería estar poniendo en valor sus capacidades nucleares, científicas, satelitales y aeroespaciales, no desmantelándolas ni perdiéndolas”.
Kicillof encabezó el 2° Encuentro de Política Nuclear y Soberanía Energética, un espacio donde referentes del sector debatieron perspectivas frente al proceso de desinversión y privatización que lleva adelante el Gobierno nacional. Fue en el Salón Dorado de la Casa de Gobierno, junto al ministro de Gobierno, Carlos Bianco; el presidente de la Comisión de Investigaciones Científicas, Roberto Salvarezza; y el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni.
En ese marco, Kicillof afirmó: “La Argentina desarrolló durante décadas capacidades nucleares que muy pocos países tienen: conocimiento, capital humano, trabajadores, científicos y tecnología de punta”. “Todo ese patrimonio es resultado de decisiones estratégicas y de enormes inversiones: por eso es tremendamente dañino interrumpir proyectos, perder investigadores y poner en riesgo activos que son fundamentales para la soberanía nacional”, agregó.
Del encuentro participaron técnicos, científicos, referentes sindicales y trabajadores vinculados al sector nuclear argentino, quienes realizaron un diagnóstico y analizaron perspectivas en base a tres ejes: el avance de la privatización de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA); la paralización del proyecto de Central Argentina de Elementos Modulares (CAREM); y el ajuste en la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).
Kicillof remarcó: “Desde la Provincia vamos a acompañar al sector, a defender lo que hoy está en riesgo y a denunciar las decisiones que ponen en peligro estas capacidades”. “Tenemos el desafío de trabajar hacia adelante: necesitamos construir un plan nuclear integrado a una planificación energética, productiva, científica y tecnológica, que permita reconstruir y seguir desarrollando las capacidades argentinas en un nuevo orden mundial”, concluyó.
Estuvieron también presentes el vicepresidente del Organismo de Control de Energía Eléctrica provincial (OCEBA), Roberto Daoud; el director provincial de Planeamiento Estratégico del Sistema de Innovación, Matías Mancini; el diputado nacional Hugo Yasky; su par Adriana Serquis; el vicepresidente de Asuntos Tecnológicos del CONICET, Alberto Baruj; el expresidente de Nucleoeléctrica Argentina S.A., José Luis Antunez; el investigador del CONICET, Andrés Kreiner; el presidente de la Comisión Nuclear Metalúrgica de ADIMRA, Ricardo Bernal Castro; el presidente de la Sala C del Tribunal de Tasaciones de la Nación (TTN), Daniel Eduardo Martín; el secretario general de la CTA-A de la provincia de Buenos Aires, Oscar de Isasi.
El presidente de Ucrania, Volodímir Zelenski, confirmó este domingo que las fuerzas ucranianas realizaron ataques de largo alcance durante la noche contra objetivos estratégicos en la región de Moscú. Según afirmó, entre los blancos alcanzados se encuentra una de las principales instalaciones de la industria petrolera rusa y un centro logístico vinculado al despliegue bélico de Moscú.
“En la región de Moscú esta noche nuestras respuestas de largo alcance tuvieron un impacto muy significativo”, publicó Zelenski en su cuenta de X. El mandatario sostuvo que los ataques afectaron estructuras que representan “miles de millones de dólares que sustentan la maquinaria de guerra”.
El presidente ucraniano no detalló el nivel de daños provocado en cada uno de los objetivos, pero identificó entre los sistemas utilizados a los drones FP-1, RZ-100, MICH-2000, Palianytsia, Vendetta, Liutyi, Bars, Sichen, Flamingo y Pelican.
El ataque tuvo como uno de sus principales blancos a la Refinería Petrolera de Moscú, ubicada en el distrito de Kapotnia. El alcalde de la capital rusa, Serguéi Sobianin, confirmó que una instalación del complejo resultó dañada, aunque aseguró que no hubo víctimas en ese lugar. Más de 400 personas debieron ser evacuadas de la zona.
Our long-range responses had a very significant impact in the Moscow region last night. One of Russia’s key oil industry facilities and the aggressor’s logistics facility were hit. These are billions of dollars that sustain the war machine. The systems used included FP-1, RZ-100,… pic.twitter.com/ka5mlDSgb7
— Volodymyr Zelenskyy / Володимир Зеленський (@ZelenskyyUa) September 20, 2026
El ataque se produjo entre las 3 y las 5 de la madrugada del domingo, durante el último día de las elecciones legislativas rusas. El gobernador de la región de Moscú, Andréi Vorobiov, informó que desde la medianoche fueron interceptados cerca de 250 drones en 17 distritos.
Las autoridades rusas confirmaron además la muerte de dos civiles: una mujer de 44 años y un hombre mayor, en distintos puntos de la región. También se registraron daños en edificios residenciales y otras instalaciones.
El alcalde Sobianin informó inicialmente que la defensa antiaérea había derribado al menos 186 drones sobre la capital y advirtió que el ataque continuaba. Posteriormente, distintos reportes oficiales elevaron la cantidad de aparatos interceptados en la región de Moscú.
En su mensaje, Zelenski también afirmó que Ucrania aplicó sanciones contra una instalación ubicada en la región de Vorónezh, aunque no precisó cuál fue la empresa afectada.
El presidente ucraniano vinculó los ataques con la posibilidad de avanzar hacia una desescalada del conflicto. “Moscú debe poner fin a su guerra brutal y optar por la paz”, sostuvo, y afirmó que existen medidas sobre la mesa vinculadas con la energía y la seguridad alimentaria.
“Lo que se necesita es voluntad política”, agregó Zelenski, quien volvió a agradecer a las fuerzas ucranianas que participaron de la operación y a quienes trabajan en el desarrollo de capacidades de ataque de largo alcance.
Más de US$ 410 millones se comprometieron en la primera ronda del Plan Exploratorio Neuquén 2026, que busca adjudicar nuevas áreas de Vaca Muerta. La apertura de ofertas económicas dejó propuestas por US$ 180 millones en bonos para el Tesoro provincial y otros US$ 230 millones en inversiones exploratorias, consolidando el interés de las petroleras en expandir la frontera hidrocarburífera.
El proceso recibió 20 ofertas de 10 empresas por ocho de los 15 bloques incluidos originalmente en la convocatoria. Entre ellas, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) obtuvo el mayor puntaje en tres áreas, mientras que GeoPark, Patagonia Energy, Phoenix–Continental, JPM Energía y Selva María Oil quedaron al frente en una cada una.
En Corralera Noreste, GeoPark lideró con un bono de acceso de US$ 60,5 millones y US$ 34 millones de inversión exploratoria. En Corralera Noroeste, Patagonia Energy presentó una propuesta con US$ 22,1 millones de bono y US$ 78,7 millones de inversión. La alianza Phoenix Global Resources–Continental Resources se impuso en Corralera Sur, con US$ 7,1 millones de bono y US$ 18,9 millones de inversión.
.
PCR, por su parte, quedó primera en Águila Mora Noreste, La Tropilla I y Santo Domingo II, con bonos de entre US$ 20,5 y 30,5 millones y compromisos de inversión de hasta US$ 19,3 millones. En Pampa de las Yeguas II NE, JPM Energía lideró con US$ 18,5 millones de bono y US$ 26,1 millones de inversión, mientras que Selva María Oil se impuso en Chasquivil Sur con una propuesta más modesta: US$ 1 millón de bono y US$ 16,8 millones de inversión.
Las ocho áreas que recibieron propuestas fueron Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Águila Mora Noreste, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas II NE, Santo Domingo II y Chasquivil Sur. GyP deberá ahora verificar la consistencia técnica de los trabajos ofrecidos, aplicar los criterios de puntuación y elevar las preadjudicaciones a su Directorio.
El gobernador Rolando Figueroa anticipó que la provincia apunta a completar las adjudicaciones durante octubre, mientras que en noviembre se lanzará la segunda ronda del Plan Exploratorio Neuquén, con nuevas áreas y bloques que regresen a manos de la provincia.
La petrolera YPF presentó en Plaza Huincul los detalles del Complejo Industrial Neuquén, pieza clave del proyecto Argentina LNG que desarrolla junto con Eni y XRG. La primera etapa contempla una inversión de US$ 51.000 millones y una capacidad de 12 millones de toneladas anuales, con operaciones previstas desde 2030.
El complejo se ubicará sobre un predio de 525 hectáreas, a 23 km al norte de Plaza Huincul y 50 km al sur de Añelo. Allí se instalará la Planta Integrada de Tratamiento de Gas (IGTP) en 54,9 ha, un sector de antorchas en 15,4 ha y unas 120 ha para instalaciones temporales de construcción. El esquema productivo prevé la perforación de 1.400 pozos, conectados mediante un sistema de recolección hacia las instalaciones de procesamiento.
La infraestructura industrial realizará separación de líquidos, acondicionamiento, deshidratación, compresión y tratamiento del gas, además del almacenamiento y manejo de condensados y agua de producción. El complejo tendrá capacidad de generación eléctrica en modo isla de 70 MW y podrá acondicionar entre 60 y 65 millones de m³ diarios de gas destinado a exportación.
.
Desde Neuquén, la producción será transportada hacia Río Negro mediante un gasoducto de 48 pulgadas y un poliducto de 24 pulgadas, donde se concentrarán las instalaciones de fraccionamiento de líquidos y las facilidades marítimas de exportación. El proyecto permitirá obtener y comercializar GNL, condensado, etano y GLP, integrando distintas etapas de la cadena de valor del gas.
El impacto económico es de magnitud: se proyectan exportaciones por US$ 10.000 millones anuales durante dos décadas, un promedio de 20.000 empleos por año en construcción con picos de 40.000, y unos 8.000 empleos en operación. Además, proveedores argentinos podrían concentrar contrataciones por US$ 15.000 millones en bienes y servicios, con una participación superior al 80% de trabajadores locales.
El cronograma establece el inicio de obras en 2027, la construcción del complejo y los sistemas de transporte en 2028–2029, y la operación del primer FLNG en 2030 y del segundo en 2031. La decisión final de inversión para esta primera etapa está prevista para el cuarto trimestre de 2026.
La transportadora TGS anticipa una segunda etapa de su proyecto de líquidos de gas natural, la mayor inversión de su historia, incluso antes de colocar el primer caño. La iniciativa, estimada en US$ 3.000 millones, comenzaría a operar en 2030 y busca recuperar los líquidos del gas de la cuenca neuquina para transportarlos a lo largo de más de 570 kilómetros hasta una nueva planta de fraccionamiento en Bahía Blanca.
El complejo fue concebido con infraestructura modular, lo que permitirá incorporar nuevos equipos sin modificar la ingeniería original. La ruta contempla instalaciones en Tratayén (Neuquén), un poliducto de 20 pulgadas que atravesará Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, y la salida comercial desde la terminal de Puerto Galván. Durante la primera etapa, el ducto utilizará apenas un tercio de su capacidad total, dejando un margen operativo clave.
El CEO de la compañía, Oscar Sardi, señaló que la expansión podría ponerse en marcha incluso mientras se ejecuta la primera fase. El plan prevé sumar hasta cinco equipos de procesamiento adicionales y un nuevo tanque refrigerado, acompañando el acelerado crecimiento del gas asociado a la producción petrolera de Vaca Muerta.
.
La posibilidad de transportar etano también está en análisis, en caso de que surja una demanda comercial que potencie al polo petroquímico bahiense. Esta opción abriría un nuevo frente de desarrollo industrial, vinculando la producción neuquina con la capacidad instalada de Bahía Blanca.
El proyecto se perfila como un motor de divisas y empleo: se estima que podría generar más de US$ 1.200 millones anuales en exportaciones y crear alrededor de 4.000 puestos directos y 15.000 indirectos durante la construcción.
La ampliación anticipada refleja la magnitud del desafío energético argentino: transformar el potencial de Vaca Muerta en infraestructura concreta que asegure abastecimiento interno, competitividad industrial y capacidad exportadora.
La distribuidora Camuzzi Gas Pampeana inauguró nuevas obras de refuerzo en la ciudad de Tandil, con una inversión superior a $36 millones. El proyecto permitirá garantizar la demanda futura de gas natural y sumar 8.600 nuevos usuarios, consolidando el crecimiento sostenido de la red y acompañando el desarrollo urbano e industrial de la región.
Los trabajos, ejecutados por la contratista Chimen Aike, incluyeron la construcción de 600 metros de ramal en cañería Ø8″ sobre la calle Portugal y 2.600 metros de ramal en cañería Ø6″ sobre Constitución y Canadá. También se incorporó una nueva Estación Reguladora de Presión en Pasaje Murature, Figueroa y Avenida del Valle, que aportará mayor confiabilidad operativa en momentos de alta exigencia del sistema.
El proyecto se enmarca en el Plan de Inversiones Obligatorias 2017–2022, comprometido en el marco de la Revisión Tarifaria Integral. Este programa contempla $7.000 millones en inversiones: $4.000 millones para expansión de transporte y distribución, $1.800 millones para seguridad y confiabilidad, y $1.200 millones para equipamiento y tecnología aplicada al servicio. La iniciativa busca modernizar la infraestructura gasífera y garantizar que el servicio acompañe el crecimiento poblacional y productivo.
.
La estrategia de Camuzzi prevé que, al finalizar el plan, se habrán incorporado 634 kilómetros de nuevas cañerías, posibilitando que 350.000 nuevos usuarios accedan al servicio de gas natural. Actualmente, la empresa abastece a más de 1.360.000 usuarios en el interior de Buenos Aires y en La Pampa, a través de un sistema de 6.300 km de gasoductos y ramales y 21.900 km de redes de distribución. Estos números reflejan la magnitud de la operación y la necesidad de inversiones constantes para sostener la confiabilidad del servicio.
La inauguración en Tandil representa un paso clave dentro de la expansión de Camuzzi, que busca acompañar el crecimiento urbano e industrial de la región con infraestructura moderna y confiable. La obra no solo refuerza la capacidad de suministro, sino que también mejora la seguridad operativa, un aspecto central en un contexto de creciente demanda energética.
La compañía destacó que estas inversiones forman parte de un compromiso de largo plazo con las comunidades donde opera. El refuerzo de la red en Tandil se convierte en un ejemplo concreto de cómo la planificación y ejecución de obras estratégicas permiten ampliar el acceso al gas natural, un recurso esencial para hogares, comercios e industrias.
El avance de Vaca Muerta sobre territorio rionegrino ya exige infraestructura más allá de pozos y ductos. El Departamento Provincial de Aguas (DPA) definió tres puntos de captación de agua para abastecer los nuevos desarrollos hidrocarburíferos, en un esquema que busca ordenar y anticipar la logística de un insumo crítico.
Los sitios elegidos son el Canal Principal de Riego de Campo Grande, la zona norte del Lago Pellegrini y el río Colorado en la cola del embalse Casa de Piedra. La planificación contempla una demanda acumulada de 15,04 hectómetros cúbicos entre 2026 y 2031, equivalente a unos 15.040 millones de litros. El estudio oficial verificó que cada uno de los tres puntos podría, por sí solo, cubrir la totalidad de la demanda proyectada.
La resolución aclara que no se trata de una autorización automática: cada proyecto deberá ajustarse a condiciones técnicas y de disponibilidad específicas. Esto implica que las operadoras deberán coordinar con el DPA para definir volúmenes, tiempos y modalidades de extracción, evitando impactos negativos en el sistema hídrico provincial.
.
La anticipación busca evitar que cada operadora construya sus propias tomas y sistemas de transporte. El esquema diseñado por el DPA apunta a infraestructura compartida y coordinada, con almacenamiento, conducción y entrega, reduciendo la proliferación de instalaciones independientes. Este modelo también permitirá ampliar la capacidad de abastecimiento a medida que aumente la demanda de la industria.
El agua es un insumo crítico en perforación y fractura hidráulica de pozos no convencionales. Por eso, la disponibilidad y logística de abastecimiento adquieren mayor relevancia a medida que aumenta la escala de desarrollo en áreas como Confluencia Norte y Confluencia Sur, donde se prevé un crecimiento sostenido de la actividad.
La resolución también deja abierta la posibilidad de nuevas captaciones, aunque con carácter excepcional y bajo evaluación técnica. En esos casos, las operadoras deberán presentar estudios específicos y obtener la intervención del DPA, garantizando que cualquier decisión se ajuste a criterios de sustentabilidad y eficiencia.
Con esta medida, Río Negro comienza a ordenar uno de los componentes clave de infraestructura para acompañar la expansión de Vaca Muerta hacia el este de la cuenca neuquina. La definición de puntos estratégicos de captación de agua se convierte en un paso fundamental para asegurar que el crecimiento de la actividad no convencional se desarrolle con planificación y coordinación, evitando conflictos por recursos y asegurando la sustentabilidad de largo plazo.
El sector minero argentino atraviesa un ciclo de expansión sin precedentes. En el primer semestre de 2026, las exportaciones alcanzaron US$4.472 millones, el mayor nivel registrado para ese período desde que existen estadísticas comparables. El crecimiento fue del 75% respecto a 2025 y del 156% frente a 2024, consolidando al sector como uno de los principales generadores de divisas.
El oro se mantuvo como el mineral más exportado, con un aporte del 61% del total. El litio ocupó el segundo lugar gracias a la puesta en marcha y ampliación de proyectos en la Puna (Jujuy, Salta y Catamarca), mientras que la plata se ubicó en el tercer puesto. Según la CAEM, los elevados precios internacionales explican el desempeño del oro y la plata, mientras que el litio refleja la expansión de operaciones locales.
El récord exportador coincidió con otro hito: la inversión extranjera directa (IED) en minería alcanzó US$24.849 millones en el primer trimestre de 2026, según el Banco Central, el máximo histórico para el sector.
.
La CAEM detalló que este indicador incluye aportes de capital de casas matrices, utilidades reinvertidas y financiamiento de grupos empresariales. Se trata de capitales efectivamente colocados en la minería argentina, que refuerzan la capacidad productiva y aseguran continuidad de proyectos.
El doble récord —exportaciones e IED— refleja dos etapas de un mismo proceso: la maduración de inversiones en un contexto alcista de precios y el compromiso de nuevos capitales para apuntalar la producción futura, con especial énfasis en litio y cobre.
La combinación de precios internacionales favorables y llegada de capitales externos posiciona a la minería argentina en un ciclo de crecimiento que promete sostenerse en los próximos años.
El apagón que el sábado por la noche dejó sin electricidad a más de 600.000 usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) se originó por una falla en un interruptor de 220 kilovoltios (kV) de la estación transformadora Malaver, una instalación de Edenor ubicada en el partido bonaerense de San Martín.
La distribuidora confirmó públicamente que el origen del incidente estuvo en un interruptor de 220 kV de esa estación y señaló que continúa investigando las causas específicas que provocaron el desperfecto.
Según pudo reconstruir EconoJournal de fuentes al tanto del incidente, el equipo involucrado fue el interruptor N° 64 de la estación Malaver. El evento habría tenido, además, una segunda anomalía que resultó determinante para explicar la magnitud que finalmente alcanzó el apagón: no habría actuado correctamente la protección por “discrepancia de polos”, un mecanismo diseñado precisamente para evitar que una falla de este tipo permanezca en la red.
Qué ocurrió en Malaver
Los interruptores utilizados en redes de 220 kV cuentan con tres polos, uno por cada una de las fases del sistema eléctrico. Ante determinadas fallas, esos equipos o sistemas de protección deben abrir para interrumpir el paso de corriente y aislar rápidamente el sector afectado.
Fuentes consultadas por este medio explicaron que uno de los polos del interruptor N° 64 quedó abierto mientras los restantes permanecieron cerrados. Esa condición dejó al sistema funcionando transitoriamente con una de las fases interrumpida y produjo un fuerte desequilibrio eléctrico.
En condiciones normales, las corrientes que circulan por las tres fases de un sistema trifásico se encuentran equilibradas. Cuando una de ellas queda abierta, ese equilibrio se rompe y puede aparecer lo que técnicamente se denomina corriente residual u homopolar, que en la operación cotidiana de las redes también suele identificarse como “corriente de neutro”.
Es decir, el problema inicial en el interruptor generó una condición eléctrica anormal que debía ser identificada y despejada rápidamente por los sistemas automáticos de protección.
La protección que debía actuar
Ahí aparece un segundo elemento central para entender lo ocurrido. Los interruptores de alta tensión cuentan con una protección denominada “discrepancia de polos”, cuya función es detectar cuando los tres polos del equipo no se encuentran en la misma posición.
Si, por ejemplo, dos polos permanecen cerrados y el tercero queda abierto, la protección detecta esa diferencia. Después de una temporización previamente configurada —para evitar actuar ante los pequeños desfases que pueden producirse durante una maniobra normal— el sistema debe enviar una orden de disparo para llevar el interruptor a una condición segura.
En general, eso implica ordenar la apertura de los tres polos y aislar eléctricamente el sector donde se produjo la anomalía.
Según indicaron a este medio fuentes conocedoras de lo sucedido, esa protección no habría funcionado como estaba previsto en Malaver. Por ese motivo, la condición de desequilibrio y la circulación de corriente de neutro permanecieron durante más tiempo del que debería haber tolerado el sistema.
Por qué la falla se propagó
La persistencia de esa condición anormal terminó provocando la actuación de otras protecciones de la red e impactó también sobre el sistema de generación. En una red eléctrica interconectada, la salida intempestiva de instalaciones de transmisión o generación puede modificar en pocos instantes los flujos de potencia y las condiciones eléctricas de instalaciones ubicadas a kilómetros del lugar donde se originó el incidente.
La secuencia exacta de actuación de cada protección es uno de los elementos que todavía deberán determinar los análisis técnicos del evento. Esos registros permiten reconstruir, con precisión de milisegundos, qué equipo falló primero, qué protecciones actuaron posteriormente y cómo se propagó la perturbación.
Casi 600.000 usuarios sin suministro
El alcance fue significativo. En el momento de mayor afectación se registraron 519.472 usuarios de Edenor y 78.125 de Edesur sin suministro, es decir, más de 600.000 usuarios entre ambas distribuidoras.
El apagón alcanzó numerosos barrios de la Ciudad de Buenos Aires y localidades del conurbano. En el área de Edenor se registraron cortes desde el norte del Gran Buenos Aires hasta barrios porteños como Belgrano, Palermo, Recoleta, Saavedra y Villa Urquiza.
La perturbación también alcanzó instalaciones que abastecen el área de concesión de Edesur. La distribuidora informó durante la noche del sábado que la interrupción que afectó a sus clientes había sido provocada por una falla externa a su propia red.
El suministro comenzó a recuperarse progresivamente durante la noche y quedó prácticamente normalizado antes de la medianoche.
La minería y la actividad petrolera en Argentina mostraron un crecimiento del 33% desde noviembre de 2023, pero ese avance no se reflejó en el mercado laboral. Según datos oficiales citados por Clarín y Noticias Argentinas, los sectores perdieron 7.613 empleos, evidenciando una brecha entre expansión productiva y generación de trabajo.
El dinamismo de Vaca Muerta y la explotación de litio impulsaron la producción, aunque con mayor productividad y menor demanda de personal. Fuentes de YPF atribuyeron la caída del empleo a la salida de campos maduros, mientras que las cuencas tradicionales de Santa Cruz y Chubut atraviesan un proceso de declive.
La reducción de puestos también alcanzó a otros sectores considerados estratégicos. Electricidad, gas y agua perdieron unos 600 empleos, la intermediación financiera 8.545 y las actividades inmobiliarias 21.878. En conjunto, estos rubros acumularon más de 26.000 empleos menos desde noviembre de 2023.
El agro fue la excepción: creció 155% y sumó 12.010 empleos, convirtiéndose en el único sector con expansión productiva acompañada de generación laboral.
.
El retroceso del empleo registrado se reflejó en el conjunto del mercado laboral privado. Desde noviembre de 2023 se perdieron 246.300 puestos, con caídas fuertes en la industria (-88.500) y la construcción (-63.000). Según FIEL, entre 2024 y 2026 se destruyeron 600.000 empleos registrados, mientras que se generó un millón de empleos informales.
Analistas como Sol Pradás (Invecq) y Lucio Garay Méndez (EcoGo) señalaron que los sectores más dinámicos atraviesan un proceso de adaptación a nuevas condiciones tecnológicas y de infraestructura. La incorporación de inteligencia artificial y la búsqueda de mayor productividad explican parte de la reducción de personal.
La conclusión es clara: la minería y el petróleo crecieron en producción, pero no en empleo. La brecha entre expansión sectorial y caída laboral plantea un desafío para la política económica y para la capacidad de los sectores estratégicos de generar trabajo formal en Argentina.
Canadá exhibe un caso que revela cómo los tiempos regulatorios pueden convertirse en un límite económico. Pese a contar con tradición aurífera y proyectos avanzados, mantiene 15 emprendimientos con reservas definidas y estudios de factibilidad que aún no logran iniciar producción. Según mining.com, esos activos podrían generar 2,5 millones de onzas anuales, equivalentes a US$11.000 millones de facturación potencial por año.
El estudio de S&P Global muestra que el tiempo promedio entre descubrimiento y producción alcanza los 16 años, y que los proyectos con factibilidad pueden demorar hasta 30 años en comenzar a operar. El problema no es la demanda —el oro tiene un mercado globalizado— sino las demoras administrativas que postergan inversiones y nueva oferta.
La situación canadiense resulta clave para Argentina, donde el oro ya es el principal producto minero de exportación. En 2025, las ventas externas del sector sumaron US$6.073 millones, con el oro explicando el 67,4% del total. En provincias como San Juan y Santa Cruz, el mineral representó más del 80% de las exportaciones mineras.
.
El Gobierno argentino busca evitar que nuevos proyectos queden atrapados en la burocracia. En junio de 2026, mediante el Decreto 482/2026, modificó la reglamentación de la Ley de Inversiones Mineras para simplificar trámites, digitalizar procedimientos y reducir cargas administrativas. En agosto y septiembre se sumaron medidas para agilizar importaciones de maquinaria y crear un Registro de Inversiones Mineras.
Cada año adicional de demora implica mayores costos financieros, renegociación de contratos y exposición a cambios regulatorios o de mercado. En minería, el capital no espera indefinidamente, y las empresas comparan jurisdicciones por geología, infraestructura, impuestos y, cada vez más, por el tiempo necesario para pasar de exploración a producción.
El caso canadiense demuestra que incluso proyectos con reservas y factibilidad pueden quedar detenidos durante décadas. Para Argentina, la oportunidad está en transformar su ventaja geológica en producción efectiva, exportaciones y empleo, evitando que el tiempo administrativo se convierta en un freno económico.
La compañía minera argentina concretó una operación societaria que liberó dividendos retenidos y generó un potencial de revalorización del 113% en su acción. El movimiento resolvió un conflicto financiero que limitaba la distribución de utilidades y reactivó el interés de inversores en el sector, en un contexto donde la minería local busca consolidar su atractivo internacional.
La decisión fue informada como hecho relevante en el mercado de capitales y marca un cambio en la política de dividendos de la empresa. La liberación de fondos implica un flujo adicional para accionistas y abre la posibilidad de nuevas inversiones en proyectos mineros, especialmente en provincias con fuerte desarrollo de litio, oro y cobre.
El impacto inmediato se reflejó en la cotización bursátil, con un salto de más del 100% en el valor potencial de la acción. Este tipo de operaciones suele modificar la percepción de riesgo y mejorar el atractivo de compañías que operan en sectores intensivos en capital como la minería. En este caso, la resolución de un conflicto societario se tradujo en un aumento de confianza de los mercados.
.
Por su parte, la medida también tiene implicancias para proveedores del sector. Un mayor flujo de capital puede derivar en expansión de proyectos, nuevas contrataciones y demanda adicional de bienes y servicios especializados. La cadena de valor minera se beneficia de manera indirecta, ya que la disponibilidad de dividendos refuerza la capacidad de financiamiento privado y acelera decisiones de inversión.
Dentro de la región, operaciones similares en Chile y Perú han generado revalorizaciones de entre 50% y 80% en acciones mineras, lo que ubica el caso argentino como uno de los más relevantes en el último año. La comparación internacional muestra que la magnitud del salto bursátil en Argentina supera la media regional y posiciona al país como un mercado con oportunidades de alto rendimiento.
En cuanto a la normativa, la decisión se enmarca en las reglas vigentes sobre distribución de dividendos y transparencia en el mercado de capitales, con supervisión de organismos reguladores. El destrabe financiero fortalece la posición de la empresa y consolida su atractivo para fondos de inversión internacionales, que evalúan ingresar en proyectos de gran escala.
La lectura sistémica indica que este movimiento societario no solo impacta en la cotización bursátil, sino que también refuerza la credibilidad del sector minero argentino frente a inversores globales. La combinación de dividendos liberados, potencial de valorización y contexto regional favorable convierte a esta operación en un hito para la minería nacional.
La Justicia federal profundizó la causa por actividades hidrocarburíferas en aguas próximas a las Islas Malvinas sin autorización argentina. El fiscal Carlos Stornelli incorporó a la investigación a Rockhopper Exploration PLC y sus subsidiarias, junto con Navitas Petroleum Development and Production Limited, que se suman a Desire Petroleum Limited, ya alcanzada por el expediente.
La denuncia inicial fue presentada por el canciller Pablo Quirno y tramita en el Juzgado Federal N°11. El proceso busca determinar responsabilidades por exploración y explotación de hidrocarburos en la plataforma continental argentina sin autorización nacional, en aplicación de la Ley 26.659.
La normativa prevé penas de 5 a 10 años de prisión para exploración sin autorización y de 10 a 15 años para extracción, transporte o almacenamiento, además de multas e inhabilitaciones.
.
El fiscal solicitó exhortos al Reino Unido e Israel para obtener información sobre la composición societaria de las empresas y posibles vínculos comerciales con intereses británicos. La investigación también apunta a detectar infracciones ambientales, aduaneras o eventuales maniobras de lavado de activos.
La ampliación judicial se complementa con medidas administrativas del Gobierno nacional. A comienzos de septiembre se iniciaron procedimientos sobre 45 personas humanas y jurídicas por incumplimientos de la Ley 26.659 en la zona de Malvinas.
El caso refuerza la estrategia argentina de defensa de la soberanía energética y busca avanzar sobre la estructura societaria de las compañías involucradas, sus accionistas y eventuales vínculos comerciales para determinar responsabilidades.
«Europa insta a las empresas a electrificar sus procesos precisamente cuando la electricidad constituye una de sus mayores desventajas competitivas», aseguró Alexander Julius.
Budapest, Hungría — La asociación Eurometal, que representa al sector europeo de distribución e intermediación de acero, tubos y metales, lideró el pasado 7 de septiembre una marcha en Bruselas para la Competitividad Industrial. EconoJournal dialogó con Alexander Julius, presidente de la asociación, sobre el peso de los costos energéticos, la competencia de Estados Unidos y Asia, y el riesgo de que las nuevas inversiones industriales comiencen a localizarse fuera de Europa. “Los clientes industriales siguen afrontando precios minoristas de electricidad y gas sustancialmente superiores a los niveles previos a la crisis y a los que pagan sus competidores”, aseguró.
La asociación representa a unas 3.500 empresas -en su mayoría pequeñas y medianas- que generan alrededor de 100.000 empleos directos y suministran aproximadamente el 60% del acero que llega a más de un millón de clientes industriales y del sector de la construcción en Europa.
El precio del gas es una de las mayores preocupaciones de la entidad. El viernes cerró a 79 €/MWh, tensionando el mercado eléctrico, el cual ya arrastraba precios altos desde el año pasado. En 2025, el precio promedio de la electricidad para consumidores no domésticos de la Unión Europea, con un consumo anual de entre 500 y 2.000 MWh, se ubicó en 0,1837 €/kWh, según Eurostat. Si bien hubo una leve recuperación desde los 0,1987 €/kWh del segundo semestre del 2022 (año en el que comenzó la invasión rusa a Ucrania) el mercado eléctrico europeo está lejos de volver a la normalidad, teniendo en cuenta que durante el 2020 el precio rondaba los 0,125 €/kWh.
La Agencia Internacional de Energía (IEA) también advirtió que “los precios para las industrias de alto consumo energético en 2025 continuaron siendo, en promedio, aproximadamente el doble que en Estados Unidos y más del 50% superiores a los de China e India”. Esta pérdida de competitividad, con el precio de la energía como uno de los factores causantes, se convirtió en una de las principales preocupaciones de la industria europea.
Energía cara, importación, relocalización y el riesgo de perder inversiones
—¿Cuál es el estado actual de la industria europea del acero en términos de capacidad instalada y empleo?
—La producción de acero bruto en la UE cayó a un mínimo histórico de 125,8 millones de toneladas en 2025. Desde 2019, Europa ha perdido aproximadamente 34 millones de toneladas en términos de producción y utilización de la capacidad. En consecuencia, la utilización de la capacidad se mantiene muy por debajo del nivel requerido para una industria intensiva en capital, que por lo general necesita operar por encima del 85% aproximadamente para seguir siendo competitiva.
El impacto en el empleo suele producirse con cierto desfase temporal. Inicialmente, las empresas reducen los turnos y la jornada laboral, y aplazan la contratación y las inversiones. Los cierres y la pérdida definitiva de puestos de trabajo llegan más tarde. Por tanto, una baja utilización de la capacidad hoy en día constituye una señal de alerta importante sobre el empleo futuro.
—¿Los precios de la energía siguen restándole competitividad a la industria?
—Los precios han bajado desde un pico excepcional provocado por la crisis, pero descender desde niveles de emergencia no equivale a recuperar la competitividad internacional. Si bien los precios mayoristas europeos se han estabilizado, los clientes industriales siguen afrontando precios minoristas de electricidad y gas sustancialmente superiores a los niveles previos a la crisis y a los que pagan sus competidores. La factura industrial final también incluye los costos de red, impuestos, tasas y el costo del carbono. Además, Europa sigue dependiendo estructuralmente de los combustibles importados y expuesta a los precios mundiales del GNL.
Esta situación es especialmente grave porque la transición hacia una producción de acero baja en carbono requiere mucha más electricidad y, en algunos procesos de fabricación, hidrógeno renovable o bajo en carbono. Europa insta a las empresas a electrificar sus procesos precisamente cuando la electricidad constituye una de sus mayores desventajas competitivas. Si no se resuelve esta contradicción, las inversiones en descarbonización se retrasarán o se destinarán a otras regiones.
Julius, megáfono en mano, durante la marcha realizada el 7 de septiembre en Bruselas.
—¿Se están redirigiendo ya las inversiones fuera de Europa debido a los costos energéticos?
—Sí, aunque la deslocalización industrial rara vez se produce como un simple traslado de una fábrica completa. Por lo general, adopta la forma de cierre de capacidad europea, suspensión de inversiones en Europa y abastecimiento del mismo mercado desde un centro de producción de menor costo fuera de la UE. Un ejemplo claro es Vallourec, el fabricante francés de tubos de acero sin costura. La empresa cerró sus operaciones de laminación en Düsseldorf y Mülheim, Alemania, y trasladó la producción de los artículos que allí se fabricaban a su centro industrial en Brasil. El cierre afectó a unos 1.500 trabajadores, incluidos 835 empleados que posteriormente recibieron ayudas del Fondo Europeo de Adaptación a la Globalización. Vallourec declaró que abastecer a los mercados internacionales de petróleo y gas desde Brasil resultaba mucho más rentable que producir en Alemania.
Una tendencia más reciente —y potencialmente más perjudicial— es que las empresas mantienen su presencia en Europa, pero ubican la nueva capacidad de producción en otros lugares. ArcelorMittal, por ejemplo, decidió en 2025 no llevar a cabo las inversiones previstas en instalaciones de hierro de reducción directa (DRI) de bajas emisiones y hornos de arco eléctrico en Bremen y Eisenhüttenstadt, a pesar de la propuesta de ayudas públicas alemanas por valor de 1.300 millones de euros. La empresa aludió explícitamente a los precios de la electricidad y a la falta de un entorno económico y normativo viable.
Eurometal también ha mantenido un estrecho contacto con numerosos fabricantes de toda la cadena de valor europea del acero y los metales. En estos intercambios, las empresas nos han comunicado que han detenido o aplazado inversiones en la UE y que están considerando ubicar su futura capacidad fuera de Europa. La tendencia es inequívoca y profundamente preocupante.
—¿Qué rol tienen hoy los costos de electricidad y gas frente a la competencia con Estados Unidos, China o India?
—No existe un porcentaje único y significativo aplicable a todos los fabricantes o procesadores de acero. Lo relevante es que, incluso cuando la energía no representa el mayor costo individual, el sobreprecio europeo afecta a todas las fases de la cadena: fabricación del acero, laminado, tratamiento térmico, transformación, transporte y reciclaje. Dicho sobrecosto se acumula en el precio del producto final. En el caso de productos estandarizados que se comercializan internacionalmente y tienen márgenes reducidos, una desventaja de costos relativamente pequeña puede determinar dónde se adjudica un pedido o dónde se realiza una inversión. Europa no puede dar por sentado que la eficiencia medioambiental bastará por sí sola para compensar una base de costos estructuralmente más elevada.
Los costos del gasoil y del transporte también constituyen una parte importante del problema de competitividad. Los productos siderúrgicos y metálicos son pesados, y los distribuidores y procesadores europeos dependen en gran medida del transporte por carretera. Por tanto, la competitividad energética debe evaluarse teniendo en cuenta el costo industrial total —incluidos la electricidad, el gas natural y los combustibles para transporte— y no sólo los precios de la electricidad.
—¿Cuáles serían, entonces, los otros factores que explican la tendencia negativa para la industria?
—Se trata de un problema de competitividad acumulativa. La energía es una de las causas estructurales más importantes, especialmente en el caso del acero primario, los metales no ferrosos, el tratamiento térmico y otros procesos que consumen mucha energía. La débil demanda también es importante: los sectores europeos usuarios de acero se contrajeron nuevamente en 2025, y la demanda de acero se mantiene alrededor de 10 millones de toneladas por debajo de su nivel de 2019. Al mismo tiempo, las importaciones de productos transformados con uso intensivo de acero se duplicaron con creces entre 2010 y 2024, alcanzando más de ocho millones de toneladas.
La carga regulatoria de Europa es otro componente. Las empresas europeas enfrentan costos de carbono, informes de sostenibilidad, requisitos de productos y obligaciones administrativas cada vez mayores que muchos competidores extranjeros no enfrentan. Cada medida puede tener un objetivo legítimo, pero su costo combinado y la velocidad de implementación no se han evaluado adecuadamente. Por lo tanto, el problema no es energía versus regulación versus comercio. Es la combinación de altos precios de la energía, reglas asimétricas, importaciones a precios injustos, demanda débil y lentitud en la concesión de permisos lo que hace que la inversión en Europa sea cada vez más difícil.
—¿Cuál sería la solución a esta problemática para Eurometal? ¿Pueden los subsidios y las tarifas especiales restaurar la competitividad?
—Durante la manifestación de Eurometal en Bruselas nuestro mensaje fue precisamente que la industria europea no pide subsidios ni un trato especial. Pedimos unas condiciones de competencia equitativas que permitan a las empresas europeas competir en igualdad de condiciones. Los fabricantes europeos cumplen con algunas de las normas más exigentes del mundo en materia medioambiental, social, de contabilidad de carbono y de producto. Estos requisitos conllevan costos. Sin embargo, Europa sigue importando productos acabados y semielaborados de países donde los productores no siempre afrontan obligaciones, costos de carbono o requisitos de transparencia equivalentes. Esto genera un desequilibrio fundamental. Proteger el acero en su fase primaria resulta insuficiente si los productos transformados que contienen grandes cantidades de acero pueden entrar en Europa sin estar sujetos a obligaciones equivalentes en materia de carbono, trazabilidad y normativa. Lo que Europa necesita es un sistema energético estructuralmente competitivo y unas condiciones de comercio justo. Las medidas comerciales y las normas sobre el carbono deben abarcar los productos transformados pertinentes y evitar la elusión de la normativa.
El desafío hacia el próximo invierno
De cara al invierno 2026/2027, desde Eurometal advierten que el desafío ya no pasa únicamente por garantizar el abastecimiento energético, sino por asegurar que la industria pueda acceder a la energía a precios que le permitan competir internacionalmente. La asociación también puso el foco en acelerar las medidas destinadas a equiparar las condiciones entre los fabricantes europeos y los productos importados.
En ese sentido, Julius valoró la reciente posición adoptada por el Parlamento Europeo para ampliar el Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono (CBAM) a determinados productos transformados intensivos en acero y aluminio, aunque advirtió que el calendario previsto -a partir del 2028- resulta demasiado lento frente a las decisiones de inversión que las empresas deben tomar actualmente.
El presidente de Bolivia, Rodrigo Paz, anunció la eliminación de los subsidios al gasoil (diesel) que aún permanecían vigentes para los pequeños consumidores. La medida tuvo un impacto directo en los precios en el surtidor, que durante el fin de semana treparon a casi dos dólares por litro de gasoil. El objetivo oficial es poner fin a los subsidios a los combustibles, cuyo costo asciende a US$ 55 millones semanales, explicados principalmente por el gasoil.
En concreto, el presidente boliviano firmó el viernes el decreto supremo 5716 que establece una nueva fórmula para el cálculo del precio del gasoil que se comercializa en las estaciones de servicio. El decreto reemplaza el precio fijo por un mecanismo de precio de paridad de importación, que suma al costo del diésel importado el transporte, el almacenamiento, la inspección, el financiamiento y los impuestos aduaneros.
La nueva fórmula arroja un precio inicial de 17,95 pesos bolivianos (1,83 dólares) por litro, un aumento de 83% con respecto al precio antes fijado en 9,80 bolivianos para el segmento minorista. El nuevo precio ya era abonado por el segmento mayorista (camioneros e industrias).
El regulador calculará y publicará todos los días hábiles el precio de referencia para las estaciones, tomando como precio de referencia de importación el Diésel ULSD Colonial 62 pipe fob cycle 1, Houston close, pipeline fob.
La fórmula establece una banda de tolerancia de +/- 5% sobre el precio de importación, habilitando subas o bajas en el precio de referencia para las estaciones de servicio si el precio de importación se desvía de esa banda.
Por la noche del viernes, Paz explicó por cadena nacional que la nueva fórmula representa el fin de los subsidios a este combustible. «Hemos tomado la decisión de que, desde hoy el diésel costará lo mismo que nos cuesta comprarlo fuera«, dijo el mandatario.
Sobre los subsidios a las naftas, el GLP y el gas natural, el ministro de Hidrocarburos, Marcelo Blanco, aseguró que por el momento la eliminación de subsidios únicamente alcanza al gasoil. Las naftas se comercializan a un precio fijado en 6,96 pesos bolivianos por litro.
El fin de los subsidios al gasoil también forma parte de la letra chica negociada con el Fondo Monetario Internacional (FMI) a cambio de un préstamo de US$ 1900 millones. El directorio del FMI ratificaría el préstamo el próximo 2 de octubre y liberaría una primera partida de US$ 250 millones.
Normalizar el abastecimiento de gasoil en Bolivia
La eliminación de los subsidios al gasoil forma parte de una serie de medidas que la administración de Rodrigo Paz viene aplicando progresivamente desde el inicio de su mandato para normalizar la importación y abastecimiento de combustibles en Bolivia. El país importa el 90% del gasoil que consume.
La primera medida fuerte llegó en diciembre con el descongelamiento de los precios de las naftas y gasoil. En ese momento el precio de la nafta prácticamente se duplicó, mientras que el precio del gasoil casi se triplicó. Los precios estuvieron prácticamente congelados por más de dos décadas, con un consecuente costo fiscal que en los últimos años se ubicó entre US$ 1500 y US$ 2000 millones por año.
Sin embargo, esos aumentos fijados por decreto quedaron desactualizados cuando el Banco Central de Bolivia a fines de junio adoptó un régimen cambiario flexible en reemplazo del fijo que se mantuvo por 15 años. El dólar oficial dejó de cotizar a 6,96 bolivianos y ahora cotiza a valores diarios, ubicándose actualmente en 11 bolivianos por dólar.
La promesa de abandonar el sistema de subsidios a los combustibles que rige desde 2005 finalmente comenzó a materializarse el último viernes, con la nueva fórmula para ajustar los precios del gasoil en los surtidores para el segmento minorista.
Otra medida significativa se tomó a comienzos de septiembre con la publicación del decreto supremo 5701 que autorizó de manera excepcional a las refinerías del país a importar petróleo crudo para procesarlo y comercializar directamente sus combustibles derivados a precio de mercado, sin subsidio alguno.
BESS Nuevo Puerto, la central de almacenamiento de baterías es propiedad de Central Puerto.
El proyecto de baterías más grande de la primera tanda de la licitación AlmaGBA, BESS Nuevo Puerto, se suma próximamente al sistema eléctrico argentino. Con 150 MW, forma parte de la primera iniciativa y licitación a gran escala de sistemas de almacenamiento de energía (BESS, por las siglas en inglés) para reforzar el suministro en los picos de consumo en el AMBA. Usa baterías de litio-ferrofosfato -LFP- y es propiedad de Central Puerto.
Según la última presentación a inversores de la compañía, actualizada el 17 de septiembre, BESS Nuevo Puerto, ubicado en el predio de la central homónima de Central Puerto, en el puerto de la Ciudad de Buenos Aires, utiliza baterías provistas por CATL (Contemporary Amperex Technology Co.), fabricante mundial del segmento, y está en un avance de obra de un 69 por ciento.
El contrato tiene una vigencia de 15 años, con Edenor como off-taker. La presentación explica cómo funciona en la práctica: es Cammesa, la administradora del mercado mayorista eléctrico, quien suministra la energía a cargar, sin costo adicional para la empresa ni arbitraje de precios de por medio.
El proyecto tiene una autonomía de cinco horas de descarga continua, lo que equivale a unos 750 MWh, según el comunicado de adjudicación de la empresa. La compañía prevé energizarla entre octubre y noviembre de 2026, con entrada en operación comercial en el último trimestre del año.
Nuevo Puerto es parte de la iniciativa AlmaGBA para reforzar los nodos más exigidos de las redes de Edenor y Edesur. De los 667 MW finalmente adjudicados entre siete empresas, Central Puerto se llevó las dos ofertas más competitivas: la de Nuevo Puerto y la de Costanera, su otro proyecto de baterías BESS de 55 MW. Según la última presentación a inversores, Costanera también usa baterías de litio-ferrofosfato de CATL y venderá su energía a Edesur.
Otros proyectos de baterías BESS que ingresan en 2026 y 2027
Cammesa informa en su web los principales ingresos previstos en almacenamiento de baterías (BESS) correspondientes a proyectos del programa AlmaGBA.
Según su programación, además de BESS Nuevo Puerto, cuyo ingreso está previsto para mediados de diciembre, otros tres proyectos de AlmaGBA tienen fecha de ingreso antes de fin de 2026: BESS Chingolo (Sullair, 24 MW); BESS Costanera (el otro proyecto de Central Puerto, 55 MW), y BESS Alma Sur (Central Dock Sud, 90 MW).
El sistema continúa incorporando capacidad durante 2027: entre otros, se informa el ingreso de BESS Parque y BESS Pilar (EDS3, 50 MW cada uno), BESS Brown y BESS Glew (Rowing, 22 MW cada uno), BESS Matheu (MSU, 150 MW —otro proyecto que empata a Nuevo Puerto como el más grande de todo AlmaGBA—), BESS Maschwitz (Genneia, 40 MW) y BESS San Fernando (Aluar, 30 MW).
Rolando Figueroa presentará un balance de sus primeros mil días de gobierno.
Lareforma electoral de Javier Milei dio su primer paso en el Senado. Esta semana, la comisión de Asuntos Constitucionales puso el proyecto por primera vez en debate y La Libertad Avanza defendió la necesidad de eliminar las PASO, uno de los desvelos políticos del presidente de cara al 2027. El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, no tiene problemas con eso.
Dijo en más de una ocasión que las considera un «gasto innecesario» y que hasta le interesa despejar agosto del calendario para convocar las elecciones provinciales ese mes. Lo repitió el martes pese a que, como viene contando EN/CLAVE, hoy la balanza parece inclinarse más a los primeros meses del año que viene.
Pero la reforma del oficialismo apunta a algo más que las primarias. La jefa de la bancada libertaria, Patricia Bullrich, explicó en la comisión que, además de endurecer los pisos de afiliación para los partidos y flexibilizar el acceso al financiamiento privado, también busca incorporar en la Boleta Única de Papel la opción de votar por lista completa.
«Tienen un problema de instrumentación», reconoció el gobernador sobre los planes del oficialismo para habilitar a sus aliados a «colgarse» de la fórmula de Milei con sus propios sellos. Ni más ni menos que traer las listas colectoras de vuelta al sistema electoral nacional, pero algo complicado de incorporar con esta herramienta de votación.
Figueroa, por el momento, no repitió la posición contra la lista completa que había sido bandera de los provincialismos en el debate del 2024. Esta semana dijo solamente que el gobierno nacional tiene un «desafío», que es «cómo se conjugan dos sistemas totalmente diferentes».
No habría oposición per se a las colectoras que son un mecanismo extendido en Neuquén: las utilizó el gobernador en el 2023 para conjugar su alianza multipartidaria y todo indica que lo hará de nuevo en 2027.
Pero aún evita anticipar posición sobre la reforma electoral de los libertarios y lo mismo hizo Julieta Corroza en el Senado. La representante de La Neuquinidad fue convidada a la comisión porque se incorporaron los proyectos de Ficha Limpia en el paquete, entre ellos el suyo, pero adelantó que exigirá que los debates se separen. Considera que este último es el que le interesa a la gente, versus la reforma electoral que solo está en la agenda de los partidos.
Una advertencia y dos viajes
Figueroa remató su rodeo al tema asegurando que «falta tanto» para las elecciones que el gobierno provincial aún no entró en modo campaña. E inmediatamente dio una señal de lo contrario: un mensaje en clave que pareció activar uno de los principales argumentos para la apuesta reeleccionista del año que viene.
«Es mucho el desafío que tenemos por delante por lo que se está generando en Neuquén. Yo creo que tenemos que tomar conciencia de lo que estamos viviendo en la provincia y de cómo nos tenemos que cuidar. Y de cómo tenemos que cuidar nuestra forma de vida y nuestra forma de administrar las cosas», sostuvo.
Vuelve así el leitmotiv de la campaña legislativa del 2025 cuando La Neuquinidad salió a enfrentar a los partidos nacionales, principalmente, La Libertad Avanza, por las bancas del Congreso que se pusieron en juego.
Este martes, Figueroa encabezará un acto en Casa de Gobierno para presentar la campaña institucional «1.000 días. 1.000 razones. 1.000 obras» que buscará hacer un balance de los primeros mil días de gestión y un repaso de las obras que se están haciendo en toda la provincia. Casi una plataforma de campaña anticipada para salir a mostrar cómo es esa «forma de administrar las cosas» que sería grato preservar.
En los siguientes días, el gobernador viajará a participar en París de la Argentina Week invitado por el gobierno de Milei. A Neuquén se le asignó un lugar importante en la agenda por ser una de las provincias que más inversiones ha conseguido hasta ahora. Pero antes, Figueroa tendrá agenda propia en España y hasta visitará un centro de esquí en Francia con la intención de replicar mejoras en los cerros de la provincia.
El gobernador eligió concentrarse en esa agenda y evitó un viaje a China, algo que no hizo el intendente de Añelo, Fernando Banderet. Esta semana aterrizó en Shangai junto al dirigente de ATE y vicepresidente de CALF, Carlos Quintriqueo, desafiando las advertencias de la embajada de Estados Unidos sobre incorporar tecnología de Huawei en Vaca Muerta. El jefe comunal prepara junto a la cooperativa eléctrica una inversión en fibra óptica y un data center para unir la ciudad con el corredor petrolero.
Hubo algunas reacciones no del todo felices en algunos funcionarios del gobierno provincial. El intendente se mueve sin pedir permiso, tal como hizo con la presentación de la ley para pedir la autonomía de Añelo, por ahora sin movimiento en la Legislatura. De a poco se lo ve más en sintonía con el gremio petroleroque con Comunidad, aunque el apoyo mutuo en 2027 seguirá siendo el mismo.
Durante agosto, Vaca Muerta completó 2.262 etapas de fractura, lo que representa un aumento del 12,5% en comparación con julio. No obstante, esta cifra está un 18% por debajo del récord alcanzado en junio, cuando se registraron 2.760 etapas.
Cada etapa de fractura consiste en un tramo en un pozo horizontal donde se inyectan agua, arena y aditivos a alta presión para liberar petróleo y gas atrapados en la roca. Este indicador es fundamental para medir la actividad en la cuenca neuquina.
En agosto, YPF completó 998 etapas, lo que implica una caída del 6,5% respecto a julio y una disminución del 28,3% frente a junio. Esta caída representa la mayor reducción absoluta desde el pico de actividad. En contraste, las demás operadoras incrementaron su actividad un 34%, sumando 1.264 etapas, compensando así la baja de YPF.
La participación de YPF en agosto fue cercana al 44%, inferior al 47,5% que mantiene en el acumulado anual 2026.
En cuanto a los yacimientos más activos durante agosto, Lajas Este (operado por YPF) lideró con 549 etapas, más del doble que en julio. Le siguieron Bajada de Palo Oeste (Vista) con 253 etapas y La Amarga Chica (YPF) con 228 etapas, aunque esta última disminuyó su actividad a menos de la mitad respecto al mes anterior.
Otros yacimientos destacados fueron Los Toldos Este 2 (Tecpetrol), Loma Campana (YPF), Cruz de Lorena (Shell), Bajo del Choique (Pluspetrol), Bajada de Palo Este (Vista), Mata Mora Oeste (Phoenix) y Coirón Amargo Sur Este (PAE).
Algunos bloques que figuraban entre los más activos en julio no aparecieron en agosto, como La Caverna (YPF), que había aportado 189 etapas, Rincón de Aranda (Pampa Energía), Loma Jarillosa Este (GeoPark) y Chihuido de la Sierra Negra (YPF). En el caso de La Caverna, su acumulado anual se mantiene en 1.714 etapas, el mismo valor registrado al cierre de julio.
Con el aporte de agosto, el acumulado desde enero alcanzó las 19.230 etapas, superando en 7,9% las 17.814 etapas realizadas durante todo 2024, con cuatro meses aún por delante. Frente a los mismos ocho meses de 2025, la actividad muestra un aumento interanual del 17%, con 11 operadoras activas en la cuenca durante este año.
La Fundación Contactos Energéticos proyecta que para 2026 se alcancen cerca de 28.000 etapas. Para lograr este objetivo, la cuenca debe completar unas 8.770 etapas adicionales entre septiembre y diciembre, un promedio mensual cercano a 2.190, cifra que está por debajo de lo registrado en agosto.
El desempeño de septiembre será clave para determinar si YPF retoma el ritmo de junio o si la actividad continúa sostenida principalmente por el resto de las operadoras.
Una fábrica de films plásticos de Quilmes denunció aEdesurpor aumentos “irracionales” en los cargos eléctricos y logró una medida cautelar que impide la interrupción del suministro mientras se resuelve el conflicto judicial.
El Juzgado Federal de Quilmes, a cargo del juez Luis Antonio Armella, ordenó a la distribuidora Edesur que se abstenga de interrumpir, suspender o restringir el suministro eléctrico a la fábrica de films plásticos Protefilm.
La medida cautelar rige por un plazo de respuesta de dos días y se mantendrá hasta que se resuelva la cuestión de fondo sobre la validez de los cobros, previa presentación de una caución juratoria por parte de la firma.
La demanda fue iniciada por la pyme tras recibir facturas por un monto acumulado superior a los $174 millones, de los cuales $91.956.961,49 son correspondientes a agosto y $82.959.743,90 tiene vencimiento en septiembre.
Para evitar la suspensión del servicio tras la boleta de agosto, la compañía debió recurrir a la contratación de un préstamo bancario de $100 millones. Ante este escenario, la empresa solicitó la nulidad de ambos comprobantes y el reintegro de las sumas abonadas.
Al argumentar su posición, aseguró que “la electricidad constituye un insumo indispensable para su actividad industrial” y advirtió que “la continuidad de la producción depende directamente de contar con el suministro energético”.
En su presentación, la firma sostuvo que el incremento tarifario compromete seriamente su continuidad operativa, lo que pondría en riesgo la continuidad de 70 puestos de trabajo, y aseguró que afecta derechos constitucionales como la propiedad, la razonabilidad y la libertad de ejercer una actividad lícita.
Protefilm planteó que las subas desmedidas respondieron principalmente a los ítems ACPOT (Ajuste por Servicio de Potencia) y CESTAB (Cargo o Ajuste por Costo de Energía Consumida) del Mercado Eléctrico Mayorista.
Dichos conceptos registraron incrementos de entre el 150% y más del 300% en relación con períodos anteriores, igualando o superando en algunos casos el costo de la energía efectivamente consumida. Asimismo, la firma denunció la falta de documentación detallada por parte de Edesur y Cammesa sobre los parámetros aplicados para el cálculo de los importes.
Al resolver la medida, el magistrado consideró acreditada la verosimilitud del derecho y el peligro en la demora, señalando que los montos exigidos ponían en riesgo el patrimonio y el capital de trabajo de la firma. El juez advirtió que intimar al pago bajo amenaza de corte podía empujar a la empresa a un estado de cesación de pagos, concurso preventivo o quiebra.
Tras el fallo, el abogado de la pyme, Marcelo Szelagowski, sostuvo que la decisión judicial reconoce la relevancia del insumo energético en la estructura industrial y alertó que “bajo el argumento de una supuesta liberalización del mercado, se trasladan directamente a la industria los costos derivados de los problemas y desequilibrios del sistema energético, lo que pone en riesgo la continuidad de numerosas empresas“.
La petrolera Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) dispuso cambios en la operatoria de la histórica terminal que posee en el Puerto de Mar del Plata. La compañía confirmó que lleva adelante una “adecuación operativa” con el objetivo de optimizar su esquema logístico, aunque aclaró que la decisión no implica su salida del puerto marplatense.
“YPF está llevando adelante una adecuación operativa de su terminal de despacho en el Puerto de Mar del Plata con el objetivo de optimizar su esquema logístico. La decisión no implica una salida de YPF del Puerto de Mar del Plata”, señalaron fuentes de la empresa que tiene como CEO a Horacio Marín.
En ese sentido, desde la petrolera remarcaron que el abastecimiento de combustibles al sector pesquero continuará garantizado, con los mismos estándares de calidad, seguridad y confiabilidad. “La compañía mantiene su compromiso con sus clientes y con la actividad portuaria”, agregaron.
Algunos rumores sobre un posible retiro de YPF del Puerto de la ciudad habían generado preocupación en distintos sectores productivos. Sin embargo, desde la compañía estatal se limitaron a aclarar que se trata de una “adecuación operativa”.
Fuentes extraoficiales señalaron que la terminal se encuentra trabajando por debajo de su capacidad. Según indicaron, desde el año pasado dejó de despachar Infinia Diesel, una de las variedades de combustible de YPF, lo que habría reducido todavía más el nivel de actividad de las instalaciones.
“Es una terminal histórica, pero ya no es lo que supo ser hasta principios de los 2000. Es histórica, pero viene trabajando poco y nada. Está muy paralizada”, describieron fuentes con conocimiento de la operatoria.
Uno de los puntos que todavía no fue precisado oficialmente por YPF es qué ocurrirá con los trabajadores afectados por la reestructuración.
Desde la empresa no brindaron detalles sobre la situación del personal. No obstante, fuentes extraoficiales indicaron que se había ofrecido a los trabajadores la posibilidad de trasladarse a la terminal que YPF posee en La Plata.
El presidente Javier Mileirecorrió este viernes las instalaciones de Compañía Mega S.A. en Bahía Blanca, donde recibió detalles sobre el proyecto de expansión de la empresa incorporado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Durante la jornada, el mandatario también sobrevoló los terrenos donde Pampa Energía construirá una planta de urea que, según las proyecciones oficiales, será la mayor de la región.
Durante su visita al complejo industrial, líder en el procesamiento de gas natural proveniente de Vaca Muerta, Milei conversó con operarios y participó de una presentación institucional sobre los planes de crecimiento de la compañía.
Mega prevé invertir US$ 365,4 millones para ampliar su capacidad productiva y potenciar la exportación de hidrocarburos, con un proyecto que permitirá incrementar en 27% su capacidad de procesamiento y generar 770 empleos directos e indirectos.
La iniciativa tendrá impacto en Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, de acuerdo con la información difundida por el Gobierno. En paralelo, durante el traslado hacia la sede de Mega, el Presidente sobrevoló los terrenos contiguos a la Central Térmica Piedra Buena, donde Pampa Energía avanzará con la construcción de su nueva planta de urea, tras la aprobación de su adhesión al RIGI.
El proyecto de Pampa Energía contempla una inversión de US$ 2.700 millones y tendrá una capacidad de producción de 2,1 millones de toneladas de urea por año a partir de 2029.
La compañía prevé destinar parte de esa producción al mercado interno y el resto a la exportación, con una generación estimada de US$ 1.000 millones en divisas entre ventas externas y sustitución de importaciones.
Milei estuvo acompañado por la secretaria general de la Presidencia, Karina Milei; el jefe de Gabinete, Diego Santilli; el secretario de Comunicación y Medios, Fabián Fernández; y el diputado nacional Sebastián Pareja. También participaron de la recorrida Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía; y Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega.
Luego de la actividad, la comitiva presidencial se trasladó al predio donde la empresa Louis Dreyfus Company construirá una planta de molienda para el procesamiento de semillas oleaginosas, con una inversión de US$ 400 millones, que tendrá una capacidad industrial de hasta 4.000 toneladas por día.
Dle evento participaron el gerente de Louis Dreyfus Company en Bahía Blanca, Juan Matías Kavaliunas; y el director de Asuntos Públicos, Luis Zubizarreta.
De acuerdo a lo que informó el oficialismo, la empresa, una de las principales comercializadoras y procesadoras de productos agrícolas a nivel mundial, “desarrollará el nuevo proyecto de procesamiento de semillas, principalmente de girasol y soja, en un predio de 12 hectáreas adyacente a la terminal portuaria de Bahía Blanca”.
A su vez, apuntó que “la nueva planta se convertirá en una de las instalaciones de molienda de semillas de girasol más grandes del mundo, con una producción estimada de 400 mil toneladas de aceite crudo de girasol y 75 mil toneladas de aceite crudo de soja por año”
“La inversión incluye la instalación de modernos equipos diseñados para el procesamiento eficiente de oleaginosas, incluidos sistemas de preparación para limpieza, descascarado, acondicionamiento y laminado. La planta también contará con un área integrada para la recepción de semillas y la carga de subproductos del procesamiento —harinas, pellets y aceites—, así como con sistemas cerrados de transporte de productos diseñados para operación continua y un mayor control de emisiones”, concluyó el comunicado.
Mientras los gobiernos de Argentina y Gran Bretaña siguen sin poder sentarse a discutir como dispuso la ONU la soberanía sobre las islas Malvinas, una diputada británica representante de los territorios de ultramar insistió este viernes con difundir el respaldo que su Gobierno le da a los habitantes que ocupan el archipiélago para explotar sus recursos naturales y rechazó “cualquier intento de politizar los mecanismos internacionales” contra los negocios en la zona.
La funcionaria inglesa es la subsecretaria parlamentaria de Territorios de Ultramar, Uma Kumaran, quien semanas atrás ya se había cruzado con un funcionario del Gobierno de Javier Milei por la falta de exactitud en registros históricos sobre las islas.
En un mensaje del Ministerio de Asuntos Exteriores, de la Commonwealth y de Desarrollo que compartió en las redes sociales, Kumaran apuntó que “el Reino Unido se alinea plenamente con la comunidad internacional y cualquier intento de politizar los mecanismos internacionales contra particulares por hacer negocios con las Islas Malvinas es ilegítimo”.
Se refirió a los decretos de Javier Milei que advirtieron a empresas de hidrocarburos o sus allegados que serán vetados de invertir en emprendimientos en la Argentina si persisten con las exploraciones ilegales en el territorio en disputa. En ese marco, la parlamentaria sostuvo que “estas acusaciones contra empresas y particulares son inaceptables y carecen de justificación legal”.
“El Reino Unido es claro: las Islas son británicas y la gente allí tiene derecho a desarrollar sus recursos naturales como considere conveniente”, añadió en su posteo, aunque para la legislación internacional y según lo resuelto por la ONU la población de habla inglesa en las Malvinas ha sido implantada y no la cobija el concepto de autodeterminación de los pueblos.
En ese sentido, la diputada que paradójicamente es hija de refugiados de la colonia de Sri Lanka consideró que “las decisiones sobre hidrocarburos son un asunto comercial para los isleños y las empresas involucradas y solo para ellos”.
La subsecretaria parlamentaria de estado señaló que en el mensaje compartido con el Ministerio de Asuntos Exteriores, de la Commonwealth y de Desarrollo consideran que el desarrollo de los recursos de las islas “forma parte integral de su derecho a la autodeterminación” que sigue bajo pretensión y no con sustento de legitimidad.
En las últimas semanas, “Argentina ha seguido amenazando a empresas y particulares que suministran bienes y servicios, directa e indirectamente, a las Islas Malvinas, incluso en el sector de los hidrocarburos”, añadió y remarcó que “el Gobierno del Reino Unido y nuestra red diplomática respaldan plenamente a esas empresas y personas. Cuentan con todo nuestro apoyo”.
“Esta no es la primera vez que un gobierno argentino profiere amenazas económicas contra los isleños, sin embargo, la economía de las Islas Malvinas continúa prosperando”, añadió el mensaje.
Y, reconoció que “existen enormes oportunidades para las empresas en las Islas” Malvinas para lo cual anuncian que van a trabajar “incansablemente con el Gobierno de las Islas para garantizar que se respeten sus deseos”.
En tanto, en Buenos Aires, el Gobierno envió el jueves al Congreso el proyecto de Ley de Defensa de la Soberanía Nacional, que entre otras cuestiones contempla sancionar a las empresas petroleras que operen en la zona de las Malvinas.
La Casa Rosada considera a esta iniciativa como “un hito en el proceso de recuperación de las islas” del Atlántico Sur. El texto de algo más de 40 páginas fue firmado por el presidente Milei, su jefe de Gabinete, Diego Santilli, y los ministros de Relaciones Exteriores y de Economía, Pablo Quirno y Luis Caputo.
También el martes el Gobierno expresó su “enérgico rechazo” a un manual que publicó el Reino Unido con la consigna “Haciendo negocios con las Islas Malvinas” y reiteró que esas actividades son “ilegítimas” dado que “ninguna guía gubernamental extranjera” puede estar por encima del derecho.
En ese comunicado, el Ejecutivo remarcó que la Argentina “reafirma categóricamente” que las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur “forman parte del territorio nacional y se encuentran ilegítimamente ocupadas” por la administración británica.
En la cuestión de las explotaciones petroleras en la cuenca de Malvinas, la Casa Rosada critica en especial a “las licenciatarias ilegítimas” Rockhopper Exploration Plc (de origen británico) y Navitas Petroleum Lp (israelí) sobre el proyecto “Sea Lion” (Leon Marino) en la zona norte del archipiélago.
La ampliación de la planta de Profertil tendrá una capacidad de producción de más de 1.500.000 toneladas anuales.
La compañía Profertil, el mayor productor de fertilizantes del país, presentará el proyecto de ampliación de la planta de Bahía Blanca en el RIGI antes de fin de año. Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes cercanas a la compañía. La expansión de Profertil demandará una inversión de alrededor de US$ 2.000 millones y generará una nueva demanda de gas de Vaca Muerta, la principal materia prima de la compañía para la producción de urea granulada y amoníaco.
El nuevo tren productivo que Profertil instalará en la planta de Ingeniero White le permitirá elevar la producción de 1.320.000 a 2.830.000 toneladas de fertilizantes nitrogenados por año. En los hechos, la ampliación de la planta tendrá una capacidad de producción de más de 1.500.000 toneladas anuales.
La compañía, que desde diciembre del año pasado tiene como principal accionista a Adecoagro con un 90% y a la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA) con el 10% restante, informó este viernes que en agosto produjo más de 120.700 toneladas de urea granulada, el mayor volumen registrado para ese mes en sus 25 años de historia.
Detalles del proyecto de ampliación
Para avanzar en la presentación del RIGI antes de que termine el año, la compañía conformó un equipo de 50 profesionales que trabajan exclusivamente en ese objetivo. El equipo lleva invertido más de US$ 35 millones en los avances de la ingeniería de base, las obras para reacondicionar el muelle (el proyecto de ampliación no necesita una terminal portuaria nueva) y las instalaciones en la planta, entre otras iniciativas, según pudo relevar EconoJournal.
Según las estimaciones que hacen en Profertil, la obra demandará alrededor de cuatro años. Creen que estaría operativa para fines de 2030. La compañía tiene reservado desde hace algunos años el espacio para construir el nuevo tren de producción dentro de las instalaciones en Ingeniero White, a ocho kilómetros del centro de Bahía Blanca.
La obra demandará alrededor de 3000 trabajadores. En la actualidad, Profertil opera con más de 1000 trabajadores y en algunos momentos particulares, como en una parada de planta, puede llegar a demandar 1500 personas.
La compañía presentó este lunes un hecho relevante en la Comisión Nacional de Valores (CNV) para crear una sucursal dedicada para conformar el Vehículo de Proyecto Único (VPU), una figura legal que exige el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
Esa decisión la tomaron los directores Ignacio Bosch, Guillermo Sánchez, Emilio Gnecco y Mario Imbrosciano en la reunión de directorio del 31 de agosto donde aprobaron la formación de la sucursal dedicada. La semana pasada Profertil también presentó ante la CNV un cambio en el estatuto de la sociedad para sumar el proyecto de ampliación de la planta como parte de los objetivos de la compañía.
La obra de expansión de Profertil en Bahía Blanca demandará alrededor de 3000 trabajadores.
Sinergia con Vaca Muerta
Profertil produce urea granulada y también alcanza las 790.000 toneladas anuales de amoníaco. En la actualidad, demanda 2,5 millones de m3/día de gas natural. La urea es esencial para la producción de trigo, maíz y cebada, entre otros productos agropecuarios.
La expansión del complejo petroquímico de Bahía Blanca significa una nueva demanda de gas natural de Vaca Muerta en el mercado doméstico. Es una muestra de la sinergia que hay entre la producción de gas no convencional de la cuenca Neuquina y el sector agropecuario.
Con la ampliación de su planta, Profertil alcanzará una producción de 2,8 millones de toneladas por año de fertilizantes. Además, se suma el proyecto que la compañía Pampa Energía lanzó este año para producir 2,1 millones de toneladas anuales también en Bahía Blanca.
De este modo, la Argentina podría alcanzar casi 5 millones de toneladas por año de fertilizantes a partir de 2030. Un volumen suficiente de urea para abastecer el mercado interno, sustituir importaciones y lograr saldos exportables.
De izquierda a derecha: Gustavo Puzzolo (Conuar), Carlos Echeverry (Cluster CIAR), Nicolás Gandini, Juan Carlos Hallak (Facultad de Ciencias Económicas, UBA) y Nicolás D’Ángelo (Equipel).
Vaca Muerta se consolidó como una de las locomotoras de la economía argentina y se prepara para un nuevo salto de escala. La ampliación de la infraestructura de evacuación, el crecimiento esperado de la producción, las exportaciones de gas y los nuevos proyectos de inversión configuran un escenario de expansión para la industria petrolera. Sin embargo, este crecimiento no necesariamente garantiza que las empresas argentinas de la cadena de valor crezcan al mismo ritmo. Carlos Echeverry, del Cluster CIAR; Nicolás D’Ángelo, de Equipel; Gustavo Puzzolo, de Conuar; y el economista Juan Carlos Hallak, debatieron sobre el tema en el nuevo programa de Aguas Arriba, conducido por Nicolás Gandini.
Para Echeverry, el escenario actual tiene dos caras. Por un lado, sostuvo que las obras y las nuevas condiciones para exportar están resolviendo las limitaciones que hasta ahora condicionaban el crecimiento de la producción. Pero, al mismo tiempo, advirtió que las empresas proveedoras vienen atravesando años complejos y que actualmente enfrentan una competencia cada vez mayor.
Carlos Echeverry, del Cluster CIAR.
“Aguas adentro hubo un año y medio, dos, en que la actividad convencional y en campos maduros, con las 55 [áreas convencionales cedidas] del Plan Andes de YPF, paró a cero. Ahí muchas empresas casi se destruyeron, además de la baja actividad y gente disponible para todos lados”, planteó.
Además, problematizó la competencia a la que se enfrentan las empresas proveedoras: “Hoy la competencia en Neuquén es tremenda, la oferta supera cualquier demanda. Entonces, cosas específicas, como equipos de perforación o fractura, pueden seguir teniendo valor agregado y van a seguir creciendo. Todo lo demás va a crecer de forma moderada, con precios bajos y una competitividad feroz”.
A eso se suma el interés de empresas provenientes de otros sectores de la economía por ingresar a Vaca Muerta, atraídas por de los pocos segmentos que mantienen un fuerte dinamismo. “Muchas que vienen, entran, bajan los precios y luego se tienen que ir porque soportar un cashflow negativo durante mucho tiempo no es fácil”, señaló Echeverry.
D’Ángelo sumó otro cambio que obliga a las empresas a redefinir sus estrategias: la apertura de la economía.
“Lo que se dio hace muy corto plazo fue un cambio de condiciones realmente bestial. Veníamos de una economía 100% cerrada a una economía 100% abierta. Y todos nos tuvimos que acostumbrar a esta nueva forma de trabajo”.
En el caso de Equipel, la empresa de servicios vinculada al sector eléctrico de la cual D’Ángelo es director comercial, se alcanzó un acuerdo con Siemens para importar componentes de celdas de media tensión y completar localmente su adaptación a las necesidades del mercado argentino.
“Hoy hay que salir a ver al mundo, qué es lo que el mundo puede ofrecer, y cómo customizamos o adecuamos a las demandas locales lo que podemos traer del mundo. Yo creo que ahí está el agregado de valor”, explicó.
Nicolás D’Ángelo, de Equipel.
El acuerdo demandó cerca de dos años de trabajo y requirió que Equipel certificara sus capacidades ante la compañía internacional. “Son procesos largos, pero claramente son procesos que hoy por hoy no podemos dejar de lado. Si uno quiere crecer, creo que el crecimiento viene por ese lado”, agregó.
“Win-win”: asociarse para ganar escala
La asociatividad apareció como uno de los principales puntos de coincidencia entre los empresarios. Frente a este nuevo panorama de competitividad, la posibilidad de asociarse con otras compañías puede convertirse en una vía para acceder a capacidades que una pyme difícilmente pueda desarrollar por sí sola.
Para eso, el Cluster CIAR busca utilizar su estructura para vincular empresas que quieran ingresar al mercado neuquino.
“Vos necesitás venir o con una tecnología o con un servicio especial. Aprovechá todo lo que tenemos que ya estamos establecidos: cómo entrar en un yacimiento, las bases, los equipos, te proveemos gente, contratos. Con eso tenés entre 12 y 18 meses menos de caja negativa”, informó el empresario.
Gandini: —Lo que no sé es si culturalmente, y hasta a veces políticamente, existen las condiciones para que eso fluya. Tiene que haber mucha confianza entre el que está entrando y el que ya está. ¿Eso existe o no?
Echeverry: —No, hay que desarrollarlo, hay que mostrar. En la empresa tenemos 30 años de experiencia. La confianza se gana día a día y se pierde muy rápido. Entonces, sí es fundamental generar esa confianza. Ya tenemos algunas asociaciones para presentar, que las vamos a presentar ahora [en la expo AOG Patagonia de octubre]. No es fácil. Acá hay que generarlo, pero creo que es un win-win para ambas partes.
D’Ángelo coincidió: “Por ahí unos años atrás no estaba tan clara esta necesidad o ganas de querer asociarse, pero lo que yo veo hoy y charlo con colegas es mucha predisposición y buena voluntad de querer asociarse, generar un win-win básicamente”.
“Hoy estamos hablando de un salto de escala y muchas veces sabemos que para hacer frente a ese salto de escala o lo que es necesario abastecer no se puede hacer por sí solo”, agregó.
La colaboración también puede servir para desarrollar capacidades que actualmente no existen en escala suficiente en el país. Gustavo Puzzolo relató el caso de un producto de exportación que Conuar está desarrollando y para el cual necesitaba fundición de plomo a gran escala.
“No encontrábamos fundición de plomo a alta escala, había todo pequeña escala. Entonces armamos un equipo de ingeniería entre la Comisión Nacional de Energía Atómica, Conuar e Y-TEC, y fuimos a buscar dos empresas y las estamos desarrollando”, explicó.
Según indicó, en octubre está prevista la primera entrega de ese insumo. “Es la primera vez que se hace una fundición de plomo de ese nivel y de esa calidad”, sostuvo.
Gustavo Puzzolo, de Conuar.
La estrategia de Conuar, agregó, apunta además a internacionalizar su producción y arrastrar en ese proceso a otras empresas argentinas.
“Hoy creo que hay una gran oportunidad de internacionalizar la industria nacional, no solo mirando Vaca Muerta sino mirando la frontera”.
Echeverry aportó otra experiencia: en su anterior empresa trabajaron junto con Y-TEC y Tecpetrol para desarrollar localmente material disoluble que posteriormente también pudieron exportar. Para el empresario, combinar nuevas generaciones, capaces de incorporar rápidamente tecnologías, con trabajadores que acumulan décadas de conocimiento de la actividad, puede definir la competitividad de las compañías.
¿Qué lugar debería ocupar el Estado?
Respecto del papel del sector público, Hallak destacó las mejoras de productividad, eficiencia, calidad e internacionalización que están impulsando las propias empresas, pero consideró que falta una estrategia pública que acompañe ese proceso.
“Comparado con otras experiencias internacionales, ahí hay una ausencia total de instrumentos. Pero además de los instrumentos, que hay muchos, lo principal es la voluntad, la visión, la vocación, y eso está faltando”.
Para el economista, una política de desarrollo de proveedores no debería reducirse al compre nacional. De hecho, señaló que es uno de los instrumentos que menos le gustan si se aplica de manera aislada porque puede generar ineficiencias. En cambio, enumeró varias herramientas que puede utilizar el Estado.
“Ahí está la inteligencia de un Estado: en estar monitoreando la situación, tener los sistemas de información, tener los vínculos, el entendimiento de dónde apretar en cada momento para ir diciéndoles a las empresas y guiándolas hacia que hagan esfuerzos en desarrollar proveedores”, planteó.
D’Ángelo puso como contrapunto la experiencia de Neuquén. Destacó el funcionamiento de FECENE, la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia de Neuquén, como espacio de articulación entre empresas, gobierno provincial y sindicatos.
“Se nuclea lo privado, lo público y lo sindical en una misma mesa. Entonces eso permite agilizar muchas discusiones o muchas situaciones que de otra manera llevarían muchísimo tiempo”, explicó.
Echeverry también apuntó a cuestiones más concretas que puede resolver el sector público, especialmente infraestructura y condiciones regulatorias. “Así como hizo la provincia de Neuquén con el tema de la logística, no solo la logística para sacar petróleo y crudo sino también para moverse, automáticamente genera riqueza: ahorra costo, ahorra tiempo”, sostuvo.
Hallak aclaró que considera positiva una mayor apertura después de años de fuertes restricciones, pero cuestionó la velocidad del proceso.
“Veníamos de una economía super cerrada y está muy bien para mí ir a una economía mucho más abierta, no hay duda. La discusión es sobre la velocidad, se abrió muy rápido mucho, se sacaron un montón de cosas -las SIRAs, el antidumping, el Valor Criterio, aranceles-, más el RIGI que también es una forma de apertura en lo que es traer insumos importados y maquinaria importada para este sector en particular”, informó el economista.
Hallak cuestionó específicamente la incorporación del upstream petrolero al RIGI porque, según sostuvo, las principales restricciones al crecimiento están cada vez más relacionadas con infraestructura y proveedores. “¿Vale la pena sacrificar recursos fiscales para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta? ¿O es mejor usar esa plata para construir los caminos, las capacitaciones? Es una decisión, es un trade off”.
Gandini le planteó entonces un contraargumento: después de la caída que experimentó la producción argentina alrededor del 2010, una política pública podría priorizar alcanzar rápidamente una producción de hasta dos millones de barriles diarios, aún resignando recursos fiscales, para aumentar las exportaciones y generar las divisas necesarias para la economía.
Hallak: —Pero esa urgencia por llegar a los dos millones, ¿es para que entren más dólares? Macroeconómicamente, que aumenten las exportaciones no es un fin en sí mismo. Ese aumento de exportaciones tan rápido lo estás viviendo en este momento. En estas condiciones te genera un tipo de cambio más bajo que te hace estancar al resto de la economía.
Gandini: —¿Eso hasta dónde no es por el propio diseño del esquema cambiario del Gobierno?
Hallak: —No está tan claro que sea por eso que el dólar esté tan bajo. Yo creo que en gran parte está bajo por estas exportaciones incrementales que están habiendo. No es un tema ideológico de sí o no, es de calibración, cómo vas manejando el tema. Ya está creciendo a un ritmo rapidísimo y lo va a hacer hagas lo que hagas, con o sin esta medida particular, que es el RIGI al upstream petrolero.
Juan Carlos Hallak, profesor de la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA.
Para el economista, el desafío está en qué ocurre alrededor de ese crecimiento: “La restricción general para que ese aumento de exportaciones se traduzca en un beneficio real tiene que ver más con que lo sepas aprovechar, con que eso te de el tiempo para que los proveedores se desarrollen, que se asocien, que mejores la productividad”.
Echeverry introdujo otra tensión desde la perspectiva de las empresas proveedoras: “El RIGI llega a las operadoras pero después todos los demás no tenemos toda esa ventaja impositiva”.
“Están en desventaja porque ustedes cuando tienen que importar tienen que pagar el arancel versus el competidor que paga un arancel más bajo afuera”, respondió Hallak.
Frente a un escenario con mayores oportunidades pero también más competencia, D’Ángelo planteó que las pymes deben encontrar un equilibrio entre invertir para crecer y evitar decisiones que puedan comprometer su sustentabilidad.
“Tenés que ser bastante cauto y analizarlo porque te puede llevar puesto”, señaló y presentó otra cara de la misma moneda: “Tampoco te podés quedar quieto porque cuando viene la ola, en vez de surfearla, te vas con ella”.
Para D’Ángelo, justamente allí puede aparecer una ventaja de las empresas de menor tamaño: “Tal vez esa es la ventaja que tenemos las pymes, somos empresas más ágiles”.
El desafío, sostuvo sobre el final del programa, será que esa agilidad pueda sostenerse cuando aumenten los volúmenes que demanda Vaca Muerta. “Crecer en cantidad es fácil, pero hay que tener toda una infraestructura detrás, hay que tener tecnología, y hoy más que nada hay que ser eficiente”, afirmó.
En el departamento Iglesia, en San Juan, se desplegará la traza de 63,6 kilómetros del Corredor Norte de Acceso para el proyecto minero Vicuña.
El consorcio integrado por Contreras Hermanos, Boetto y Buttigliengo (BBC) y Construmin obtuvo el contrato para la construcción del Corredor Norte de Acceso al proyecto de cobre Josemaría, el más importante que tendrá la Argentina en los próximos años. La obra, adjudicada por Vicuña Argentina tras un proceso competitivo que contempló la capacidad técnica, los antecedentes y la territorialidad, comprende un tramo de 63,6 kilómetros dentro del departamento Iglesia, San Juan.
Se trata del primer segmento del Corredor Norte, una traza clave para garantizar la conectividad y la logística operativa hacia la Fase 1 de Josemaría, por la que se trasladarán insumos y equipos hacia la alta cordillera.
El contrato prevé una inversión global de US$ 135.012.246,91 y contempla un plazo de ejecución de 27 meses. Los trabajos asignados al grupo contratista abarcan obras viales integrales, movimiento de suelos masivo, sistemas de drenaje, alcantarillado, estructuras complejas, puentes, señalización e instalaciones eléctricas, indispensables para la transitabilidad pesada en terrenos de exigencia topográfica.
Desarrollo local y experiencia en obras estratégicas
Uno de los aspectos más significativos de esta adjudicación es el peso estratégico otorgado al desarrollo de la cadena de valor local. La incorporación de la sanjuanina Construmin como socio territorial responde a un programa de vinculación previa entre firmas nacionales e industriales de la provincia de San Juan, orientado a potenciar la contratación regional, la transferencia de conocimiento y la generación de empleo directo.
Este esquema de trabajo se encuadra en los programas de valor social de la operadora minera, diseñados para articular la infraestructura vial con el crecimiento socioeconómico regional. La meta compartida es que la dinamización del empleo y los servicios asociados impacten de forma directa sobre las comunidades del departamento Iglesia y zonas aledañas durante los más de dos años de trabajo previstos.
Por el lado de la capacidad constructiva nacional, la participación de Contreras Hermanos aporta el respaldo de una firma con ocho décadas de trayectoria en grandes obras de infraestructura en la Argentina. La compañía aplica estándares operativos internacionales en proyectos de alta complejidad, registrando participaciones recientes en consorcios estratégicos como la ejecución de tramos clave del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK).
Asimismo, la contratista mantiene una presencia operativa constante en los principales bloques no convencionales de la cuenca neuquina. En Vaca Muerta ejecuta obras de superficie y tendido de ductos en áreas de máxima productividad como La Amarga Chica y Bajada del Palo, prestando servicios para operadoras líderes de la industria hidrocarburífera como YPF y Vista.
La concreción de las Secciones A1 y A2 del Corredor Norte marca el inicio formal de la fase de infraestructura pesada para el cluster Vicuña. La consolidación de esta vía no solo garantizará la accesibilidad continua para la fase de construcción de Josemaría, sino que sienta las bases viales para una de las regiones con mayor potencial de extracción de cobre a escala global.
La playa de tanques de VMOS en Punta Colorada, la obra de US$ 3.000 millones que apalanca el debut bursátil local de las principales operadoras de shale.
El consorcio VMOS S.A. concretó con éxito su bautismo de fuego en el mercado de capitales doméstico al colocar su primera emisión corporativa por US$ 233,6 millones.
La transacción no solo reafirma el apetito del mercado por instrumentos vinculados al midstream de la Cuenca Neuquina, sino que se posicionó de inmediato como la segunda emisión de deuda corporativa en dólares más grande registrada en el mercado local en un debut institucional.
El proceso de licitación evidenció un notable interés por parte de inversores institucionales y privados, al recibir ofertas por más del doble del tramo base que la compañía planeaba colocar inicialmente, fijado en US$ 100 millones. Esta sobresuscripción fue calificada por el propio consorcio como un claro mensaje de respaldo del mercado al ritmo de desarrollo de Vaca Muerta y a la viabilidad de su infraestructura de despacho.
Con un plazo de vencimiento a 48 meses y un cupón fijado en el 6,25% anual, la estructura del bono corporativo permite complementar el esquema financiero del proyecto. La iniciativa requiere un desembolso global estimado en US$ 3.000 millones y se encuadra de forma estratégica dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para asegurar estabilidad regulatoria y económica.
El consorcio desarrollador de la obra está integrado por las principales operadoras con presencia en la Cuenca Neuquina: YPF —quien lidera la iniciativa—, Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron Argentina, Shell Argentina y Tecpetrol, sumando además la participación institucional de la empresa estatal neuquina Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).
El complemento del histórico project finance internacional
El antecedente financiero inmediato que sustenta la envergadura de VMOS fue el histórico project finance internacional cerrado a mediados de 2025. En aquella instancia, el consorcio rubricó un préstamo sindicado por US$ 2.000 millones encabezado por Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander, constituyendo el mayor crédito comercial privado adjudicado para infraestructura en el país en los últimos años.
Las obras en ejecución comprenden el tendido de un oleoducto de 437 kilómetros de longitud entre Allen y la terminal marítima de Punta Colorada, en la costa de la provincia de Río Negro. El complejo incluye la construcción de una playa de tanques de almacenamiento de 120.000 metros cúbicos y un sistema de amarre con monoboyas en aguas profundas diseñado para operar con superpetroleros del tipo VLCC (Very Large Crude Carrier).
En el plano operativo, el consorcio confirmó que los trabajos en territorio rionegrino alcanzaron un grado de avance físico del 80%. Este progreso consolidado contempla frentes críticos de ingeniería como las perforaciones dirigidas para el cruce del río Negro y los primeros acoples de las conducciones submarinas que alimentarán los puntos de embarque en el Atlántico.
De acuerdo con el cronograma del proyecto, la puesta en marcha progresiva del ducto transformará la logística hidrocarburífera nacional al elevar la capacidad de transporte de la cuenca de 650.000 a 1,2 millones de barriles diarios. Una vez operativo en su máximo potencial de exportación, de aproximadamente 550.000 barriles por día, VMOS se convertirá en un generador de divisas estimado entre US$ 15.000 y US$ 20.000 millones anuales.
El diputado y presidente del MPN, Gabriel Álamo, junto al gobernador Rolando Figueroa.
Gabriel Álamo es presidente del Movimiento Popular Neuquino desde hace nueve días y, como nuevo líder del partido que dominó la provincia de Neuquén durante seis décadas, ya tiene una misión: conducir a su estructura y a su militancia detrás de la reelección de Rolando Figueroa en el 2027. Y también una certeza: «Ante opciones nacionales, siempre primero una opción provincial».
Para el actual diputado y jefe de la bancada emepenista en la Legislatura, el adversario ideológico del gobierno provincial en los comicios del año que viene será La Libertad Avanza y aseguró que la prioridad del armado electoral debe apuntar a no poner en riesgo la «autonomía provincial» y la continuidad del crecimiento de Vaca Muerta.
En diálogo con EN/CLAVE, Álamo sostuvo que «todos los partidos que tienen una base provincialista, y en particular aquellos donde hay compañeros que hicieron su escuela y se formaron en el MPN, tienen que buscar los puntos de encuentro, no las diferencias, y acompañar».
El dirigente asumió la presidencia del partido el 9 de septiembre, tras proclamarse la única lista que se había presentado para disputar la interna. Lo acompaña en la conducción el histórico dirigente y funcionario de muchos gobiernos, Jorge Lara, quien quedó al frente de la Convención.
El MPN hoy conserva su sello en 33 intendencias y en la Legislatura, donde controla una bancada de 10 diputados, más numerosa incluso que la de Comunidad, el partido del gobernador.
Pero ese escenario podría cambiar a partir del 2027, si es que el nombre del partido que moldeó el desarrollo de la provincia desde su consolidación institucional en los años 60 no aparece en ninguna boleta.
Por ahora, a lo que hoy aparece como una certeza que los propios dirigentes afirman por lo bajo, Álamo prefiere no anticiparse. «Lo que estamos haciendo ahora es trabajar con los intendentes, con las seccionales para definir cuál es la herramienta más conveniente para que todo el músculo político del MPN que asumió y que está en gestión acompañe al gobernador», afirmó.
Estimó que esa decisión, que recaerá en la Convención que reúne a 52 representantes de todas las ciudades de la provincia, se tomaría cerca de fin de año.
Lo que se sabe es que Figueroa llevará a la elección del año que viene un esquema similar al que utilizó en el 2023, con listas colectoras de diversos extractos políticos que presentarán candidatos propios a la Legislatura pero se unificarán en la fórmula para la gobernación.
Sumar a los provincialismos
Gabriel Álamo, un profesor de matemáticas que encontró en la política «otra forma de trabajar para la gente», fue dos veces intendente de Aluminé y conoció al gobernador en 2008, cuando este ocupaba el cargo de secretario de Juventud y Deportes en el gobierno de Jorge Sobisch.
Definió que lo más importante del cambio de autoridades en el MPN es «poder materializar desde lo político lo que venimos haciendo desde lo institucional», es decir, que el respaldo que el partido dio desde la Legislatura y las intendencias a la gestión ahora se traduzca en un apoyo electoral.
«Entendemos que Rolando Figueroa representa las banderas de nuestro partido, las banderas que siempre nosotros militamos y defendimos», planteó el diputado, quien llamó a otros espacios provincialistas a encolumnarse detrás del proyecto reeleccionista.
En ese lote ya cuenta a Primero Neuquén, el partido del intendente Mariano Gaido, y a Fuerza Neuquina y Federal, el del líder petrolero Marcelo Rucci, entre otros.
«No podemos poner en riesgo la autonomía provincial, la defensa de los recursos y las banderas que hoy representa Rolando Figueroa. A mí me consta, justamente por recorrer la provincia, cómo las obras de infraestructura llegan a cada rincón de la provincia y se distribuyen en las distintas regiones. Llevar escuelas y gas a una comunidad mapuche es algo que siempre pensamos que debía suceder», aseguró.
«El partido no está terminado»
En las últimas semanas, hubo agrupaciones internas y algunos referentes del MPN como el exgobernador Jorge Sobisch que salieron a cuestionar el alineamiento del partido detrás de Rolando Figueroa e incluso plantearon dudas sobre la transparencia de la convocatoria a internas.
De ese estanque también salió a pescar el secretario general de ATE y titular de Más por Neuquén, Carlos Quintriqueo, quien convocó a los militantes desencantados a sumarse a su construcción política «sin renunciar a su identidad».
«Es un indicador de que el partido no está terminado ni mucho menos, porque hoy tiene 88.000 afiliados. Y puedo asegurar que, en el interior, el MPN sigue siendo un partido importante», sostuvo Álamo.
También analizó que, desde hace años, «los votos dejaron de ser trasladables» detrás de un dirigente.
El diputado y nuevo presidente del partido alertó que «cualquier expresión partidaria por fuera de una propuesta provincialista o cualquier expresión incluso individual, personalista, lo único que hace es dividir y poner en riesgo la autonomía de la provincia».
Los rivales y el objetivo 2030
Consultado por EN/CLAVE sobre quién considera que será el principal adversario de Rolando Figueroa en las elecciones del 2027, Gabriel Álamo enumeró, en primer lugar, a los partidos nacionales.
«Sin una administración provincial que tome las decisiones mirando la provincia, ponemos en riesgo todo lo construido. Y un partido nacional claramente tiene a los jefes políticos en el Obelisco», planteó.
«Tenemos que tener en cuenta eso: ante las opciones nacionales, primero una opción provincial encolumnada con Rolando Figueroa, que ya ha demostrado lo que ha hecho con la provincia y lo que tiene planificado. No podemos poner eso en riesgo», definió.
Desde lo ideológico, y a título personal, consideró que «claramente» será La Libertad Avanza. «Un gobierno provincial que distribuye sus recursos de manera equitativa, federal, con justicia social, está muy lejos de este gobierno nacional que prácticamente no mira hacia el interior», aseveró.
Y dio como ejemplo el traspaso de rutas nacionales «sin los recursos para mantenerlas».
En cuanto a la sucesión de un eventual segundo gobierno de Figueroa, el nuevo presidente del MPN analizó que el partido debe empezar a mirar «el 2030, el 2031 y ahí sí poder pensar en un candidato propio».
«Pero para eso falta mucho, hay que recorrer mucho, y también entiendo que el paradigma de la política está cambiando. Tenemos que seguir utilizando nuestra inteligencia y también escuchar mucho a la gente para ver qué es lo que le está pasando con los partidos y ahí viene la autocrítica que nosotros tenemos que hacer: ver cómo el MPN se reinventa para seguir hacia adelante», sostuvo.
VMOS S.A. anunció el resultado de su primera emisión en el mercado de bonos a 48 meses por un monto de U$S 233,6 millones. La tasa de interés fue del 6,25 % anual. Se trata de la segunda emisión más grande de deuda local corporativa en dólares en su debut en el mercado local.
El resultado de la licitación constituye una nueva señal del interés de los inversores por el desarrollo de Vaca Muerta ya que se recibieron ofertas por más del doble del monto que inicialmente se preveía de U$S 100 millones.
Esta transacción complementa el financiamiento internacional cerrado en 2025 por U$S 2.000 millones, que representó el Project finance más grande realizado en Argentina.
VMOS es un proyecto de infraestructura impulsado por las principales empresas productoras de shale del país que permitirá ampliar la capacidad de transporte de petróleo desde Vaca Muerta hacia la costa atlántica de Río Negro y fortalecer la capacidad exportadora de la Argentina.
La obra ya alcanzó un avance del 80 %, consolidándose como uno de los principales proyectos de infraestructura energética del país, se indicó.
VMOS es un proyecto de transporte de petróleo de gran escala, que integra upstream y midstream, diseñado para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer a los mercados internacionales.
«Vender a 1000 millones o pretender menos por algo que evidentemente sale 6 o 7 veces más significa dilapidar patrimonio«, dijo Kicillof». Gentileza @Kicillofok.
El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, criticó el proceso de tasación de Nucleoeléctrica y la intención del gobierno nacional de privatizar el 44% de su paquete accionario. «Privatizarla es un error, malvenderla es un delito», disparó el gobernador este jueves durante el encuentro «Realidad del sector nuclear argentino» organizado por la provincia. Entre los participantes estuvo un integrante del Tribunal de Tasaciones de la Nación (TTN), que también cuestionó el método para tasar la empresa.
El gobierno nacional encargó la tasación de las centrales nucleares al Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE). La expectativa oficial es recaudar cerca de 1000 millones de dólares por la venta del 44% del paquete accionario de Nucleoeléctrica (NASA). El proceso de privatización fue formalmente lanzado a través del decreto 695 de septiembre de 2025, anticipado por este medio, aunque no hubo mayores novedades desde entonces.
Críticas a la tasación y privatización de Nucleoeléctrica
Durante el encuentro con referentes y representantes gremiales del sector nuclear realizado en la Casa de Gobierno en La Plata, el presidente de la Sala C del TTN, Daniel Eduardo Martín, tomó la palabra para referirse a la tasación y la privatización parcial de las centrales nucleares.
Martín afirmó que el TTN es el único ente público facultado para tasar los activos del Estado en procesos de privatización e indicó que el organismo ya tasó el valor de las centrales nucleares en tres oportunidades.
Principalmente, cuestionó que entre las modificaciones a la Ley 24.065 de Energía Eléctrica introducidas el año pasado por la Secretaría de Energía mediante el DNU 450/25, en el artículo 75 se determinó que se deberá aplicar un único método de tasación de los activos a privatizar.
«Uno de los últimos artículos de la ley dice que para la privatización, el único método que se debe utilizar para tasar la empresa es el método de flujo de fondos descontado. La finalidad de este punto para mí es muy cuestionable, pero no tiene facultad la Secretaría de Energía de determinar un método de tasación. El único organismo rector de tasación es el Tribunal de tasación, y es el único que sabe qué método utilizar», disparó el ingeniero electromecánico y titular de la Sala C del TTN.
Martín argumentó que «el método de flujo de fondos tiene como destino, para este tipo de privatizaciones, bajar el valor de las empresas, utilizando el riesgo país y utilizando una tasa de descuento altísima. Para llegar a que NASA vale 1000 millones están utilizando una tasa de descuento del 14%, que es un despropósito para una empresa que todos los electrones que genera están vendidos al momento que los produce».
Te puede interesar
Daniel Kokogian sobre Sea Lion en Malvinas: “Hay petróleo, pero no está claro si es económicamente rentable producirlo”
Y agregó: «La empresa vale 13.000 millones de dólares. Llegamos a esta conclusión porque en los balances del 2025, la exposición que se hizo de las tres centrales nucleares, que son la base de Nucleoelectrica, está en el orden de los 6352 millones de dólares en el registro contable. Pero en la regla, el valor actual de la empresa es de 11.600 millones, sin contar el valor en construcción».
Kicillof coincidió con la lectura realizada por el representante del TTN. «Vender a 1000 millones o pretender menos por algo que evidentemente sale 6 o 7 veces más significa dilapidar un patrimonio que es de todos los argentinos«, dijo el gobernador de Buenos Aires. «La privatización de NASA es un negociado», concluyó.
Cuál fue la agenda del encuentro sobre el sector nuclear
La gobernación de Buenos Aires convocó a referentes y representantes gremiales del sector nuclear a un encuentro en La Plata para comenzar a dar forma a un «Plan Estratégico Nuclear». Entre los temas conversados figuraron la paralización del proyecto CAREM, la relevancia de sostener la línea tecnológica de uranio natural y agua pesada y la crisis salarial en los organismos públicos de ciencia y tecnología.
Además de Martín también expusieron la diputada nacional y ex presidenta de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Adriana Serquis, el ex presidente de Nucleoeléctrica, José Luis Antúnez, el referente gremial de APCNEA e investigador de CNEA, Ándres Kreiner, el subsecretario de Energía de la provincia, Gastón Ghioni, el presidente de la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC) de la provincia, Roberto Salvarezza, y representantes de los gremios ATE y Luz y Fuerza, entre otros.
Desde la provincia están estudiando legalmente cómo puede evitar la privatización de la empresa, indicó Kicillof ante una consulta de EconoJournal y otros medios presentes. «Es una irresponsabilidad del gobierno de Javier Milei, lo que está en juego es el patrimonio de los argentinos y las capacidades del sector», señaló.
Recientemente, el Banco Provincia (Bapro) otorgó un crédito a INVAP para respaldar un contrato de actualización tecnológica del reactor NUR en Argelia. gobernador también destacó el apoyo que desde la provincia le están dando al sector científico y nuclear. «INVAP hace mucho tiempo que es cliente del Banco Provincia, es una política provincial apoyar la ciencia, la tecnología y particularmente a los sectores de punta como lo nuclear y satelital«, remarcó el gobernador.
El Senado argentino incluyó en la agenda parlamentaria de este jueves 17 de septiembre el tratamiento del proyecto de nueva ley de biocombustibles, que busca establecer un régimen con vigencia de 15 años y elevar los cortes obligatorios de biodiésel y bioetanol.
En las últimas horas se incorporaron modificaciones en el capítulo del biodiésel, entre ellas una definición más amplia de “grupo económico” que toma como referencia la situación societaria al 31 de diciembre de 2025. Este cambio generó reparos entre las empresas no integradas, que temen quedar clasificadas como integradas y perder acceso al segmento reservado.
El dictamen aprobado el 3 de septiembre por las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y de Presupuesto y Hacienda había unificado siete proyectos y establecía un corte obligatorio de 10% de biodiésel en gasoil y 15% de bioetanol en naftas a los doce meses de sancionada la ley. En bioetanol, el esquema mantiene 6 puntos para caña de azúcar, 6 para maíz y 3 flexibles.
La tensión se concentró en el biodiésel, donde el esquema diferenciaba entre empresas integradas y no integradas. Tras nuevas negociaciones, se acordó elevar del 3% al 4% la participación mínima reservada a las no integradas hasta 2036, buscando mayor consenso político y sectorial.
.
En paralelo, la nueva definición de grupo económico contempla criterios de control de votos, influencia dominante, vínculos económicos especiales y principio de realidad económica. Además, establece presunción cuando una empresa posee al menos el 25% del capital y constituye la primera minoría.
Otro aspecto del debate incluyó cuestionamientos sobre el alcance temporal de la disposición y su posible tensión con el principio de irretroactividad. Sin embargo, especialistas señalaron que el artículo 7° del Código Civil y Comercial permite retroactividad prevista por ley siempre que no afecte derechos constitucionales.
Finalmente, el proyecto busca fortalecer la producción sustentable y garantizar un marco regulatorio más equilibrado, con un esquema de transición que preserve espacios para las empresas no integradas y promueva mayor competencia en el mercado de biocombustibles.
Ziliotto: «En esta Argentina empezamos a discutir temas superados; este revisionismo no tiene que ver con resolver los problemas ni el futuro de la gente, sino con instalar una agenda distinta».
El gobernador de La Pampa, Sergio Ziliotto, cuestionó la decisión del presidente Javier Milei de otorgarle el 100% de las regalías de Los Nihuiles a Mendoza. «Es un decreto innecesario, inviable y descabellado», sostuvo a EconoJournal. La decisión del Poder Ejecutivo Nacional busca dejar sin efecto el marco normativo que regula el complejo hidroeléctrico sobre el río Atuel, pero en la últimas horas la justicia federal ordenó la suspensión del decreto presidencial al otorgarle una medida cautelar a la provincia.
El mandatario provincial se refirió en duros términos al DNU dictado por la administración central, el cual buscó derogar la normativa de 1973 que sentó las bases para la posterior transferencia de las obras del complejo hidroeléctrico a Mendoza en 1992.
Aquel esquema tripartito entre la Nación, Mendoza y La Pampa reconoció la interprovincialidad del río Atuel y garantizó la cesión del 50 % de las regalías por la generación de energía hidroeléctrica para la provincia pampeana, un derecho que hoy el Gobierno nacional pretende dejar sin efecto en la antesala de la privatización de los activos energéticos.
Durante un encuentro con la prensa en la Ciudad de Santa Rosa, Ziliotto expuso ante la consulta de EconoJournal la postura técnica y política de la provincia frente al avance de la administración nacional en la cuenca del Atuel. «Cualquier alumno de primer año de la Facultad de Derecho entiende que un acuerdo entre tres partes no se puede anular unilateralmente. Ese decreto deroga una norma que había sido avalada por un acuerdo tripartito», aseveró el mandatario.
«En aquella oportunidad La Pampa prestó el acuerdo para que la Nación le transfiera las obras del Nihuil a Mendoza, y esa provincia se comprometió a que La Pampa reciba las regalías», argumentó el gobernador pampeano.
El frente jurídico y la privatización hidroeléctrica
Al profundizar sobre el escenario normativo, el mandatario ratificó que la vigencia del pacto de 1992 es inalienable: «Es un decreto que desde lo jurídico es innecesario porque no tiene ningún tipo de validez, es el ABC del derecho: un acuerdo tripartito no puede ser derogado por una sola de las partes. Aparte, ese acuerdo fue homologado por la Corte Suprema de Justicia y fue avalado por la Legislatura de las dos provincias; un respaldo jurídico mayor no se le puede encontrar».
Ziliotto relacionó además la maniobra de la Casa Rosada con el proceso licitatorio para privatizar la generación hidroeléctrica: «Al sector que viene y va a ganar la licitación no le cambia pagar las regalías, lo único que dice el acuerdo es que son 50 y 50. Nosotros, hace alrededor de 30 días, cuando vimos que estaba en marcha el proceso, mandamos una nota a Mendoza como signataria para que tengan en cuenta el derecho que tiene La Pampa en base a ese convenio».
A fines de julio, la Secretaría de Energía de la Nación formalizó el llamado a licitación pública nacional e internacional para transferir al sector privado la concesión del Complejo Hidroeléctrico Los Nihuiles (Nihuiles I, II, III y IV). La licitación contempla además la venta del 100 % del paquete accionario de Hidroelectricidad Mendocina S.A. (HEMSA), en una licitación conjunta entre la nacional y la provincia para readecuar las instalaciones tras el vencimiento de los contratos y proyectar nuevas inversiones.
El complejo Los Nihuiles, sobre el río Atuel en el sur mendocino, cuenta con una capacidad instalada de 290 MW. Su esquema de regalías del 50 % fue acordado en 1992 y enfrenta una etapa de reconcesión.
Asimismo, el mandatario volvió a cargar contra el histórico incumplimiento ambiental por el caudal ecológico fijado para el río Atuel: «En el último fallo, que ya lleva seis años sin cumplir, la Corte dijo que La Pampa tiene que tener un ingreso de 3,2 metros cúbicos por segundo para comenzar a restituir el ambiente, porque el mayor daño es el ambiental. Hace seis años que Mendoza incumple la sentencia y hace seis años que la Corte no hace cumplir su fallo».
En el plano de los recursos hídricos y el desarrollo regional, Ziliotto trazó un paralelismo demográfico para ilustrar el impacto de la corta del río iniciada en 1947: mientras la localidad mendocina de General Alvear pasó de 3.000 a más de 50.000 habitantes en las últimas décadas, la pampeana Santa Isabel se mantuvo estancada en 3.000 pobladores.
«Nos cortaron un río hace casi 80 años. Si se aplica un uso eficiente en la administración del agua, se garantizaría el flujo para restituir el ecosistema sin afectar la producción«, aseveró el gobernador en referencia a los estudios técnicos desarrollados junto a las universidades nacionales.
En esa misma línea, el mandatario extendió el debate a la soberanía de las cuencas e interconectó la causa con la disputa en torno a la Ley de Glaciares: «La Pampa es un ejemplo de cómo se puede perjudicar a una provincia cuando las decisiones se toman mirando alrededor de la Casa Rosada, sin conocer la evolución de las economías regionales ni la tipología geográfica, ocurren estas cosas».
«Que un río nazca en una provincia no significa que sea de su exclusiva potestad; la jurisprudencia de la Argentina demostró hace rato que los ríos son interprovinciales», agregó. Pero Ziliotto valoró que el mismo juez federal de Santa Rosa que ahora avaló a la provincia por las regalías de Los NIhuiles fue quien le rechazó la cautelar contra la reforma de glaciares, medida que La Pampa apeló ante la Cámara Federal de Bahía Blanca.
Freno judicial a los alcances del decreto presidencial
La disputa se reabrió rápidamente por el fallo de la Justicia Federal con asiento en Santa Rosa que declaró la inaplicabilidad y suspendió con efecto inmediato los alcances del decreto presidencial. La medida cautelar le exige a la Nación retener y efectivar la liquidación del 50 % de las regalías hidroeléctricas en favor del tesoro pampeano y de los municipios de la cuenca afectable.
La resolución judicial ordenó darle traslado formal al Poder Ejecutivo Nacional por un plazo de tres días para que efectúe su descargo antes de dictar la sentencia sobre la medida de cautela, mientras la provincia prepara su demanda de fondo en la jurisdicción contencioso-administrativa, en un plazo de diez días.
«Acudimos a las instancias jurisdiccionales por estrategia judicial. No pedimos una cautelar a la Corte por una cuestión de tiempos; la jurisprudencia ya aprobó esta metodología para frenar los perjuicios económicos mientras se dirime la cuestión de fondo», detalló al expliacar que la competencia para litigios entre provincias y la Nación corresponde a la Corte Suprema.
El dictamen judicial, además de frenar el perjuicio económico inmediato sobre la percepción de regalías hidroeléctricas, rechazó las pretensiones de Mendoza de arrogarse el cobro íntegro del recurso en una presentacion previa ante la Corte Suprema. Con la cautelar concedida por el fuero federal, La Pampa buscará asegurar la intangibilidad de sus recursos coparticipables por generación en Los Nihuiles en tanto el máximo tribunal defina las cuestiones de fondo.
La empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) abrió este miércoles los sobres B con las ofertas económicas de las compañías que compiten por ocho de los quince bloques licitados en la Ronda 1/2026, el primer proceso de este tipo en casi una década.
En las semanas previas, la comisión evaluadora solicitó balances y documentación complementaria a varios oferentes, con el objetivo de analizar su solvencia financiera y operativa. La medida apunta a garantizar que los compromisos de inversión puedan cumplirse, incluso si las propuestas económicas no encabezan el ranking de mérito.
Entre los participantes figuran pesos pesados como Continental Resources, controlada por Harold Hamm, y Phoenix Global Resources, que recientemente integró activos en Argentina junto a Continental. También se suman empresas con trayectoria como PCR, que busca desembarcar en Vaca Muerta, y GeoPark, la principal independiente de Colombia.
La nómina incluye además firmas de menor recorrido, como Ingeniería Multipiping, Aldyl Argentina —presidida por Julián Arostegui—, Bentia Energy del exministro Javier Iguacel, y Patagonia Resources, del grupo Neuss.
.
En cuanto al mecanismo de adjudicación, el proceso se rige por una fórmula polinómica que pondera cuatro variables: el bono económico de acceso al área, el porcentaje de participación ofrecido a GyP, las regalías provinciales y el compromiso de inversión. La participación de GyP parte de un piso del 10% bajo modalidad carry, mientras que las regalías se ubican entre 12% y 18%.
La novedad es que GyP podría adjudicar bloques a empresas que no necesariamente queden primeras en el orden de mérito, priorizando aquellas con capacidad probada para ejecutar planes de inversión en áreas de frontera con mayor riesgo geológico.
Finalmente, desde el gobierno provincial se enfatizó: “Estamos buscando un socio de largo plazo que ponga en valor áreas inexploradas. No queremos ofertas especulativas que luego no puedan sostenerse en la práctica”.
La petrolera GeoPark obtuvo el mayor puntaje provisional en la Ronda 1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén, con su oferta por el área Corralera Noreste.
El proceso comenzó el 19 de agosto con la evaluación de antecedentes técnicos y financieros, y el 16 de septiembre se realizó la apertura de ofertas económicas.
De acuerdo con los resultados comunicados por Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la propuesta de GeoPark encabezó la evaluación provisional, aunque la adjudicación definitiva dependerá de un informe de preadjudicación y de la decisión final del Directorio de GyP.
En caso de confirmarse, la incorporación de Corralera Noreste profundizaría la presencia de GeoPark en Vaca Muerta, donde ya desarrolla hidrocarburos no convencionales mediante perforación horizontal y fracturamiento hidráulico (fracking).
.
Al mismo tiempo, la compañía avanza en una estrategia de expansión regional. GeoPark anunció recientemente su entrada a Venezuela, donde junto con PDVSA desarrollará el campo Bare durante 25 años, consolidando su perfil como operador internacional de hidrocarburos.
La apuesta por Argentina refuerza la competencia en Vaca Muerta, una de las mayores reservas mundiales de gas y petróleo no convencional, y marca el interés de jugadores internacionales en ampliar su participación en rondas de exploración locales.
Finalmente, de confirmarse la adjudicación, GeoPark deberá iniciar trámites contractuales y administrativos para formalizar la operación, con compromisos de inversión y desarrollo tecnológico en la Cuenca Neuquina.
La firma Oro Brokers impulsa un ambicioso proyecto de conectividad que busca unir Añelo (Neuquén) con el Puerto de San Antonio Este (Río Negro) mediante un ramal ferroviario privado.
El objetivo es optimizar el transporte de insumos y productos derivados de la explotación no convencional de hidrocarburos en Vaca Muerta, resolviendo los cuellos de botella viales que afectan la eficiencia de la Cuenca Neuquina.
Con inicio de obras civiles previsto para el invierno de 2027 y operación comercial regular en 2029, el trazado contempla la modernización de ramales existentes y la construcción de nuevos tramos de alta resistencia técnica. La salida directa al Atlántico permitirá aliviar el tránsito pesado en rutas patagónicas y garantizar un acceso más competitivo a los mercados globales.
En materia financiera, la principal ventaja competitiva del proyecto radica en que la inversión será 100% privada, con financiamiento internacional asegurado mediante fideicomisos y la emisión de Obligaciones Negociables vinculadas al sector energético. Este esquema responde al repliegue presupuestario del Estado nacional y a la necesidad de soluciones autónomas para expandir infraestructura crítica.
Durante la primera etapa, el corredor férreo transportará 2,5 millones de toneladas anuales, principalmente arenas de fractura, caños e insumos químicos. Una segunda fase incorporará vagones cisterna para el despacho mayorista de crudo Medanito, clave para cumplir las metas de producción fijadas por las principales petroleras.
.
El proyecto genera expectativas institucionales en las provincias de Río Negro y Neuquén. Los gobernadores Alberto Weretilneck y Rolando Figueroa coinciden en que la obra atraerá nuevos parques industriales de transferencia. Municipios patagónicos ya comenzaron a adecuar sus códigos de ordenamiento urbano para recibir talleres de mantenimiento ferroviario.
Asimismo, la iniciativa será defendida por el bloque de gobernadores patagónicos, que exigirán un marco de incentivos fiscales específicos ante los organismos nacionales de regulación ferroviaria.
Finalmente, el ramal ferroviario privado hacia Vaca Muerta marca una fase crítica en la logística energética argentina: transformar el potencial geológico en divisas genuinas dependerá de la velocidad de ejecución de estas obras civiles estructurales y de la audacia del capital privado frente al repliegue del gasto estatal.
La expansión de Vaca Muerta puso en evidencia un cuello de botella crítico: cómo trasladar millones de toneladas de arena de fractura desde Entre Ríos hasta Neuquén sin saturar las rutas nacionales.
El insumo, indispensable para cada etapa de fracking, recorre más de 1.200 kilómetros y hoy depende casi exclusivamente del transporte por camión.
En el corto plazo, la salida inmediata pasa por los camiones y bitrenes, que concentran 2.000 viajes diarios y proyectan 10.000 mensuales, de los cuales 5.000 corresponden solo a arena. Cada pozo demanda entre 10.000 y 15.000 toneladas, lo que implica 50 a 100 camiones por día. El estudio del Consejo Federal de Inversiones (CFI) estima que el flujo de camiones podría crecer entre 15% y 148% hacia 2029.
La alternativa de mayor escala es el ferrocarril, con un proyecto de US$500 millones en el corredor Bahía Blanca–Neuquén que multiplicaría por 60 la carga actual. Otra variante plantea un ramal de 220–250 kilómetros desde San Antonio hasta el nodo ferroviario, con una inversión de US$3.000 millones y varios años de obra. Los operadores privados reclaman concesiones de al menos 30 años para comprometer capital.
Por su parte, la hidrovía del Paraná aparece como la tercera opción, impulsada por el ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger. El esquema prevé barcazas desde Ibicuy hasta San Antonio Oeste o Bahía Blanca, con acopio intermedio y conexión multimodal por tren o camión. Sin embargo, el estudio de factibilidad sobre los ríos Limay y Negro avanza lentamente y autoridades rionegrinas advierten que “cuesta imaginar” su implementación en las condiciones actuales.
.
Algunos especialistas plantean esquemas combinados: trasladar arena por camión hasta puertos de Ibicuy y Campana, continuar por vía fluvial hasta San Antonio Oeste y completar el tramo final con tren y bitrenes. El CFI calcula que transportar arena por agua hasta Bahía Blanca y luego por camión hasta Añelo costaría US$62,7 por tonelada, cifra que bajaría si se usa San Antonio Este como puerto de referencia.
El debate sigue abierto: las rutas rionegrinas pueden ofrecer alivio parcial, el tren promete la solución de mayor escala hacia el final de la década y la hidrovía plantea el salto de productividad más grande, aunque con mayor incertidumbre. Mientras tanto, cada set de fractura dispone de apenas dos o tres días de stock de arena, un margen mínimo que convierte la logística en una variable capaz de condicionar el ritmo de todo el shale argentino.
En el marco del Día de la Petroquímica 2026, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP) y el Instituto Petroquímico Argentino (IPA) reunieron a empresarios y especialistas para analizar cómo el sector puede convertirse en motor de crecimiento a partir del gas de Vaca Muerta, la expansión minera y las demandas del agro.
Durante la apertura, Matías Campodónico, presidente de la CIQyP y de Dow para América Latina, destacó que la estabilidad macroeconómica abre una nueva ventana de oportunidad, pero advirtió que el desafío es transformarla en inversiones y producción.
En paralelo, la minería —con foco en litio y cobre— fue señalada como otro eje de expansión que demandará soluciones químicas y conocimiento especializado. El agro, por su parte, requiere fertilizantes y agroquímicos para sostener su productividad, lo que convierte a la petroquímica en un proveedor estratégico de insumos para múltiples cadenas productivas.
Desde la CIQyP remarcaron que la industria emplea 70.000 personas de manera directa y más de 300.000 de forma indirecta, con exportaciones que en 2025 alcanzaron USD 4.300 millones, equivalentes al 18,4% de las MOI argentinas. Con ese punto de partida, la entidad planteó que el desafío pasa por ampliar el valor agregado y la capacidad exportadora.
Uno de los ejes del encuentro fue la agenda de competitividad: reducir costos de producción, revisar la carga tributaria, mejorar la infraestructura logística y garantizar acceso competitivo a energía y materias primas. Además, se destacó la necesidad de modernizar relaciones laborales e incorporar nuevas tecnologías, con instrumentos como el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) como parte del esquema de promoción.
.
El economista Dante Sica subrayó que la química y la petroquímica son plataformas habilitadoras de nuevas cadenas de valor, pero advirtió: “Tener recursos no garantiza capturar la oportunidad: hay que competir por las inversiones”.
Por su parte, Marcos Sabelli, CEO de Profertil, ejemplificó el agregado de valor con los fertilizantes: “Convertimos la energía del gas natural en fertilizante, el fertilizante en alimento para el suelo y ese alimento en comida para todos”.
Con este diagnóstico, la CIQyP concluyó que la Argentina tiene una combinación única de recursos, demanda internacional y potencial productivo, y que la petroquímica puede ser el puente para transformar esas oportunidades en más valor, más exportaciones y más empleo calificado.
La empresa Transportadora de Gas del Norte (TGN) anunció la construcción del Gasoducto Manuel Belgrano, una obra de 753 kilómetros que conectará Tratayén (Neuquén) con La Carlota (Córdoba).
El proyecto contempla una inversión total de USD 2.200 millones, incluyendo obras complementarias sobre el sistema de transporte existente.
En términos de capacidad, la nueva infraestructura podrá transportar 13 millones de m³ diarios, destinados a abastecer industrias y centrales eléctricas del centro y norte del país, además de abrir nuevas oportunidades de exportación hacia países vecinos.
De manera técnica, el gasoducto se dividirá en dos tramos: 278 km de 36 pulgadas y 475 km de 30 pulgadas, atravesando cinco provincias. A esto se sumarán 147 km de loops en Córdoba, Santa Fe, Catamarca, Santiago del Estero y Tucumán, junto con la incorporación de 71.000 HP en cinco plantas compresoras.
La inversión principal asciende a USD 1.500 millones, mientras que las obras complementarias elevan el total a USD 2.200 millones. Según TGN, el proyecto permitirá reducir en USD 700 millones anuales el uso de combustibles líquidos importados y generar exportaciones de gas por USD 450 millones anuales.
.
Por su parte, el CEO de TGN, Horacio Pizarro, destacó que la iniciativa busca transformar el crecimiento de la producción de Vaca Muerta en energía competitiva para el país, con sustitución de importaciones y generación de saldo exportable.
El cronograma prevé un concurso de capacidad a fines de septiembre y otro en noviembre, además de la presentación del proyecto al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI). La puesta en operación está prevista para abril de 2029.
Con este esquema, las obras demandarán unos 2.000 puestos de trabajo en su pico de ejecución, reforzando el impacto económico y social de una infraestructura que busca articular la producción neuquina con los principales centros de consumo y mercados regionales.
El consorcio Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), integrado por YPF, Vista, PAE, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol, concretó su primera colocación de obligaciones negociables (ON) en el mercado local y logró levantar USD 233,65 millones. La emisión se realizó a cuatro años, en dólar MEP, con una tasa de 6,25%.
La operación recibió ofertas por USD 233,9 millones, lo que muestra el interés de las tesorerías corporativas en este tipo de instrumentos hard dollar, en un contexto de restricciones cambiarias. El monto adjudicado supera los valores habituales de bonos corporativos en la plaza porteña.
De acuerdo con el prospecto de suscripción, los fondos se destinarán al desarrollo, construcción y operación de un oleoducto que conectará las instalaciones de recepción en Allen (Neuquén) con la terminal de Punta Colorada (Río Negro).
El proyecto contempla infraestructura asociada para operar buques petroleros tipo VLCC (Very Large Crude Carriers), lo que permitirá ampliar la capacidad de exportación de crudo desde el corazón productivo de Vaca Muerta hacia mercados internacionales.
.
La participación de ocho compañías de peso en el sector refuerza la magnitud del emprendimiento y asegura demanda para proveedores de ingeniería, construcción y logística vinculados al oleoducto.
En términos financieros, la tasa obtenida refleja la confianza del mercado local en el consorcio y en la viabilidad del proyecto, pese al escenario de restricciones cambiarias.
Con esta colocación, VMOS asegura recursos para avanzar en una obra estratégica que conecta la producción neuquina con una salida marítima de gran escala, consolidando la infraestructura exportadora de hidrocarburos argentinos.
El Mercado Electrónico del Gas, MEGSA, realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 01/10/2026 al 11/10/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 28 ofertas que totalizaron un volumen de 26,5 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 2,35 el millón de BTU en el PIST, y de U$S 3,02 el MBTU en el GBA.
Los precios en el PIST fueron desde U$S 1,71 hasta U$S 2,52 el MBTU, y los precios del gas en el GBA fueron desde U$S 2,17 hasta U$S 3,39 el MBTU, según las cuencas de origen.
Desde Neuquén llegaron 11 ofertas por un total de 10,7 MMm3/día. Desde Santa Cruz 5 ofertas totalizaron 3,9 MMm3/día. Desde Tierra del Fuego las ofertas fueron 6 y sumaron 8,0 MMm3/día; Desde Chubut las ofertas fueron 2 por un volumen total de 1,3 MMm3/día. Desde la cuenca Noroeste fueron 4 las ofertas y sumaron 2,6 MMm3/día.
GyP abrió las ofertas económicas para las áreas de la Ronda 1/26.
Como parte del Plan Exploratorio Neuquén Ronda N° 1/2026, la empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) llevó a cabo este miércoles la apertura de los Sobres B correspondientes a las propuestas económicas de los oferentes precalificados. El proceso arrojó ofertas por más de US$ 180 millones en concepto de bono de acceso al Tesoro provincial y compromisos de inversiones exploratorias que superan los US$ 230 millones.
Tras la recepción realizada el pasado 19 de agosto se habían registrado 20 ofertas presentadas por 10 oferentes para 8 de las 15 áreas hidrocarburíferas que licita la petrolera neuquina, aunque finalmente 9 compañías presentaron propuestas económicas.
La compulsa representa el primer proceso licitatorio de nuevas áreas que realiza GyP en casi una década. Para esta nueva ronda, el mapa de competidores combinó a gigantes de la industria internacional -como Continental Resources– con empresas locales consolidadas en el convencional que buscan desembarcar en shale neuquino y a otros actores de menor envergadura.
Las principales propuestas
Tal como estaba previsto, se conocieron las propuestas económicas de las empresas que superaron la etapa técnica para adjudicarse las nuevas áreas de Vaca Muerta. GeoPark encabezó la compulsa en el área Corralera Noreste tras presentar un contundente bono de acceso de US$ 60,5 millones y una inversión exploratoria de US$ 34 millones, superando holgadamente la propuesta técnica y económica del consorcio Phoenix-Continental.
Por su parte, PCR se posicionó como el oferente con mayor puntaje provisorio en tres bloques clave: La Tropilla I (ofreciendo un bono de US$ 30,5 millones e inversiones por US$ 17,7 millones), Águila Mora Noreste (bono de US$ 20,5 millones y US$ 19,3 millones en inversiones) y Santo Domingo II (con un bono de US$ 20,5 millones y un plan exploratorio de US$ 18,6 millones). En estos activos compitió directamente contra Phoenix-Continental y propuestas de actores como Patagonia Resources y Bentia Energy.
En tanto, Patagonia Energy lideró las posiciones en Corralera Noroeste impulsada por el compromiso de inversión exploratoria más elevado de toda la licitación -US$ 78,7 millones- sumado a un bono de US$ 22,1 millones.
El resto de las áreas en competencia mostraron ofertas encabezadas por JPM Energía en Pampa de las Yeguas II NE (bono de US$ 18,5 millones y US$ 26,1 millones en inversiones), Phoenix-Continental en Corralera Sur (bono de US$ 7,1 millones) y Selva María Oil en Chasquivil Sur (bono de US$ 1 millón y US$ 16,8 millones de inversión.
GyP solicitó más información
Previo a la apertura de las ofertas, la comisión evaluadora de GyP solicitó información complementariaa varias de las empresas que estaban en carrera, especialmente a aquellas que cuentan con una estructura más reducida o una menor trayectoria dentro de la industria petrolera.
El objetivo central del gobierno neuquino fue verificar la solvencia económica, financiera y la capacidad operativa real de las empresas para afrontar los compromisos en bloques exploratorios, donde el riesgo geológico es más elevado que en el corazón consolidado de la formación.
Desde GyP explicaron que el diagnóstico sobre el nivel de riesgo y la espalda financiera de cada compañía incidirá directamente en la recomendación de preadjudicación. En esa línea, advirtieron que la mayor oferta económica en la fórmula polinómica no garantizará la adjudicación automática.
«Estamos buscando un socio. No estamos vendiendo un auto o cualquier otro bien transable, donde lo único que importa es el precio de venta. Tenemos una mirada de largo plazo que apunta a encontrar un socio para GyP que ponga en valor áreas inexploradas o con mayor riesgo geológico. Queremos estar seguros de que las empresas tengan la capacidad financiera y operativa necesaria para cumplir los compromisos asumidos», argumentó una fuente provincial al tanto del proceso. Con esto, la provincia busca evitar ofertas especulativas que luego deriven en incumplimientos de inversión.
El informe de Cammesa modela un escenario futuro escenario tomando como base una expansión eólica y solar.
Un grupo de ingenieros de la administradora mayorista del mercado eléctrico, Cammesa, elaboraron un informe en el que sugieren reducir el parque termoeléctrico y reemplazarlo gradualmente con más generación renovable, combinada con un incremento de baterías (BESS, por sus siglas en inglés), que podrían funcionar como “amortiguadores” para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico argentino.
El informe modela un escenario futuro escenario tomando como base una expansión eólica y solar y analiza cómo esa transformación podría afectar la capacidad del sistema eléctrico para mantenerse estable ante desequilibrios pasajeros entre generadores de distintas zonas del país.
Según los técnicos de Cammesa, “una problemática de creciente relevancia para el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) son las oscilaciones inter-área asociadas al aumento de la generación renovable en la matriz energética. A partir de simulaciones sobre el sistema argentino proyectado a 2028, se evalúa la aplicación de sistemas de almacenamiento de energía en baterías BESS equipados con controladores Power Oscillation Damper (POD), cuyos resultados muestran una mejora en la estabilidad del sistema al reducir la amplitud y la duración de dichas oscilaciones”.
Esa estabilidad podría lograrse también con centrales térmicas que generen electricidad en base a gas natural. De hecho, a Argentina le sobra gas la mayoría del año por la producción de Vaca Muerta. Sin embargo, el informe de Cammesa sugiere otro camino.
El trabajo fue elaborado por Nicolás de San Juan, Paolo Lambri, Juan Carlos Brunello y Félix Gallego, de Cammesa, y se presentó a fines de agosto en la Sesión CIGRE 2026, evento global que se celebra cada dos años en París, Francia, y reúne a expertos y líderes de la industria del sector de los sistemas eléctricos.
Los resultados del trabajo señalan un aumento significativo en el amortiguamiento de las oscilaciones inter-área cuando se activan los equipos BESS-PODy representan una base técnica para que los planificadores y las autoridades reguladoras adopten esta tecnología como un servicio clave para la integración de energías renovables a gran escala, garantizando al mismo tiempo la fiabilidad de la red.
La función de estabilización de las baterías
Los ingenieros de Cammesa modelaron el sistema eléctrico argentino completo, sumando las redes de Paraguay y Uruguay y la interconexión con Brasil, y proyectaron un escenario a 2028 con una demanda de 20.200 MW y toda la generación eólica y solar prevista para ese año en hasta el 30% de la generación total del SADI.
Para exigir al sistema, simularon una falla típicade este tipo de estudios: partiendo de una condición N-1 (la línea de 500 kV Río Grande/Embalse fuera de servicio), simularon una caída de 500 MW en la energía importada desde Brasil.
¿Resultados? Sin baterías, el amortiguamiento del sistema fue de 3%. Con baterías concentradas en el Gran Buenos Aires, subió a 5%, el mínimo que exige el criterio de estabilidad del SADI. Y con baterías distribuidas por todo el país, el amortiguamiento llegó a 8%.
Las baterías instaladas fuera del área metropolitana tuvieron un impacto proporcionalmente mayor que las concentradas en el AMBA, porque para amortiguar este tipo de fenómeno importa tanto la cantidad como la ubicación.
Sugieren reducir el parque termoeléctrico
Los autores concluyeron que un despliegue distribuido en todo el país reduce la necesidad de mantener en servicio centrales térmicas tradicionales solo por su aporte a la estabilidad, lo que abre margen para despachar una proporción mayor de energía renovable sin comprometer la seguridad del sistema.
Los técnicos basan esa afirman en que las baterías no sirven solo para cubrir picos de demanda o reforzar nodos críticos, las funciones tradicionales de almacenamiento, sino que también pueden cumplir una función de estabilización del sistema que hasta hace poco dependía exclusivamente de las centrales sincrónicas tradicionales (térmicas, hidroeléctricas y nucleares).
Baterías BESS que ingresan al sistema
Como informó EconoJournal, entre agosto y octubre 2026 entran al sistema eléctrico argentino 229 MW correspondientes a la primera iniciativa y licitación a gran escala de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en baterías BESS.
Se trata de AlmaGBA, la iniciativa del Gobierno Nacional que busca instalar capacidad de almacenamiento en nodos eléctricos críticos del AMBA para las áreas de concesión de Edenor y Edesur. De una demanda de 1.347 MW ofertados por el sector privado, se adjudicaron 713 MW.
La Secretaria de Energía, Maria Tettamanti, destacó los resultados de la política energética del gobierno de Javier Milei, y respecto del futuro sostuvo que “más allá de los partidos políticos” que pudieran gobernar el país, “es esencial la continuidad de la vigencia de las normas claras que ahora se aplican en cuanto al respecto de la libertad de los mercados”.
En este sentido, Tettamanti hizo hincapié en el RIGI (régimen de incentivos para las grandes inversiones) y expresó que “la oposición nos dice, ustedes siempre benefician a las empresas, y nosotros decimos que eso no es así, lo que hacemos es respetar los derechos de las empresas generando las condiciones para que puedan seguir invirtiendo en lo que el país necesita”.
La funcionaria formuló estas declaraciones, y otras, en el marco de un Panel de Líderes, con empresarios del sector energético, organizado por el Energyear Argentina 2026, en la Ciudad de Buenos Aires.
Tattamanti reivindicó la aprobación y aplicación de la denominada Ley Bases, “para que, sin oportunismos regulatorios, las empresas puedan invertir en infraestructura del sector y los usuarios pagar lo que es adecuado por un servicio de calidad”. “La sociedad debe entender y acompañar el esfuerzo que (el gobierno) está haciendo” para reordenar la economía, señaló.
Acerca de las inversiones necesarias para extender la red de Transmisión de energía en Alta Tensión, para que pueda incorporarse al sistema interconectado nueva generación, por caso de Renovables (eólica y fotovoltaica), Tettamanti señaló que “el cuello de botella existe, pero ya se encararon licitaciones para desarrollar mayor capacidad de Transporte en AT”.
Acerca del financiamiento necesario para que las empresas puedan encarar tales obras, la funcionaria destacó que “ya está bajando el Riesgo País”, para mejorar el acceso al crédito.
Y preguntada acerca de quién pagará esas inversiones, Tettamanti sostuvo que “pagará el que usa el servicio, es decir los beneficiarios, y será a medida que se avance con las obras”.
Con respecto a las obras en A.T. que se espera licitar, la funcionaria sostuvo que “hay que estar atentos a donde se produce la demanda de la energía”. “Hoy pasa por la necesaria expansión de tres líneas en Alta Tensión: Vivoratá-Abasto; Madryn-Choele Choel- Bahía Blanca; y en la región de Mendoza hacia el norte”, describió.
Preguntada acerca de la política tarifaria del gobierno para los servicios de Gas y de Electricidad, la Secretaria de Energía reiteró que “los precios y tarifas tienen que reflejar los costos, y eso es lo que deben pagar los usuarios”. No obstante, recordó que “hay usuarios para los que se aplica el sistema de subsidios focalizados (SEF).
Tettamanti hizo hincapié en el nivel de las inversiones que se realizan en el sector energético, por caso en el desarrollo de Vaca Muerta (NQN). “Hace poco estuve visitando la zona y es impactante lo que se está haciendo”, señaló, y arriesgó que “si todos vieran lo que se hace en Vaca Muerta (para producir gas y petróleo) mucho dirían Che que poco estoy pagando” ( en tarifas).
No obstante, la funcionaria admitió que no hay retraso, por caso en las tarifas del gas: “El costo del GNL (importado para el invierno) ya se está reflejando en las tarifas, y a eso hay que sumar el incremento derivado de la aplicación de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) hasta finales del 2027. También, la actualización mensual (por IPIM e IPC) que se aplica para evitar que se retrasen”, describió Tettamanti.
Acerca del futuro político-presidencial de Javier Milei (2027), la Secretaria de Energía optó por reiterar que “es importante continuar con éstas políticas, garantizar un marco regulatorio creíble para el sector, que atraviesa una transición hacia mercados más competitivos, sacando del medio a Cammesa y a Enarsa, con rumbo a mercados libres”.
“Queremos que los usuarios Residenciales, Comerciales, e Industriales tengan acceso a la energía y paguen por ello los costos reales”, remarcó.
GeoPark anuncia que, de acuerdo con lo comunicado por Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (“GyP”) el 16 de septiembre, obtuvo el máximo puntaje provisional por su oferta presentada por el área Corralera Noreste en el marco de la Ronda 1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén, realizada por GyP.
El proceso de presentación de ofertas inició el pasado 19 de agosto con la apertura del Sobre “A”, correspondiente a los antecedentes técnicos, financieros y demás requisitos de los oferentes. Tras esta instancia de evaluación, GeoPark fue habilitada para continuar en el proceso.
El día de ayer se realizó la apertura del Sobre “B”, correspondiente a las ofertas económicas de los participantes habilitados. De acuerdo con los puntajes provisionales informados por GyP, la propuesta de GeoPark obtuvo el mayor puntaje provisional en el área Corralera Noreste.
A partir de esta instancia, GyP realizará el análisis integral de las propuestas y elaborará el informe de preadjudicación, que será sometido a la resolución final del Directorio de GyP. En caso de que el Directorio resuelva la adjudicación, se avanzará con las instancias contractuales y administrativas correspondientes.
GeoPark comunicará oportunamente cualquier decisión relevante una vez concluyan las instancias correspondientes del proceso de adjudicación.
Se fortalece el sistema de TGN para resolver el déficit de abastecimiento de gas en el centro, norte y litoral del país. Con 753 km de extensión, atravesará cinco provincias y generará valor al gas producido por Vaca Muerta. Abastecerá al mercado interno, sustituirá anualmente importaciones por USD 700 millones y permitirá exportaciones por USD 450 millones
TGN impulsa la construcción del Gasoducto Manuel Belgrano, infraestructura energética clave que, junto a obras complementarias, contempla una inversión total del orden de USD 2.200 millones, con el objetivo de potenciar la creación de valor del gas de Vaca Muerta y así resolver el déficit de abastecimiento en el centro, norte y litoral de Argentina y desarrollar mercados de exportación a países vecinos.
El proyecto contempla la construcción de un nuevo gasoducto de 753 km de extensión en dos tramos de 36 y 30 pulgadas de diámetro, entre Tratayén, en la cuenca Neuquina, y La Carlota, en Córdoba, que atravesará cinco provincias (Neuquén, Río Negro, La Pampa, San Luis y Córdoba), con una inversión de USD 1.500 millones que, sumada a obras complementarias en el Sistema TGN, se incrementará a USD 2.200 millones.
En función de la demanda existente por parte de industrias y centrales eléctricas en la zona de influencia y demanda de exportación, se ha proyectado la obra para generar una capacidad inicial de abastecimiento del orden de 13 millones de metros cúbicos diarios, previéndose la puesta en funcionamiento para abril de 2029.
“Argentina tiene una oportunidad extraordinaria para transformar, con una infraestructura troncal, el gas de Vaca Muerta en energía competitiva, con producción local, sustitución de importaciones y la generación de saldo exportable. El Gasoducto Manuel Belgrano es el resultado de un objetivo estratégico que apunta a dar una solución concreta al déficit que viene padeciendo un amplio sector de nuestra geografía, construyendo un puente para brindar más oportunidades de desarrollo económico y social. Una inversión privada que se materializa en un contexto de reglas claras y visión de largo plazo para una Argentina que proyecta un futuro de crecimiento”, señaló Horacio Pizarro, CEO de TGN.
En su pico de actividad, el conjunto de obras a ejecutar demandará un total de 2.000 empleos. La nueva infraestructura permitirá conectar la mayor producción de Vaca Muerta con industrias y centrales eléctricas, contribuyendo a reducir en USD 700 millones anuales la utilización de combustibles líquidos como el GNL y gasoil importados, fortalecer la competitividad regional y generar nuevas posibilidades para las exportaciones de gas hacia países vecinos del orden de USD 450 millones por año. La reducción de la importación y las opciones de exportación que se abren, mejorarán el balance de divisas, indispensables para robustecer la macroeconomía.
Asimismo, desde el punto de vista operativo la ampliación de la capacidad de transporte contribuirá a evacuar volúmenes crecientes de gas, incluido el gas asociado a la expansión de la producción de petróleo en la cuenca neuquina.
En términos técnicos, el detalle de la obra consigna que los primeros 278 km del gasoducto serán de 36 pulgadas y los siguientes 475 km de la traza contarán con un diámetro de 30 pulgadas. Las obras asociadas implican un aumento de capacidad sobre el Sistema TGN de hasta 14 millones de metros cúbicos diarios. Las mismas consideran adicionalmente la construcción de 147 km de loops de 30 pulgadas en las provincias de Córdoba, Santa Fe, Catamarca, Santiago del Estero y Tucumán, y la incorporación de hasta 71.000 HP de potencia en 5 plantas compresoras.
La dinámica del proceso prevé la convocatoria a un concurso de capacidad para el nuevo gasoducto a fines de septiembre y una manifestación de interés y posterior concurso abierto de capacidad en el Sistema TGN. La presentación y adjudicación de ofertas para ambas instancias tendrá lugar a fines de noviembre.
Por las características del proyecto y el encuadre del mismo, está contemplado que sea presentado ante el Ministerio de Economía a fin de solicitar su adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
La nueva obra ha sido identificada con el nombre Manuel Belgrano con el ánimo de empoderarlo con su visión en el desarrollo integral -económico y social- de Argentina, considerando el impacto positivo que tendrá el proyecto a nivel federal por la articulación territorial entre las diferentes regiones del país.
Petrobrás firmó con la norteamericana Sempra un contrato para la compra de la brasileña de 800 mil toneladas de GNL por 20 años.
El combustible será suministrado desde el proyecto Port Arthur LNG Phase 2, una terminal de licuefacción que Sempra construye en la costa de Texas.
“La contratación de volúmenes de largo plazo contribuye a reducir la exposición de Petrobras a la volatilidad del mercado, fortalece la gestión de riesgos de la cartera de gas natural y amplía la capacidad de la compañía de atender sus contratos de forma más flexible y segura”, señaló Petrobras.
Al mismo tiempo, Sempra confirmó el año pasado la inversión en la segunda fase del proyecto Port Arthur, que prevé la construcción de dos trenes de licuefacción de gas con una capacidad conjunta de producción de aproximadamente 13 millones de toneladas anuales.
Esta fase elevará la capacidad total de la instalación, sumada a la primera etapa, hasta unos 26 millones de toneladas anuales. La compañía prevé que la primera fase de Port Arthur entre en operación comercial a finales de 2027, mientras que la segunda fase, de la que procederá el suministro contratado por Petrobras, tiene prevista su entrada en funcionamiento en 2030 y 2031 para los trenes tercero y cuarto, respectivamente.
En la provincia de Buenos Aires, el suministro eléctrico en el interior enfrenta una problemática histórica debido a frecuentes interrupciones, baja calidad del servicio y falta de infraestructura adecuada. Estas dificultades afectan tanto a hogares como a unidades productivas en zonas rurales y pequeñas localidades, donde las tarifas actuales no compensan las fallas en el abastecimiento.
Con el objetivo de abordar esta situación, el diputado provincial Valentín Miranda, de la Unión Cívica Radical (UCR), presentó un proyecto de ley ante la Legislatura bonaerense para establecer el Régimen Provincial de Fortalecimiento Energético mediante Generación Renovable y Almacenamiento. La iniciativa, respaldada por las legisladoras Alejandra Lordén y Priscila Minnaard, busca promover inversiones públicas, privadas y mixtas para desarrollar parques solares fotovoltaicos, sistemas de almacenamiento energético y obras complementarias en las áreas con mayores restricciones de suministro.
El proyecto no pretende reemplazar las obligaciones contractuales de las empresas distribuidoras, sino crear un marco legal que facilite la planificación y ejecución de obras renovables en zonas donde el sistema convencional no garantiza continuidad ni calidad. Para ello, contempla herramientas específicas como un mapa territorial de zonas críticas, un banco de tierras para la instalación de infraestructura solar, incentivos fiscales y requisitos de empleo local.
En palabras de Miranda, “Buscamos brindar una solución real y sustentable a miles de vecinos y sectores productivos del interior que sufren interrupciones frecuentes en el suministro de luz”. Además, aclaró: “No venimos a reemplazar las obligaciones que las empresas distribuidoras tienen por contrato, sino a sumar una herramienta innovadora de planificación territorial que transforme necesidades concretas en obras reales y en más empleo para la provincia”.
El proyecto establece la creación del Mapa Provincial de Áreas Prioritarias de Fortalecimiento Energético, que servirá para identificar las zonas donde la intervención es más urgente. Este diagnóstico considerará la frecuencia de cortes, la calidad del servicio y la capacidad instalada en cada tramo de la red, asegurando que las inversiones se orienten según datos objetivos.
Además, se propone el Banco Provincial de Tierras Energéticas, destinado a identificar y poner a disposición terrenos fiscales y privados aptos para la rápida instalación de infraestructura solar. Para proyectos privados, se contempla la concesión gratuita de suelo por 20 años, con el fin de reducir costos iniciales y atraer inversiones a regiones tradicionalmente poco atractivas.
Para incentivar la radicación de capitales en las zonas más postergadas, el proyecto ofrece un paquete fiscal vigente por 15 años, que incluye exenciones en el Impuesto sobre los Ingresos Brutos, Impuesto Inmobiliario e Impuesto a los Sellos, además de estabilidad fiscal y líneas de crédito preferenciales a través del Banco Provincia.
El acceso a estos beneficios estará condicionado al cumplimiento de compromisos locales: las empresas deberán contratar al menos un 70% de personal domiciliado en la provincia de Buenos Aires y destinar un mínimo del 50% de sus adquisiciones y contrataciones a proveedores bonaerenses. Estas medidas buscan que el crecimiento generado por los proyectos solares se traduzca en empleo genuino y desarrollo productivo para las comunidades beneficiadas.
Infinia Turboclean, la línea premium de combustibles de YPF, obtuvo la certificación internacional Top Tier+. Este logro consolida el liderazgo de la compañía en innovación y reafirma el posicionamiento de Infinia Turboclean como un combustible desarrollado para proteger y potenciar la performance de los motores más avanzados del mercado.
En 2019, YPF fue pionera en Sudamérica al obtener la certificación Top Tier para sus naftas, hoy vuelve a marcar un nuevo hito al alcanzar la homologación Top Tier+, un nuevo estándar aún más exigente enfocando en motorizaciones modernas que incorporan turbo e inyección directa.
Para alcanzar este reconocimiento internacional, Infinia Turboclean completó y superó nuevas pruebas vinculadas al control de depósitos en inyectores de inyección directa, la calidad de la combustión y la protección frente a eventos de preignición en motores turbo. Estas evaluaciones permiten validar un desempeño superior en aspectos clave para la eficiencia y la durabilidad de las nuevas tecnologías automotrices.
Top Tier+ pone en valor la propuesta tecnológica de Infinia Turboclean, basada en tres atributos diferenciales: más limpieza, más autonomía y más potencia. Entre sus beneficios se destacan una combustión más eficiente, una mayor limpieza del sistema de inyección y un mejor cuidado de los componentes del vehículo. Gracias a su tecnología y a sus aditivos de última generación, Infinia Turboclean ayuda a mantener el rendimiento del motor, preservar su potencia y acompañar las exigencias de los vehículos de nueva generación.
La obtención de Top Tier+ reafirma el compromiso de YPF con la innovación, la investigación y la excelencia en calidad, acercando a los consumidores argentinos combustibles de clase mundial, desarrollados bajo los estándares internacionales más exigentes.
Infinia Turboclean es la nafta premium de YPF, desarrollada para acompañar la evolución tecnológica de la industria automotriz y responder a los estándares más exigentes. Su calidad está respaldada por la certificación internacional Top Tier+, la evolución más reciente del programa creado por fabricantes como General Motors, BMW, Toyota y Honda para identificar combustibles con un desempeño superior en materia de limpieza y protección del motor.
El Gobierno nacional envió al Congreso el proyecto de Ley de Defensa de la Soberanía Nacional, que amplía las sanciones contra personas y empresas que exploten recursos naturales en las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur sin autorización argentina. La iniciativa ya ingresó a la Cámara de Diputados.
El proyecto reemplaza el esquema vigente, que estaba concentrado en las actividades hidrocarburíferas, y extiende las restricciones a todo tipo de recursos renovables y no renovables, lo que también puede alcanzar a actividades como la pesca. Además, incluye a quienes faciliten esas operaciones mediante servicios económicos, financieros, logísticos, técnicos o de consultoría.
Las penas previstas para quienes exploten recursos en Malvinas
Para las actividades vinculadas con hidrocarburos, el proyecto establece penas de 12 a 15 años de prisión para quienes realicen tareas de prospección o exploración sin autorización. En los casos de exploración o explotación de recursos naturales no renovables, las condenas podrían llegar a 20 años.
El castigo más severo está previsto para la extracción, transporte o almacenamiento de hidrocarburos sin habilitación: las penas irían de 15 a 20 años de prisión y las multas podrían alcanzar el equivalente a tres millones de barriles de petróleo.}
Los proveedores que, con conocimiento de la operación, entreguen bienes o servicios esenciales para una actividad prohibida también quedarían alcanzados. Para ellos se contemplan penas de cinco a siete años de prisión, multas de hasta 100.000 barriles de petróleo e inhabilitaciones comerciales.
Las empresas involucradas podrían además sufrir rescisión de contratos, revocación de habilitaciones y restricciones para contratar con el Estado. El régimen contempla inhabilitaciones de entre cinco y 20 años y otras sanciones para quienes incumplan las nuevas disposiciones.
También se incorpora un Régimen de Desistimiento y Regularización para las compañías que abandonen las actividades prohibidas y cumplan determinadas condiciones. La regularización podría hacerse mediante el pago de una multa o la reconversión de las inversiones hacia actividades lícitas dentro del territorio argentino, y en determinadas circunstancias podría extinguir la acción penal.
Un nuevo Sistema de Seguridad Nacional
El proyecto también crea un Sistema de Seguridad Nacional que concentrará funciones diplomáticas, económicas, jurídicas, cibernéticas, de defensa, inteligencia y protección de infraestructura crítica. El órgano rector será un Consejo de Seguridad Nacional encabezado por el Presidente.
Entre sus integrantes permanentes estarán el jefe de Gabinete y los ministros de Relaciones Exteriores, Defensa y Economía, además del secretario de Inteligencia de Estado y la secretaria Legal y Técnica de la Presidencia.
La iniciativa incorpora además procedimientos para detectar, identificar e interceptar aeronaves irregulares u hostiles y establece medidas para la detención e inspección de buques. En el ámbito marítimo contempla advertencias, disparos de advertencia y, como último recurso, acciones para inutilizar una embarcación.
El Gobierno pidió al Congreso priorizar el tratamiento del proyecto. Ahora comenzará la discusión parlamentaria, con el paso de la iniciativa por las comisiones que correspondan antes de su eventual debate en el recinto.
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos realizó la apertura de las ofertas que se presentaron para la licitación de la ampliación de la Estación Transformadora de Villa Lía, perteneciente al partido de San Antonio de Areco y que beneficiará a 200.000 personas que viven en municipios del norte bonaerense.
La obra consiste en la ampliación de la Estación Transformadora, operada por TRANSBA S.A., mediante la incorporación de un sistema de doble juego de barras de alta tensión, cuatro nuevos campos de línea para vincular Villa Lía con las Estaciones Transformadoras de Campana, San Antonio de Areco, Arrecifes y Baradero. Además, incluye un campo de acoplamiento de barras, la vinculación del autotransformador existente a la nueva instalación, y un edificio de comando, protección y comunicaciones.
Según informó la Subsecretaría de Energía, se construirá una nueva línea de Alta Tensión de 132 kV de aproximadamente 8,2 km entre la Estación Transformadora Villa Lía y el punto de conexión con la línea existente Campana – San Antonio de Areco Sur, en el partido de San Antonio de Areco.
Los beneficios de la obra eléctrica
La obra cuenta contará con una inversión de $19.825.000.000 y se realiza un 74% con un préstamo internacional del Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe y el 26% restante corresponde a presupuesto del tesoro provincial.
Asimismo, fortalecerá la vinculación del sistema eléctrico de alta tensión impactando en la región y mejorando notablemente la calidad del servicio eléctrico en las localidades de Villa Lía, Campana, San Antonio de Areco, Arrecifes y Baradero.
De la licitación participaron el intendente de San Antonio de Areco, Francisco Ratto; la directora Provincial de Gestión de Programas y Proyectos Sectoriales y Especiales, Dagni Cameron Laurlund; la directora, Guadalupe García Blanco; el director de Administración de la Dirección Provincial de Energía, Luis González; y representantes de las empresas ofertantes y público en general.
El proyecto del Gobierno nacional para modificar el régimen de Zona Fríaobtuvo este miércoles dictamen en el Senado y quedó en condiciones de ser tratado en el recinto, en un nuevo avance de una iniciativa que puede impactar directamente en los usuarios de gas de diversas localidades del país.
La iniciativa fue respaldada en el plenario de las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y de Presupuesto y Hacienda sin cambios respecto del texto que ya cuenta con media sanción de la Cámara de Diputados. De esta manera, se mantuvo el artículo que deja sin el beneficio general de Zona Fría a las localidades incorporadas al régimen mediante la ampliación de 2021, entre ellas General Pueyrredon.
El dictamen representa un paso clave porque ahora la discusión se trasladará al recinto de la Cámara alta. Si el Senado aprueba el proyecto tal como fue dictaminado, la modificación deberá completar su trámite legislativo para convertirse en ley.
El despacho sumó las firmas de La Libertad Avanza, el Pro, la salteña Flavia Royón (presidenta de Minería), la neuquina Julieta Corroza, el correntino Carlos “Camau” Espínola y los integrantes de Convicción Federal, Carolina Moisés y Guillermo Andrada. En tanto, la mendocina de la UCR, Mariana Juri, no firmó el dictamen al igual que el santacruceño José María Carambia, la cordobesa Alejandra Vigo y el puntano Fernando Salino. El bloque Justicialista no ha designado aún a sus vocales en estas comisiones y no participaron del tratamiento.
El proyecto propone que en las zonas incorporadas en 2021 el beneficio quede restringido a los hogares que cumplan con los criterios del nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). También modifica la forma de calcular la bonificación: ya no alcanzaría a toda la factura, sino al componente correspondiente al precio del gas.
Durante el plenario expuso la secretaria de Energía de la Nación, María Carmen Tettamanti, quien defendió la iniciativa del Ejecutivo y cuestionó el funcionamiento actual del régimen. “Nuestro objetivo es que en este país haya energía y que sea al menor costo posible”, sostuvo la funcionaria. En ese sentido, planteó que los subsidios deben concentrarse en los hogares que realmente necesitan asistencia y no aplicarse de manera generalizada. “La Ley de Zona Fría subsidia a todos los consumidores, o sea, puedan pagar el costo real de la energía o no la puedan pagar”, afirmó Tettamanti.
La funcionaria también cuestionó el mecanismo mediante el cual se financia el beneficio y remarcó que el fondo se sostiene con un cargo incluido en el consumo de gas que pagan usuarios de todo el país. Uno de los argumentos centrales de su exposición estuvo relacionado con los niveles de consumo. Tettamanti señaló que el consumo residencial promedio en la Patagonia ronda los 4.500 metros cúbicos anuales, mientras que en las zonas incorporadas al régimen en 2021 se ubica en unos 990 metros cúbicos.
“En realidad son zonas templadas”, afirmó al cuestionar parte de la ampliación realizada en 2021, entre ellas General Pueyrredon. Y agregó que aquella modificación fue “claramente una ley que buscó tener votos para las elecciones”.
El gobierno sostiene que la reforma permitirá concentrar los recursos en quienes tienen mayores dificultades para afrontar el costo de la energía. Ahora, con el dictamen aprobado, el proyecto deberá atravesar la instancia decisiva: la votación en el recinto del Senado, donde se definirá si avanza la modificación.
La Justicia Federal de Río Grande ordenó a dos empresas internacionales vinculadas al proyecto petrolero Sea Lion, al norte de las Islas Malvinas, que se abstengan de iniciar o continuar obras en la zona del archipiélago.
Se trata de Rockhopper Exploration y Navitas Petroleum Development and Production Limited, compañías que fueron alcanzadas por la decisión dictada por la jueza federal Mariel Borruto y que alude a perforaciones, instalaciones submarinas y el comienzo de la extracción comercial.
La magistrada hizo lugar a la medida cautelar presentada por un ex combatiente de la guerra de Malvinas, en medio de las denuncias que activó el Gobierno de Javier Milei contra las empresas que operan allí.
“Como tutela cautelar, las actoras solicitan que se ordene la suspensión del inicio y/o continuidad de las obras; se impidan determinados actos financieros destinados a posibilitar su ejecución; se comunique la existencia del proceso a autoridades regulatorias y mercados de valores; y se requiera a las demandadas la individualización de las entidades financieras, aseguradoras y demás sujetos vinculados con el financiamiento del emprendimiento”, precisa el fallo.
Acorde con la jueza, la determinación “reviste naturaleza cautelar y, por consiguiente, no importa pronunciamiento definitivo sobre la responsabilidad de las demandadas ni sobre la totalidad de las cuestiones que integran el objeto de la acción principal”.
Añadió que “las actoras solicitan también que se prohíba a las demandadas celebrar nuevos contratos de financiación, recibir desembolsos, efectuar pagos y transferencias, realizar aportes de capital, préstamos entre sociedades vinculadas, constituir garantías, afectar activos y realizar otros actos financieros destinados al proyecto”.
Qué se les exige a las empresas
-Detallar cómo es la estructura societaria usada para el proyecto.
-Precisar las entidades financieras y fondos que lo financiaron; los desembolsos hechos, comprometidos o pendientes; las aseguradoras y reaseguradoras relacionadas; los estudios ambientales, análisis de riesgo, modelizaciones de derrames y planes de contingencia.
-Especificar las obras e instalaciones terrestres y portuarias ejecutadas o proyectadas en apoyo del emprendimiento y toda ampliación proyectada o incorporación de pozos vinculada con el emprendimiento.
El pedido a la Cancillería
La magistrada le pidió a la Cancillería que informe, en un plazo de 10 días, si las compañías pesqueras que forma parte del proyecto “cuentan o contaron con habilitación, permiso, autorización o consentimiento de autoridad competente de la República Argentinapara desarrollar actividades de exploración, explotación o cualquier otra actividad hidrocarburífera en las Islas Malvinas y/o en los espacios marítimos circundantes que integran la Plataforma Continental Argentina”.
Además, le solicitó a la Dirección de Evaluación de Impacto Ambiental, que se encuentra bajo la orbita de la Subsecretaría de Ambiente de la Jefatura de Gabinete de Ministros de la Nación, que indique si existe en sus registros algún aviso del proyecto presentado o procedimiento de análisis de impacto ambiental iniciado respecto de Sea Lion y de sus posibles ampliaciones, por parte de alguna de las pesqueras o firmas relacionadas.
A su vez, deberá remitir “si se ha dictado a su respecto declaración de impacto ambiental, certificado de aptitud ambiental o acto administrativo equivalente. Y en caso negativo, que comunique al Juzgado el eventual inicio de tal procedimiento si ello ocurriere con posterioridad”.
En su pico de actividad, el conjunto de obras a ejecutar demandará un total de 2.000 empleos.
TGN busca construir un gasoducto entre Tratayén, en la cuenca Neuquina, y La Carlota, en Córdoba, al que bautizará Manuel Belgrano. La obra demandará una inversión de US$ 2200 millones y proyecta una capacidad inicial de abastecimiento de 13 millones de metros cúbicos diarios, previéndose la puesta en funcionamiento para abril de 2029. La compañía solicitará la adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar.
El objetivo es potenciar la creación de valor del gas de Vaca Muerta y resolver así el déficit de abastecimiento en el centro, norte y litoral de Argentina y desarrollar mercados de exportación a países vecinos.
La obra atravesará cinco provincias (Neuquén, Río Negro, La Pampa, San Luis y Córdoba), con una inversión de US$ 1.500 millones que, sumada a obras complementarias en el Sistema TGN, se incrementará a US$ 2.200 millones. Son 753 kilómetros de extensión en dos tramos de 36 y 30 pulgadas de diámetro.
“Argentina tiene una oportunidad extraordinaria para transformar, con una infraestructura troncal, el gas de Vaca Muerta en energía competitiva, con producción local, sustitución de importaciones y la generación de saldo exportable”, señaló Horacio Pizarro, CEO de TGN.
El ejecutivo agregó luego que “el Gasoducto Manuel Belgrano es el resultado de un objetivo estratégico que apunta a dar una solución concreta al déficit que viene padeciendo un amplio sector de nuestra geografía, construyendo un puente para brindar más oportunidades de desarrollo económico y social. Una inversión privada que se materializa en un contexto de reglas claras y visión de largo plazo para una Argentina que proyecta un futuro de crecimiento”.
El gasoducto anunciado recorrerá cinco provincias.
Menos importaciones y más exportaciones
En su pico de actividad, el conjunto de obras a ejecutar demandará un total de 2.000 empleos. La nueva infraestructura permitirá conectar la mayor producción de Vaca Muerta con industrias y centrales eléctricas, contribuyendo a reducir en US$ 700 millones anuales la utilización de combustibles líquidos como el GNL y gasoil importados, fortalecer la competitividad regional y generar nuevas posibilidades para las exportaciones de gas hacia países vecinos del orden de US$ 450 millones por año.
La reducción de la importación y las opciones de exportación que se abren, mejorarán el balance de divisas, indispensables para robustecer la macroeconomía.
Asimismo, desde el punto de vista operativo la ampliación de la capacidad de transporte contribuirá a evacuar volúmenes crecientes de gas, incluido el gas asociado a la expansión de la producción de petróleo en la cuenca neuquina.
Los detalles de la obra
En términos técnicos, el detalle de la obra consigna que los primeros 278 kilómetros del gasoducto serán de 36 pulgadas y los siguientes 475 kilómetros de la traza contarán con un diámetro de 30 pulgadas. Las obras asociadas implican un aumento de capacidad sobre el Sistema TGN de hasta 14 millones de metros cúbicos diarios. Las mismas consideran adicionalmente la construcción de 147 km de loops de 30 pulgadas en las provincias de Córdoba, Santa Fe, Catamarca, Santiago del Estero y Tucumán, y la incorporación de hasta 71.000 HP de potencia en 5 plantas compresoras.
La dinámica del proceso prevé la convocatoria a un concurso de capacidad para el nuevo gasoducto a fines de septiembre y una manifestación de interés y posterior concurso abierto de capacidad en el Sistema TGN. La presentación y adjudicación de ofertas para ambas instancias tendrá lugar a fines de noviembre.
“Por las características del proyecto y el encuadre del mismo, está contemplado que sea presentado ante el Ministerio de Economía a fin de solicitar su adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI)”, informó la compañía a través de un comunicado.
“La nueva obra ha sido identificada con el nombre Manuel Belgrano con el ánimo de empoderarlo con su visión en el desarrollo integral -económico y social- de Argentina, considerando el impacto positivo que tendrá el proyecto a nivel federal por la articulación territorial entre las diferentes regiones del país”, concluyó la empresa.
El Senado tiene en el Orden del Día un dictamen que introduce por primera vez en el Código Penal argentino la figura del ecocidio. El término, poco conocido fuera de ámbitos técnicos, refiere a conductas que provocan daños ambientales de una magnitud excepcional.
En el dictamen del expediente S‑1064/25, el ecocidio se define como la producción de daños especialmente graves, extensos y duraderos sobre el ambiente, en violación de cualquier normativa vigente de protección ambiental, incluidas normas provinciales y municipales.
Si el daño fuera irreversible, la pena asciende a 5 a 15 años. Si hubiera una muerte, la escala se eleva a 5 a 25 años, con un agravante que se aplica incluso si el fallecimiento ocurre después del cese de la actividad contaminante, siempre que se acredite el nexo causal.
El dictamen incorpora además el tipo culposo: cuando el daño se produce por imprudencia, negligencia, impericia o inobservancia de deberes, las penas se reducen un tercio, pero pueden alcanzar 16 años y 8 meses en caso de muerte.
La estructura del tipo penal se apoya en criterios amplios y heterogéneos, que dependen de normativa nacional, provincial y municipal. Para actividades que operan en múltiples jurisdicciones, esto abre un campo interpretativo complejo y un riesgo regulatorio que debe ser evaluado con precisión.
.
En los últimos días, el tema comenzó a ganar visibilidad pública a partir de una columna de Daniel Montamat en Infobae, donde se advirtió que la figura penal podría recrear la disyuntiva “desarrollo o medio ambiente” y generar efectos disuasorios sobre nuevas inversiones en energía y minería. La preocupación se centra en la amplitud del tipo penal y en la exposición de funcionarios y empresas frente a interpretaciones divergentes de normas ambientales de distinto nivel.
Sin embargo, el punto más sensible del dictamen no está en la escala de penas, sino en una modificación del artículo 77 del Código Penal, que introduce un cambio estructural en la responsabilidad penal de los funcionarios públicos. El texto incorpora una cláusula que asimila a los funcionarios públicos civiles que integran la cadena de mando al régimen penal aplicable al personal militar cuando producen actos o imparten órdenes o instrucciones en su carácter de tales.
La asimilación al régimen de cadena de mando militar implica que un funcionario puede ser penalmente responsable no solo por sus actos directos, sino también por las órdenes administrativas que emita dentro de su función. En términos operativos, esto alcanza la firma de permisos, la aprobación de estudios de impacto ambiental, la habilitación de ampliaciones, la emisión de resoluciones técnicas y cualquier instrucción administrativa vinculada a proyectos energéticos o mineros.
.
El alcance es general: esta reforma no se limita al ecocidio. Se aplica a todo el Código Penal. Para un sistema que requiere decisiones rápidas y coordinadas entre organismos provinciales y nacionales, la consecuencia es evidente: la firma de un permiso pasa a tener un riesgo penal que antes no existía.
El dictamen también establece un régimen de sanciones para personas jurídicas que puede afectar la continuidad operativa de empresas del sector. El artículo 317 prevé multas de 2 a 5 veces el beneficio obtenido; y si el beneficio no puede determinarse, multas del 10 al 20% del capital social o entre 500 y 5000 salarios mínimos, lo que resulte mayor. Además, habilita la suspensión total o parcial de actividades por hasta diez años, la prohibición de licitar con el Estado por el mismo plazo, la pérdida de beneficios estatales y la publicación obligatoria de la sentencia condenatoria.
Para operadoras, transportistas, constructoras, proveedores y contratistas, estas sanciones equivalen a riesgo de cierre operativo, interrupción de obras, pérdida de contratos y afectación directa de la continuidad de proyectos estratégicos. No se trata de una interpretación: es el texto literal del dictamen.
.
El dictamen fue firmado por senadores de distintos bloques, incluyendo a Flavia Royón, ex secretaria de Energía y Minería. En disidencia total firmaron Losada, Márquez y Abad, y en disidencia parcial Vischi, lo que muestra que la discusión ya está instalada dentro del Senado y que el texto genera tensiones técnicas y políticas.
La urgencia es concreta: conforme al artículo 110 del Reglamento del Senado, el dictamen ya está en condiciones de ser tratado en el recinto y puede incorporarse al temario en cualquier sesión, sin necesidad de nuevos giros a comisión. Para un sector que depende de autorizaciones continuas, este dato es central. La protección ambiental es indispensable. Pero un dictamen que modifica la responsabilidad penal de la cadena de mando estatal, habilita sanciones corporativas equivalentes a cierre operativo y puede votarse sin aviso previo requiere una discusión inmediata y profunda. El sector energético y minero debe conocer el alcance real del texto y su estado parlamentario, porque las decisiones que se tomen en las próximas sesiones pueden impactar de manera directa en la operación, la inversión y la seguridad jurídica de toda la industria.
En Neuquén, la provincia anunció que las futuras concesiones no convencionales estarán supeditadas a que las empresas acrediten su capacidad de evacuación de crudo, en respuesta a un cuello de botella logístico que amenaza la producción récord de 648.114 barriles diarios.
Por declaraciones del ministro de Energía, Gustavo Medele, la infraestructura de oleoductos se convirtió en la variable crítica para habilitar nuevos desarrollos. Sin cañerías aseguradas, no habrá más bloques adjudicados.
Entre los proyectos en marcha figuran el plan Duplicar de Oldelval, que suma 200.000 barriles diarios, y el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), diseñado para evacuar entre 550.000 y 700.000 barriles diarios hacia el Atlántico, aunque gran parte de esa capacidad ya está comprometida bajo contratos firmes ship-or-pay.
Al mismo tiempo, la exigencia de un plan formal de evacuación reconfigura el modelo de negocios de las empresas de exploración y producción. Obliga a financiar infraestructura, favorece a las grandes firmas integradas y eleva el umbral de ingreso para operadoras medianas.
.
De acuerdo con el esquema provincial, el nuevo requisito se suma al pago anticipado de un bono de infraestructura equivalente al 6% de las regalías estimadas, destinado a obras viales, y al mantenimiento del carreo del 10% en favor de la estatal GyP.
Más allá de la contundencia del anuncio, la medida aún transita su etapa de diseño legal. Para cobrar fuerza deberá plasmarse en una resolución ministerial o decreto del Ejecutivo provincial, con reglamentación sobre contratos, plazos y penalidades.
La estrategia neuquina incorpora exigencias ambientales y viales: canon diferenciado para incentivar el reúso de agua en fractura, monitoreo de emisiones de metano y financiamiento privado de rutas clave del circuito petrolero. Todo ello apunta a consolidar un desarrollo sostenible y competitivo de Vaca Muerta.
En Neuquén, la petrolera provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) abrió los sobres B con las ofertas económicas de las compañías que buscan desarrollar ocho de los quince bloques disponibles en la Ronda 1/2026, el primer proceso licitatorio en casi una década.
Por decisión de la comisión evaluadora, durante las últimas semanas se solicitaron balances y documentación adicional a varias empresas, con el objetivo de verificar su solvencia financiera y operativa antes de adjudicar los bloques.
Entre los oferentes se destacan pesos pesados como Continental Resources y Phoenix Global Resources, además de compañías con trayectoria como GeoPark y PCR.
Al mismo tiempo, la nómina incluye firmas con menor recorrido en el sector, como Ingeniería Multipiping, Aldyl Argentina, Bentia Energy —creada por Javier Iguacel— y Patagonia Resources, del grupo Neuss.
.
De acuerdo con GyP, la fórmula polinómica diseñada para la licitación pondera cuatro variables: el bono económico de acceso al área, la participación ofrecida a GyP (mínimo 10% bajo modalidad carry), las regalías provinciales (base 15%, ajustables entre 12% y 18%) y el compromiso de inversión.
Más allá de los resultados que arroje la fórmula, la empresa provincial podría adjudicar bloques a compañías que no encabecen el ranking económico, siempre que acrediten trayectoria y solvencia probada. “Estamos buscando un socio de largo plazo, no el mejor precio de venta”, explicó una fuente provincial.
Las ofertas incluyen más de USD 230 millones en inversiones exploratorias y más de USD 180 millones en bonos al Tesoro provincial, lo que refleja el interés de actores internacionales y nacionales en expandir la frontera de Vaca Muerta.
En Río Grande, el Juzgado Federal resolvió frenar el proyecto petrolero “León Marino” (Sea Lion) y ordenó a las empresas Rockhopper Exploration y Navitas Petroleum abstenerse de iniciar cualquier actividad vinculada con la explotación offshore.
Por decisión de la jueza Mariel Borruto, la medida cautelar prohíbe perforaciones, instalación de infraestructura submarina y obras portuarias en la plataforma continental argentina, ubicada a 220 km al norte de las Islas Malvinas.
Entre las operaciones suspendidas figuran la colocación de conductos, sistemas de control, unidades flotantes de producción y almacenamiento, así como la construcción de bases logísticas y portuarias de apoyo.
Al mismo tiempo, el fallo establece que las compañías deberán esperar la evaluación de impacto ambiental prevista en la Ley General del Ambiente antes de avanzar con cualquier iniciativa.
.
De manera explícita, la resolución subraya que las normas ambientales y las leyes argentinas son de aplicación obligatoria, independientemente de la nacionalidad de las empresas o de los permisos que invoquen autoridades extranjeras.
En paralelo, la acción conjunta del CECIM La Plata y la Asociación de Abogados/as Ambientalistas fue presentada como una defensa de los derechos soberanos argentinos y de la protección del Atlántico Sur.
El caso se inscribe en un debate más amplio sobre proyectos offshore en el país, como los que impulsa YPF en la costa bonaerense o las iniciativas en el golfo San Matías, Río Negro, que también generan tensiones entre desarrollo energético y preservación ambiental.
En la Argentina, el desarrollo de Vaca Muerta transformó la ecuación energética y convirtió a los hidrocarburos en una fuente clave de divisas. Sin embargo, la mirada comienza a expandirse hacia otras cuencas con potencial no convencional.
Por eso, tres formaciones concentran la atención de empresas y gobiernos: Palermo Aike, en la Cuenca Austral de Santa Cruz; Los Molles, en la Cuenca Neuquina; y Los Monos, en el norte de Salta. Todas ellas podrían complementar a Vaca Muerta en la producción de petróleo y gas.
En Palermo Aike, YPF y CGC iniciaron en 2025 una fase exploratoria con tres pozos de 3.400 metros y una inversión de entre USD 120 y 150 millones. Considerada la “hermana menor” de Vaca Muerta, enfrenta costos elevados y necesidad de infraestructura para evacuar producción.
.
Mientras tanto, en Los Molles, la ventaja es la proximidad a Vaca Muerta y la posibilidad de aprovechar infraestructura y proveedores ya instalados en Neuquén. El desafío radica en demostrar competitividad económica y volumen comercializable.
Por su parte, en Los Monos, en Salta, los estudios están en etapa inicial. Se identificaron recursos de petróleo y gas, pero aún se requieren más análisis geológicos para definir viabilidad comercial.
De este modo, la diversificación hacia estas cuencas representa una oportunidad estratégica: ampliar la producción nacional, reducir la dependencia de importaciones y generar nuevas fuentes de divisas.
Finalmente, los costos de perforación, la falta de infraestructura y la necesidad de atraer inversiones internacionales marcan el ritmo de avance de estos proyectos, que podrían convertirse en el próximo capítulo de la expansión energética argentina.
En Cornualles, el Reino Unido inauguró un proyecto pionero de Geothermal Engineering Limited (GEL) que perforó más de 5 kilómetros bajo tierra para extraer agua a temperaturas superiores a 190°C. La iniciativa ya abastece a 10.000 hogares con electricidad limpia y, además, recupera litio del agua geotérmica, posicionándose como una alternativa real al petróleo.
Por primera vez, la instalación ubicada en Redruth aprovecha la falla geológica Porthtowan Fault Zone mediante un sistema binario que transfiere calor a un fluido secundario con bajo punto de ebullición. Esto permite generar electricidad de manera constante, sin depender de factores externos como el viento o la radiación solar.
En una segunda fase, tras enfriar el agua hasta unos 50°C, comienza la recuperación de minerales estratégicos. Entre ellos destaca el litio, esencial para baterías de vehículos eléctricos. Los análisis confirman concentraciones superiores a 340 ppm, suficientes para abastecer miles de autos eléctricos al año.
.
La empresa Octopus Energy firmó un contrato para distribuir la electricidad generada, equivalente a 3 MW constantes, lo que asegura un suministro estable y libre de emisiones contaminantes.
De esta manera, la geotermia profunda se convierte en una alternativa más confiable que otras renovables intermitentes como la solar o la eólica. Además, suma un valor industrial adicional al integrar la producción de energía con la obtención de minerales críticos.
En el plano europeo, el proyecto representa un avance estratégico: reduce la dependencia del petróleo y del gas, y abre una vía para producir litio sin recurrir a grandes minas ni procesos de evaporación intensivos.
Si algo ofrece la experiencia británica es un modelo replicable en países con potencial geotérmico, como Argentina, donde provincias como San Juan, Mendoza y Neuquén podrían explorar la combinación de energía limpia y litio como parte de su transición energética.
La minera Boroo Pte. Ltd., con sede en Singapur, firmó un acuerdo con la estatal ENAMI EP de Ecuador para evaluar inversiones por hasta USD 300 millones en proyectos de oro, cobre, plata, tierras raras y minerales críticos. El anuncio marca la incorporación de Ecuador a la estrategia regional de la compañía, que ya suma operaciones en Perú y Chile, y mantiene a la Argentina dentro de su radar de expansión.
En este caso, el acuerdo no implica aún un desembolso inmediato: abre una instancia de evaluación técnica y económica que deberá atravesar permisos, estudios y procesos de participación. Sin embargo, confirma que Boroo busca consolidar una plataforma minera sudamericana con presencia en varias jurisdicciones.
En Perú, la empresa adquirió en 2021 la mina Lagunas Norte a Barrick Gold por hasta USD 81 millones, asumiendo obligaciones de cierre de operación. En Chile, completó en 2025 la compra del proyecto aurífero Alturas a Barrick por USD 50 millones, un activo con más de 130.000 metros de perforación y recursos estimados en 2,2 millones de onzas de oro indicadas y 3,6 millones inferidas.
Por su parte, en Ecuador Boroo ya había adquirido en marzo de 2026 la sociedad Exploraciones Mineras Andinas Ecuador a Codelco por USD 5,75 millones, operación que le otorgó intereses en 12 concesiones mineras y cuatro áreas registradas. La nueva etapa con ENAMI refuerza esa presencia y abre la posibilidad de proyectos de mayor escala.
.
El proyecto Alturas, ubicado en la faja de El Indio, fortalece el perfil regional de Boroo y la acerca geográficamente a San Juan, uno de los distritos mineros más relevantes de la Argentina. Aunque la compañía aún no tiene activos adjudicados en el país, su proximidad estratégica aumenta las expectativas sobre un eventual desembarco.
Dentro de su trayectoria, Boroo muestra un perfil distinto al de una exploradora tradicional: combina adquisiciones de activos avanzados con capacidad operativa propia, lo que le permite proyectar desarrollos hacia producción. Para la Argentina, la presencia de un actor con antecedentes de inversión y operación puede resultar clave en un contexto de proyectos demorados y necesidad de capital.
Con este anuncio, Boroo consolida una estrategia que ya incluye Perú, Chile y Ecuador, y que observa a la Argentina como parte de una expansión minera sobre los Andes. La evaluación de USD 300 millones en Ecuador es otra pieza de un plan regional que busca posicionar a la compañía como un jugador relevante en la minería sudamericana.
La compañía, ya inició la producción de Tubogreen, una solución destinada a suplantar las tuberías de acero de hasta 8″.
Plaza Huincul, Neuquén, septiembre de 2026.–
Plastiferro Oil & Gas inauguró sus nuevas instalaciones en el Parque Industrial de Plaza Huincul y puso en marcha una fábrica destinada a la producción de tuberías flexibles reforzadas de material compuesto para la conducción de petróleo, gas y agua a alta presión.
El acto de inauguración contó con la presencia del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa; el intendente de Plaza Huincul, Claudio Larraza; Intendente de Cutral Có, Ramon Rioseco, Intendente de Neuquén, Mariano Gaido, autoridades provinciales, parlamentarios nacionales, municipales y representantes de la industria.
.
La elección de Plaza Huincul responde a su ubicación estratégica dentro del corredor energético de Neuquén y a su cercanía con los desarrollos futuros de Vaca Muerta.
La nueva planta se convirtió, además, en la primera empresa instalada y en funcionamiento dentro del Parque Industrial de Plaza Huincul, consolidando un nuevo polo de actividad industrial vinculado al desarrollo energético de la provincia.
La planta produce tubería flexible reforzada de alta presión en rollos de hasta 1,500 m aptos para la conducción de petróleo, gas y agua evitando la corrosión interna y externa.
El director de Midstream Gas & GLP de YPF, Pedro Locreille, anunció el 16 de septiembre de 2026 en el Seminario Internacional de GLP “De Argentina hacia el mundo” que la Argentina podría alcanzar hasta 9 millones de toneladas anuales del mencionado hidrocarburo hacia 2031, lo que ubicaría al país entre los cinco a siete mayores exportadores globales.
Hace apenas 14 años la cuenca neuquina producía unos 65 millones de m³ de gas diarios y menos de 200.000 barriles de petróleo. Hoy, gracias al desarrollo de Vaca Muerta, esas cifras se duplicaron: 140 millones de m³ de gas y 700.000 barriles de petróleo diarios.
El próximo salto llegará con la puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que permitirá sumar 770.000 barriles adicionales. Según YPF, cada 200.000 barriles extra de petróleo generan aproximadamente un millón de toneladas de GLP exportable, lo que explica el potencial de crecimiento.
.
Por otra parte, nuevos proyectos de procesamiento como el de TGS en Tratayén y la ampliación de Compañía Mega aportarían otros 3,5 millones de toneladas anuales de GLP, consolidando un excedente de 7 millones de toneladas adicionales.
En cuanto a los mercados, Locreille destacó que este volumen obligará a buscar compradores fuera de la región. Mientras hoy los excedentes se exportan principalmente al Cono Sur, hacia 2031 los envíos deberán dirigirse a China e India, donde se concentra la mayor demanda mundial de GLP.
Dentro de la cadena de valor, el ejecutivo también subrayó el potencial petroquímico del etano argentino, que podría permitir instalar un nuevo steam cracker en Bahía Blanca en un plazo de 8 a 10 años. Este desarrollo ampliaría la competitividad frente a Estados Unidos y reforzaría la resiliencia del sector.
Con estas proyecciones, Vaca Muerta se perfila como un polo excedentario de GLP en la región y como un actor relevante en el mercado global, capaz de atraer inversiones y diversificar la matriz energética argentina.
El CEO de YPF, Horacio Marín, anunció el 16 de septiembre de 2026 en la Bolsa de Comercio de Córdoba que la expansión de Vaca Muerta demandará USD 130.000 millones en los próximos cinco años y generará hasta 90.000 nuevos puestos de trabajo hacia 2029.
De ese total, unos 40.000 empleos estarán vinculados directamente a la exploración, producción y servicios de la industria petrolera y gasífera. El resto se asociará a la construcción de infraestructura estratégica: oleoductos, gasoductos, plantas de procesamiento y obras de transporte y distribución de energía.
En paralelo, la estimación se presenta en un contexto de crecimiento sostenido de la producción. Argentina superó por primera vez los 900.000 barriles diarios de petróleo, con Vaca Muerta aportando cerca del 70% de la producción nacional. Este desempeño refuerza el rol del yacimiento neuquino como motor económico y fuente clave de divisas.
.
Por su parte, Marín subrayó que la demanda de mano de obra especializada obligará a reforzar los procesos de capacitación. YPF impulsa programas de formación para preparar a futuros trabajadores en estándares de seguridad y conocimientos técnicos específicos.
Dentro de la estrategia corporativa, la compañía considera que el volumen de inversiones previsto convertirá a Neuquén en uno de los principales polos de desarrollo económico del país. El impacto se extenderá a sectores vinculados con la construcción, el transporte, los servicios industriales y la cadena de valor energética.
A nivel macroeconómico, el anuncio también expone la magnitud de los proyectos en marcha y en planificación, consolidando a Vaca Muerta como una de las apuestas centrales para incrementar exportaciones, atraer inversiones y fortalecer el mercado laboral argentino.
Los precios internacionales del petróleo crudo y de los fletes aumentaron significativamente este septiembre a raíz de la escalada bélica en Medio Oriente.
El barril de Medanito, el crudo liviano que se produce principalmente en la Cuenca Neuquina, está cotizando nuevamente con premios sobre contratos futuros del Brent, el marcador internacional de referencia para las inversiones en Vaca Muerta. El diferencial a favor de la producción argentina responde a un mercado petrolero que vuelve a estar en déficit producto de la escalada en la guerra en Medio Oriente, con precios que superan los US$ 120 por barril en mercados puntuales y fuertes alzas en las tarifas de los tanqueros.
Puntualmente, el precio del Medanito este mes pasó de cotizar con descuentos a registrar premios de US$ 2 contra los contratos de Brent de enero 2027, según el relevamiento de precios diarios de Argus. Los contratos de enero pegaron un salto y cruzaron la barrera de los 90 dólares por barril desde inicios de la semana pasada. Este martes cotizaron a 98 dólares, mientras que el Brent en el mercado al contado (spot) está cotizando a 107 dólares.
«Es un movimiento que ya viene desde la primera semana de septiembre y que se ha intensificado en los últimos días. El precio del Medanito pasó de un descuento de US$2/barril frente al Ice Brent de enero el 2 de septiembre a una prima de US$2/barril frente al Ice Brent de enero el viernes 11 de septiembre«, señalaron desde Argus ante una consulta de EconoJournal.
El diferencial registrado es sobre el precio de exportación de Medanito desde Bahía Blanca según el assesment de Argus. Argentina contará desde el año próximo con una nueva terminal de exportación de petróleo crudo desde Punta Colorada en Río Negro, con la inauguración del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
Medanito: diferenciales positivos ante la escalada en Medio Oriente
Uno de los drivers detrás del diferencial positivo para el crudo argentino es la intensificación de los ataques cruzados entre Irán y los Estados Unidos en el estrecho de Ormúz, aunque la principal variable que está afectando a los mercados en los últimos días es la salida de servicio desde el viernes de un oleoducto clave en Arabia Saudita debido a un ataque con drones. El impacto concreto es de una pérdida de oferta de entre 2,5 y 3 millones de barriles diarios de petróleo.
El Ministerio de Energía de Arabia Saudita confirmó el viernes la salida de servicio del oleoducto Este-Oeste tras recibir un ataque con drones proveniente desde territorio irakí, presuntamente ejecutado por células que responden a Irán. El oleoducto, con una capacidad nominal de transporte de 7 millones de barriles por día, venía transportando unos 2,5 millones de bpd promedio este mes.
Dicha infraestructura le permitió a Arabia Saudita evacuar una buena parte de su producción por el Mar Rojo, a través de la terminal de Yanbu, frente a las dificultades para exportar a través del estrecho de Ormúz desde el inicio de la guerra en marzo.
El oleoducto ahora quedó fuera de servicio por tiempo indefinido. La petrolera Saudi Aramco, dueña y operadora del ducto, recortó sus envíos de crudo Yanbu a Europa en el inicio de esta semana. Uno de los países más afectados es Polonia, en donde se registraron precios de US$ 120 dólares, según Reuters.
Por otro lado, la alternativa que Arabia Saudita está implementando para sostener sus exportaciones al Asia es incrementar las operaciones de transferencia de crudo (ship to ship) en el golfo de Omán, cruzando por Ormuz.
Saudi Aramco está ofrenciendo su grado insignia Árabe Liviano, así como los grados Árabe Medio y Árabe Pesado, a compradores asiáticos con contratos a largo plazo para su carga desde Sohar, al norte de Omán.
El aumento de las cargas y los volúmenes ofertados por Aramco está en línea con movimientos de otros productores del Golfo Pérsico, que también están ofreciendo más crudo para su carga fuera del estrecho de Ormuz. Se tratan de buques que logran cruzar por Ormuz, a menudo con las señales de seguimiento desactivadas.
Los precios de los fletes también están registrando fuertes aumentos. El valor del flete desde el Golfo Pérsico al Asia Pacífico de un VLCC (los buques petroleros de mayor tonelaje del mercado) se disparó en los últimos días a casi US$ 250 por tonelada transportada. A comienzos de mes cotizaba a 150 dólares por tonelada.
La comisión de Minería y Energía del Senado obtuvo dictamen para Zona Fría.
La comisión de Minería, Energía e Hidrocarburos del Senado consiguió este miércoles dictamen favorable para avanzar con la ley que modifica el régimen de Zona Fría y lo retrotrae al esquema previo a la ampliación del 2021. Tras meses de parate y arduas negociaciones, la media sanción de Diputados finalmente llegará al recinto sin modificaciones y con el aval del bloque de Rolando Figueroa, quien había reclamado que se elimine la arbitrariedad para que el Poder Ejecutivo defina el porcentaje de los subsidios en la Patagonia.
El martes, el gobernador de Neuquén se reunió en Buenos Aires con el jefe de Gabinete de la Nación, Diego Santilli, y el ministro de Economía, Luis «Toto» Caputo, quienes ratificaron el compromiso de mantener «inalterable» el subsidio para la provincia, según se difundió oficialmente.
La promesa es política y no implica cambiar el texto de la ley para explicitar que el porcentaje seguirá en el 50%, como originalmente había reclamado el bloque de La Neuquinidad para apoyarlo en el recinto.
Pero Figueroa se fue de la reunión con los funcionarios de Javier Milei con algo más: el traspaso por 30 años de rutas nacionalesque venía reclamando desde el 2024. Este miércoles, en Mendoza, el gobernador firmó los convenios con Vialidad Nacional para la transferencia de la administración de más de 165 kilómetros que incluyen, además, la conexión con dos pasos internacionales con Chile.
El acuerdo habilita al gobierno de Neuquén a gestionar, mantener y mejorar la Ruta 242 hacia el paso Pino Hachado; la 231 hasta el paso Cardenal Samoré; y la Ruta 40, en un tramo que va desde el empalme de la 237 hasta la 231, en el sur del territorio.
El interés de la gestión provincial es instalar un sistema de peajes para cobrar a los camiones de Chile que utilizan el cruce argentino para evitar el pago en su país.
Además, Figueroa firmó un segundo convenio para avanzar en las negociaciones con las contratistas que destraben la paralización de la obra de la Circunvalación de Villa La Angostura, sobre Ruta 40.
Rolando Figueroa se reunió en Buenos Aires con Santilli y Caputo.
Los firmantes del dictamen
El dictamen de Zona Fríaavanzó en el Senado tras una exposición de la secretaria de Energía de la Nación, María Carmen Tettamanti, quien defendió que la ley «tiene un componente de justicia muy alto».
Aseguró que la ley que en 2021 amplió los beneficios del régimen a gran parte de Buenos Aires, el centro y sur de Córdoba, el sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis «buscó votos para las elecciones, pero no tenía ninguna racionalidad para un esquema de subsidios que tiene que ayudar a personas que lo necesitan».
Ratificó que conservarán el beneficio las regiones vigentes antes de este cambio, es decir, la Patagonia, la Puna y Malargüe, lo que abarca unos 950.000 usuarios. Por la quita del subsidio en el cargo fijo y el transporte, igualmente tendrán aumentos «en promedio de 25.000 pesos por mes», estimó.
En cambio, las zonas que queden afuera pasarán al esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
El punto de conflicto que tenía Neuquén con la ley era el artículo del proyecto que sustituye el 3° de la ley 27.637. La redacción que salió de Diputados indica que los beneficios para las regiones y departamentos alcanzadas por el régimen de Zona Fría «serán determinados por el Poder Ejecutivo nacional, por sí o a través de la autoridad de aplicación de la presente ley, con las modalidades que considere pertinentes».
La que rige hasta ahora establece que tales beneficios «serán equivalentes al 50% de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el Enargas».
El gobierno nacional no accedió a modificar esa redacción como había pedido La Neuquinidad, aunque la senadora Julieta Corroza finalmente aportó su firma este miércoles según consta en el dictamen al que accedió EN/CLAVE.
Se incorporó así a Pablo Cervi, Agustín Monteverde, Juan Cruz Godoy, Silvana Schneider, Bruno Olivera Lucero, Agustín Coto, Ezequiel Atauche, Patricia Bullrich y Enzo Fullone (La Libertad Avanza), Andrea Castaño (PRO) y otros dialoguistas como Flavia Royon (Primero los Salteños), quien lo hizo en disidencia, Carlos «Camau» Espínola (Impulso País), y Carolina Moisés y Guillermo Andrada de Convicción Federal. Flavio Fama firmó en disidencia parcial.
Según pudo sabereste medio, la intención del oficialismo es llegar con el dictamen a una sesión del Senado que podría convocarse el próximo 24 de septiembre. Este jueves, la Cámara Alta se reunirá pero para tratar otros proyectos de interés para el gobierno como la reforma del Banco Central y la ley de Biocombustibles.
La Justicia Federal de Río Grande ordenó suspender el inicio, la continuidad, o hacer ejecutar actos vinculados al proyecto petrolero León Marino (Sea Lion), situado en las Islas Malvinas, y puso el foco también en el financiamiento y el estado actual del emprendimiento.
La decisión fue adoptada por la jueza federal Mariel Borruto, quien hizo lugar a una demanda cautelar contra Rockhopper Exploration y Navitas Petroleum Development and Production Limited. La medida comprende a perforaciones del subsuelo, instalaciones de infraestructura submarina, y trabajos relacionados con la extracción o producción de hidrocarburos.
Rockhopper y Navitas deberán informar el estado del emprendimiento y su estructura de financiamiento.
“Como tutela cautelar, las actoras solicitan que se ordene la suspensión del inicio y/o continuidad de las obras; se impidan determinados actos financieros destinados a posibilitar su ejecución; se comunique la existencia del proceso a autoridades regulatorias y mercados de valores; y se requiera a las demandadas la individualización de las entidades financieras, aseguradoras y demás sujetos vinculados con el financiamiento del emprendimiento”, señaló la resolución judicial.
La acción preventiva de daño ambiental colectivo fue presentada por la Asociación Argentina de Abogados/as Ambientalistas (AAdeAA) y el Centro de Ex Combatientes Islas Malvinas La Plata (CECIM).
También establece que las compañías deberán presentar, dentro de los diez días desde la notificación, una declaración jurada acompañada por documentación que permita conocer el estado actual de ejecución del proyecto Sea Lion.
Las firmas británica e israelí tendrán que presentar información sobre el cronograma de construcción, perforación, instalación y comienzo de la explotación, además de precisar la cantidad, ubicación y situación de los pozos.
También deberán informar qué unidades flotantes y equipos de perforación fueron contratados y quiénes son los principales contratistas y subcontratistas involucrados en el emprendimiento.
Otro de los puntos requeridos por la Justicia está relacionado con la estructura societaria del proyecto y su financiamiento. Deberán identificar a las entidades financieras y fondos que participan, detallar los desembolsos realizados, comprometidos o pendientes, y precisar cuáles son las aseguradoras y reaseguradoras vinculadas.
La documentación solicitada por la Jueza Borruto debe incluir los estudios ambientales, análisis de riesgo, modelizaciones de derrames y planes de contingencia elaborados en relación con el proyecto.
Las empresas deberán informar cuáles son las obras e instalaciones terrestres y portuarias ejecutadas o proyectadas para brindar apoyo al emprendimiento, así como cualquier ampliación o incorporación de pozos prevista.
“Las actoras solicitan también que se prohíba a las demandadas celebrar nuevos contratos de financiación, recibir desembolsos, efectuar pagos y transferencias, realizar aportes de capital, préstamos entre sociedades vinculadas, constituir garantías, afectar activos y realizar otros actos financieros destinados al proyecto”, señaló la jueza.
La magistrada señaló que la decisión “reviste naturaleza cautelar y, por consiguiente, no importa pronunciamiento definitivo sobre la responsabilidad de las demandadas ni sobre la totalidad de las cuestiones que integran el objeto de la acción principal”.
El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos bonaerense, a través de la Subsecretaría de Energía, concretó la recepción de siete ofertas que empresas y consorcios presentaron en la licitación para la ampliación de la Estación Transformadora de Villa Lía, perteneciente al partido de San Antonio de Areco.
La obra consiste en la ampliación de la Estación Transformadora operada por TRANSBA S.A., mediante la incorporación de un sistema de doble juego de barras de alta tensión, cuatro nuevos campos de línea para vincular Villa Lía con las Estaciones Transformadoras de Campana, San Antonio de Areco, Arrecifes y Baradero. Además, incluye un campo de acoplamiento de barras, la vinculación del autotransformador existente con la nueva instalación, y un edificio de comando, protección y comunicaciones.
También se construirá una nueva línea de Alta Tensión de 132 kV de aproximadamente 8,2 km entre la Estación Transformadora Villa Lía y el punto de conexión con la línea existente Campana – San Antonio de Areco Sur, en el partido de San Antonio de Areco.
Los oferentes fueron TEL 3 S.A.; Argencobra S.A.; Eleprint S.A.- Martinez y De la Fuente S.A.; Pose S.A.-Bauza Ingeniería SRL; Proobra S.A.; Sie-Kioshi UT; y JCR S.A.
La obra demandará una inversión calculada en $ 19.825.000.000 y se realizará en un 74 % con un préstamo internacional del Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe, y el 26 % restante corresponde a presupuesto del Tesoro provincial, se indicó.
Esta obra fortalecerá la vinculación del sistema eléctrico en alta tensión impactando en la región y mejorando notablemente la calidad del servicio eléctrico en las localidades de Villa Lía, Campana, San Antonio de Areco, Arrecifes y Baradero.
Del acto de licitación participaron el Intendente de San Antonio de Areco, Francisco Ratto; la directora Provincial de Gestión de Programas y Proyectos Sectoriales, Dagni Cameron Laurlund; la directora, Guadalupe García Blanco; Luis González por la Dirección Provincial de Energía, y representantes de las empresas ofertantes.
Además de esta obra, la Dirección Provincial en Energía está evaluando las ofertas de otras licitaciones en curso de obras eléctricas en otros cinco municipios: Adolfo Alsina, Coronel Pringles, Mar Chiquita, San Pedro y Villa Gesell, se indicó.
Susana González Antico, socia fundadora y vicepresidenta de Turbine Heat & Power S.A.
El crecimiento de la demanda eléctrica, el mayor costo de la energía, la necesidad de reducir emisiones y el desarrollo de activos industriales cada vez más alejados de la infraestructura convencional están modificando la forma de diseñar proyectos tanto en oil & gas como en las industrias electrointensivas.
En ese contexto, la generación distribuida ofrece ventajas muy importantes porque permite acercar la generación al punto de consumo, reducir vulnerabilidades frente a la red eléctrica y construir arquitecturas energéticas escalables, adaptadas a la evolución de la demanda.
“Durante años el desafío consistía en conseguir energía. Hoy consiste en gestionarla de la manera más eficiente, confiable y económicamente sustentable posible”, sostuvo en diálogo con EconoJournal, Susana González Antico, socia fundadora y vicepresidenta de Turbine Heat & Power S.A. (THP) -representante de Capstone Energy+, channel partner de Baker Hughes (para las turbinas NovaLT12 y NovaLT16) y de FlexSteel en Argentina y Uruguay.
En la actualidad la disponibilidad, la eficiencia y el costo total del ciclo de vida desplazaron al precio de adquisición como principal criterio de inversión en infraestructura energética industrial. “Estamos frente a un cambio estructural, ya que las compañías necesitan producir con mayor disponibilidad, menor intensidad energética, menores emisiones y un costo total de operación cada vez más competitivo», explicó González Antico.
En Argentina, además, el desarrollo de Vaca Muerta está consolidando una oferta creciente de gas natural competitivo, que convierte a la autogeneración y la cogeneración en alternativas cada vez más atractivas, al mismo tiempo que la evolución tarifaria obliga a analizar con mayor profundidad el costo de abastecimiento energético en el largo plazo.
“La energía deja de ser un servicio auxiliar y pasa a formar parte de la estrategia del negocio. La confiabilidad del suministro, la resiliencia frente a interrupciones de red, la eficiencia energética y la gestión del ciclo de vida de los activos impactan directamente sobre la rentabilidad de las operaciones. La decisión ya no pasa únicamente por cuánto cuesta un megavatio-hora, sino cuánto cuesta perder un megavatio-hora cuando un proceso crítico se detiene«, agregó.
THP desarrolla soluciones de generación eléctrica para infraestructura crítica
Las microturbinas Capstone Energy´+ integran sistemas de generación primaria con el propio gas disponible en un yacimiento.
En el actual contexto de la industria del O&G, THP busca integrar tecnologías que resuelvan esa nueva realidad con el desarrollo de soluciones de generación eléctrica para infraestructura crítica como instalaciones de superficie y plantas de compresión ubicadas en zonas sin acceso confiable a la red.
“A partir de las microturbinas Capstone Energy+, comenzamos a integrar sistemas de generación primaria capaces de abastecer los servicios eléctricos esenciales de una planta compresora con el propio gas disponible en el yacimiento”, explicó la cofundadora de la empresa.
En ese tipo de aplicaciones, las microturbinas no cumplen una función de respaldo, son la fuente principal de energía de la operación. Su arquitectura modular permite ajustar la generación a la demanda real, incorporar redundancia sin duplicar la capacidad instalada y mantener el suministro aun cuando un módulo está fuera de servicio.
“Con el tiempo incorporamos nuevas tecnologías para resolver otros componentes críticos de la infraestructura de nuestros clientes”, sostuvo. En ese sentido, THP trabaja hoy sobre tres ejes.
La generación distribuida y la cogeneración mediante microturbinas Capstone Energy+;
Las turbinas industriales Baker Hughes NovaLT para aplicaciones de mayor potencia; y
Los sistemas FlexSteel para transporte de hidrocarburos y fluidos industriales.
“Nuestra propuesta de valor, sin embargo, no consiste en representar marcas internacionales, sino en integrar ingeniería, logística internacional, puesta en marcha, mantenimiento especializado, monitoreo remoto y gestión del ciclo de vida de activos dentro de una única solución”, explicó González Antico.
La generación distribuida cobró un rol clave en la industria porque la energía pasó a evaluarse desde una perspectiva estratégica. “Las empresas ya no analizan únicamente el costo por megavatio-hora sino que analizan el costo de perder producción, el impacto de una indisponibilidad, las emisiones, la continuidad operativa y el costo total del ciclo de vida”, destacó luego.
Las microturbinas Capstone se diferencian desde su propia arquitectura. Su diseño cuenta con un único conjunto rotativo y cojinetes de aire, por lo que no requieren lubricantes, refrigerantes líquidos ni los sistemas auxiliares asociados, como bombas, radiadores o circuitos de aceite. Esto se traduce en una menor complejidad mecánica, menos componentes sujetos a desgaste y una operación con menores necesidades de mantenimiento.
Además, su diseño modular permite adaptar la capacidad del sistema según las necesidades de cada operación y escalarla a medida que la demanda crece. La incorporación de redundancia en caliente (hot standby/N+1) también aporta mayor continuidad operativa: si un módulo queda fuera de servicio o requiere mantenimiento, los demás pueden seguir funcionando, minimizando el impacto sobre la operación. A esto se suma la posibilidad de utilizar distintos combustibles gaseosos y aprovechar el calor generado mediante sistemas de cogeneración o trigeneración, manteniendo emisiones muy bajas.
Una línea con máxima disponibilidad y mínimo costo de propiedad(TCO)
La turbina Baker Hughes NovaLT redefine la eficiencia energética industrial
La incorporación de la línea NovaLT de Baker Hughes le suma a THP un escalón superior de potencia para el segmento industrial. “La familia NovaLT fue desarrollada por Baker Hughes con un concepto muy claro: máxima disponibilidad y mínimo costo total de propiedad (TCO), una filosofía que atraviesa todo el diseño de la plataforma”, destacó la vicepresidenta de la compañía.
En eficiencia, estas turbinas incorporan álabes de guía de tobera variable (Variable Nozzle Guide Vanes), optimizando el rendimiento a carga parcial. En materia ambiental, sus sistemas Dry Low Emissions aseguran emisiones de NOx inferiores a 15 ppm y permiten operar con hidrógeno. Además, alcanzan eficiencias térmicas de hasta 84% en esquemas de cogeneración. Para aplicaciones industriales, su flexibilidad operativa permite utilizarlas tanto como fuente de base de carga como para complementar la generación existente, gracias a la posibilidad de encenderlas y apagarlas según las necesidades de la operación.
El diferencial clave reside en la reducción de paradas no programadas y en una estrategia orientada a maximizar la disponibilidad y minimizar el TCO. El diferencial clave reside en la reducción de paradas no programadas. Los intervalos de mantenimiento se extienden a 35.000 horas para el Hot Gas Path y a 70.000 horas para revisiones mayores, eliminando las inspecciones boroscópicas intermedias. “Para industrias de proceso continuo, donde cada hora de parada representa pérdidas económicas significativas, esa filosofía resulta tan importante como la potencia instalada”, concluye.
Transporte de fluidos: el tercer eje de THP
El transporte de fluidos representa otro pilar crítico de la infraestructura, sobre todo en desarrollos no convencionales que exigen plazos mínimos. FlexSteel aporta una solución que modifica el diseño tradicional mediante tuberías flexibles reforzadas con acero bajo normas API 15S y 17J.
FlexSteel propone una alternativa al diseño tradicional de ductos mediante tuberías flexibles reforzadas con acero, calificadas bajo las normas API 15S y API 17J. Su formato continuo, suministrado en carretes de gran longitud, permite reducir significativamente la cantidad de soldaduras y uniones realizadas en campo. Esto cobra especial valor en proyectos que requieren rapidez de ejecución, como las Early Production Facilities, líneas de flujo, sistemas de recolección y redes de inyección, donde reducir los trabajos de soldadura también implica menos equipos, menor exposición del personal y menores tiempos de construcción.
Por su parte, su revestimiento interno actúa como barrera entre el fluido y la estructura de acero, ofreciendo una alta resistencia frente a CO₂, H₂S, agua salina y otros agentes corrosivos. De esta manera, se reduce la corrosión interna y las necesidades de mantenimiento asociadas a la integridad de las líneas. Asimismo, la disposición helicoidal de los flejes de acero de alta resistencia, que permite distribuir las cargas de presión y los esfuerzos mecánicos de manera uniforme, otorgando al sistema una elevada resistencia frente a los ciclos de presión y contribuyendo a una vida útil prolongada.
Las exportaciones mineras argentinas alcanzaron US$ 4.742 millones durante el primer semestre de 2026, el mayor valor registrado para un período enero-junio desde que existen estadísticas comparables para el sector. El resultado representa un crecimiento de casi 75% interanual, frente a los US$ 2.712 millones exportados en la primera mitad de 2025, y una expansión del 156% respecto de 2024, cuando las ventas externas habían alcanzado US$ 1.852 millones.
La magnitud del salto también puede observarse en perspectiva histórica. En el primer semestre de 2011, durante el anterior ciclo alcista de los precios de los metales, las exportaciones mineras habían rondado los US$ 2.260 millones. El registro de 2026 más que duplica ese nivel. En tanto, respecto de las estadísticas de hace dos décadas, las ventas externas se multiplicaron por más de ocho.
La evolución también muestra un cambio respecto de la década pasada. Entre 2012 y 2021, las exportaciones mineras del primer semestre se mantuvieron en una franja relativamente estable, entre los US$ 1.184 millones de 2020 -afectado por la pandemia- y valores cercanos a los US$ 2.000 millones. Ese nivel comenzó a ser superado en 2025 y la tendencia se profundizó durante este año.
Exportaciones de oro y plata
El oro continúa siendo el principal producto minero exportado por la Argentina y representó alrededor del 61% del total durante el primer semestre de 2026. Su valor exportado se ubicó por encima del promedio de los años anteriores.
La plata también mantuvo una participación relevante y se ubicó entre los principales minerales exportados. Sin embargo, las perspectivas productivas para ambos metales durante 2026 contemplan menores niveles de producción y un incremento de costos. En ese contexto, el crecimiento del valor exportado de oro y plata estuvo asociado principalmente a los elevados precios internacionales de estos commodities.
El litio gana participación
El principal cambio en la composición de las exportaciones mineras se observa en el litio, que durante el primer semestre se consolidó como el segundo mineral más relevante para las ventas externas del sector.
El litio supera a la plata en participación desde 2023 y en la actualidad explica cerca de una cuarta parte de las exportaciones mineras. Su peso en la canasta exportadora creció de manera significativa durante la última década: representaba menos del 5% del total hace diez años y menos del 3% hace dos décadas.
El crecimiento está vinculado con la puesta en marcha y ampliación de operaciones productivas en el país. Según relevamientos de la Secretaría de Minería, las cantidades exportadas del complejo litio aumentaron más de 68% interanual durante el primer semestre de 2026.
La inversión extranjera también alcanzó un máximo
El récord exportador coincidió con un máximo histórico en el stock de Inversión Extranjera Directa (IED) de la minería argentina. De acuerdo con los datos del Banco Central de la República Argentina (BCRA), el stock de IED del sector alcanzó los US$ 24.849 millones en marzo de 2026, frente a los US$ 22.049 millones registrados en el trimestre anterior.
El stock de IED refleja el valor acumulado de las inversiones que empresas del exterior mantienen en el sector en un momento determinado. Incluye los aportes de capital de las casas matrices, las utilidades reinvertidas y el financiamiento otorgado por grupos empresariales a sus filiales locales.
La evolución de los últimos años muestra una aceleración. En marzo de 2024, el stock era de US$ 12.402 millones, por lo que se duplicó en dos años. En septiembre de 2019 alcanzaba US$ 8.361 millones, mientras que a comienzos de 2017, primer dato disponible de la serie desagregada, se ubicaba en torno a los US$ 6.000 millones.
Explotación de minas y canteras concentra el crecimiento
Por actividad, el mayor incremento se registró en el segmento de explotación de minas y canteras. El stock de IED de esa actividad pasó de poco más de US$ 1.000 millones en 2017 a superar los US$ 13.000 millones en el último dato disponible, convirtiéndose en el principal componente del stock de inversión extranjera del sector. La extracción de minerales metalíferos y los servicios de apoyo a la minería también registraron incrementos significativos durante los últimos años.
Un récord de inversión en el primer trimestre
Los flujos de inversión también muestran una aceleración reciente. Durante el primer trimestre de 2026 ingresaron US$ 2.799 millones netos de IED en minería, de acuerdo con el BCRA. Se trata del mayor registro trimestral de la serie y supera en 36% al máximo anterior, de US$ 2.055 millones, correspondiente al segundo trimestre de 2024.
La evolución contrasta con el período 2017-2021, cuando los flujos trimestrales de IED minera rara vez superaban los US$ 500 millones y en algunos períodos fueron negativos.
A partir de 2023 comenzó a observarse una mayor magnitud de los ingresos, mientras que desde 2024 la mayoría de los trimestres registró montos superiores a los US$ 1.000 millones, aunque con algunos períodos negativos.
El sostenimiento de estos flujos durante los últimos dos años se reflejó en la evolución del stock de IED y coincide con la expansión de las exportaciones mineras.
Inversión y exportaciones, dos etapas de un mismo proceso
La coincidencia entre el máximo exportador y el récord de ingreso de capitales refleja dos etapas diferentes de la actividad minera. Se trata de un sector caracterizado por ciclos de inversión largos, en los que pueden transcurrir varios años entre la decisión de desarrollar un proyecto y el inicio de las exportaciones. En ese marco, el récord exportador del primer semestre de 2026 está vinculado con inversiones realizadas durante períodos anteriores, mientras que los nuevos flujos de capital apuntan a ampliar la capacidad productiva futura.
El proceso tiene especial relevancia para los proyectos vinculados con litio y cobre, minerales que concentran parte de las nuevas iniciativas de inversión minera en el país.
En términos del comercio exterior, durante la primera mitad de 2026 la minería representó casi el 10% de las exportaciones argentinas, en línea con estimaciones de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR), y alcanzó también un máximo histórico en su participación sobre las ventas externas del país.
La incorporación de tecnología le permitió a Vestas reducir hasta un 50% el tiempo de inspección de los aerogeneradores.
Las nuevas tecnologías aplicadas a optimizar la operación y mantenimiento de los parques eólicos tienen un rol cada vez más protagónico. En los últimos años, la compañía danesa Vestas, especializada en soluciones en energía renovable, incorporó el uso de inteligencia artificial, análisis de datos, drones y robots de manera integrada en el mantenimiento de los parques eólicos, una tecnología que le permitió reducir hasta un 50% el tiempo de inspección de los aerogeneradores.
El objetivo de Vestas con la innovación tecnológica es ganar agilidad en la gestión de la operación y mantenimiento para permitirle a las compañías de generación renovable tener disponible a las turbinas eólicas durante más tiempo y alcanzar mayores niveles de producción de energía.
La compañía danesa está en la Argentina hace más de 30 años. En la actualidad cuenta con 2.800 MW bajo operación y mantenimiento. Pero en lo que queda de 2026 superará los 3.000 MW, según adelantaron desde Vestas a EconoJournal. En total, realiza la operación y mantenimiento en 740 aerogeneradores de 40 parques eólicos. A nivel mundial, mantiene la mayor flota de aerogeneradores del mundo con 165 GW y más de 56.000 turbinas bajo servicio en 71 países mediante operaciones onshore y offshore.
A fin de año Vestas traerá al país un nuevo equipo de drones que aplicarán una película de poliuretano en las palas para extender su vida útil.
Drones y robots
Vestas ya dispone de un servicio que incluye drones y robots. Estos equipos toman cientos de imágenes que se analizan y, mediante el uso de inteligencia artificial, la compañía obtiene una visión más rápida y consistente del estado de las palas de los aerogeneradores. Este servicio permitió una significativa reducción del trabajo en altura del equipo técnico.
Los drones capturan imágenes detalladas desde distintos ángulos de la superficie exterior de las palas. Además, Vestas toma imágenes del interior mediante los “crawler drones”, como se conoce a los robotstipo oruga que recorren y sacan fotos del interior de las palas de los aerogeneradores. Una de las ventajas que tienen los robots es que llegan a un extremo interior de la pala que una persona no puede llegar y la inspección la realizan a una gran velocidad.
Estos equipos le permitieron a Vestas registrar entre dos y tres turbinas por día, reduciendo a la mitad los tiempos de inspección. En la actualidad, la compañía solo demora en inspeccionar un parque eólico entre dos o tres semanas, dependiendo la cantidad de aerogeneradores que tenga.
En diálogo con EconoJournal, el director de Service de Vestas Argentina, Alejandro Carlos Francisco explicó que “los drones y los robots hacen un escaneo con fotografías de toda la estructura interior y exterior de la pala para detectar potenciales fallas antes de que se manifiesten. Nos anticiparnos para hacer reparaciones preventivas. Antes lo hacíamos manualmente. Ahora incorporamos la inteligencia artificial y los drones se pilotean solos”.
Uno de los aspectos que pueden identificarse mediante las inspecciones es la erosión severa del borde de ataque de las palas, el frente de la estructura que choca permanentemente contra el viento. Este tipo de deterioro puede reducir hasta un 5% la producción de energía de un aerogenerador, según los cálculos que realizó la propia compañía danesa.
En el análisis posterior Vestas también utiliza inteligencia artificial para determinar si se necesita una intervención. Luego, los 200 profesionales revisan y validan los hallazgos para identificar daños, evalúan su evolución y definen la prioridad de las intervenciones. Vestas también se apoya en otros 200 profesionales de empresas contratistas.
Poliuretano
Desde Vestas adelantaron a EconoJournal que a fin de año la compañía traerá al país un nuevo equipo de drones que van a pulverizarlaspalas de los aerogeneradores con una película depoliuretano para protegerlas de los efectos climáticos. Se trata de un polímero líquido que al secarse forma una placa protectora. Los dones tienen un sistema de pulverizado diseñado para aplicarse sin que el viento sea un impedimento.
Francisco señaló que “el nuevo servicio que vamos a incorporar es una placa de poliuretano que se aplica en altura mediante drones y sirve para prolongar la vida útil de las palas. Es un cubrimiento adicional contra efectos externos como el clima”.
La innovación tecnológica le permitió a Vestas reducir un 30% los plazos de reparación.
Grúas, plataformas y sistema de anticipo de fallas
Vestas también cuenta con un sistema de monitoreo sobre vibraciones que genera de forma automática una orden de trabajo que le indica al técnico del parque que revise algún aspecto específico de un aerogenerador. Esta inspección busca encontrar un punto potencial de falla antes de que se manifieste.
Además, la compañía tiene desplegadas dos grúas de manera permanente que van rotando en los distintos parques eólicos, una las regiones del centro y sur del país y la otra en el centro y norte, que le permite realizar reparaciones con mayor agilidad.
Vestas también sumará antes de fin de año una plataforma para que los operarios trabajen a 150 metros de altura y evitar, de este modo, tener que bajar las palas al piso para los arreglos. Estos servicios explican una reducción de un 30% de los plazos de reparación que alcanzó la compañía danesa, según detalló Francisco.
Pluspetrol oficializó su ingreso a los bloques La Escalonada y Rincón La Ceniza, dos áreas estratégicas de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta, tras cerrar un acuerdo con YPF que fue comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV) el lunes.
La operación consistió en un intercambio de activos: Pluspetrol transfirió a YPF el 50% de sus participaciones en Aguada Villanueva, Meseta Buena Esperanza y Las Tacanas, lo que permitió que la petrolera estatal asumiera el control total de estos tres campos.
En contraprestación, Pluspetrol recibió de Vaca Muerta Inversiones (VMI), empresa controlada por YPF, un 20% de participación en los bloques La Escalonada y Rincón La Ceniza, cuyos operadores principales son Shell Argentina. Con esta composición, la propiedad de ambos bloques quedó distribuida entre Shell (45%), VMI (25%), Pluspetrol (20%) y Gas y Petróleo del Neuquén (10%).
En agosto de 2025, YPF adquirió VMI a Total Austral, filial local de la francesa TotalEnergies, por 500 millones de dólares, operación que incluyó el 45% de participación en estos dos bloques de hidrocarburos, donde TotalEnergies era socio operador.
Los bloques tienen características distintas dentro del desarrollo de Vaca Muerta: La Escalonada, con 239 kilómetros cuadrados, es un productor de crudo, mientras que Rincón La Ceniza destaca por su potencial gasífero al ubicarse en la ventana de gas húmedo de la formación. Al momento de la compra, YPF destacó el potencial de Rincón La Ceniza para el proyecto Argentina LNG.
El acuerdo entre ambas compañías comenzó a gestarse en enero de 2026. El 22 de ese mes anunciaron un intercambio inicial, por el cual Pluspetrol transferiría su 50% en las tres áreas mencionadas a cambio de un 44,44% en VMI. Sin embargo, en abril modificaron la estructura y Pluspetrol optó por adquirir directamente un 20% en los bloques La Escalonada y Rincón La Ceniza, manteniendo la transferencia de las tres áreas a YPF, cerrando la operación una vez cumplidas las condiciones pactadas.
Además, en abril Pluspetrol solicitó ingresar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para un proyecto valuado en 12.000 millones de dólares en Vaca Muerta. Esta iniciativa, en conjunto con Gas y Petróleo (GyP), apunta al desarrollo del bloque Bajo del Choique-La Invernada, adquirido a ExxonMobil a fines de 2024.
El proyecto busca alcanzar una producción de 100.000 barriles diarios mediante la construcción de cuatro plantas de procesamiento, ductos y la perforación de más de 600 pozos durante 25 años. La inversión se dividirá en dos etapas: la primera enfocada en la zona sur con la construcción de dos plantas y la infraestructura para 50.000 barriles diarios y 6 millones de metros cúbicos de gas; la segunda en la zona norte, con objetivos similares para llegar al pico de producción proyectado.
YPF se encuentra en la recta final para concretar nuevos contratos de venta de gas natural licuado (GNL), informó su director ejecutivo, Horacio Marín, durante la conferencia Gastech en Bangkok. Estos acuerdos son fundamentales para avanzar con la inversión definitiva en su proyecto de exportación, prevista para noviembre.
Marín detalló que la compañía está próxima a firmar entre dos y tres contratos que totalizarán una capacidad de entre 0,5 y 1,5 millones de toneladas anuales de GNL. “El objetivo es asegurar estos contratos antes de tomar la decisión final de inversión en el proyecto en noviembre”, afirmó el CEO.
Hoy en #Gastech2026 compartí un panel sobre Argentina LNG junto a nuestros socios estratégicos de @XRG_official y @eni.
Nuestro país tiene un recurso extraordinario en Vaca Muerta. En @YPFoficial tenemos el conocimiento para desarrollarlo y, para convertirlo en una oportunidad… pic.twitter.com/q0k81AW7yV
El proyecto, denominado Argentina LNG, es una empresa conjunta en la que participan YPF, la italiana Eni SpA y la aborigen XRG, con participaciones accionarias casi iguales. La planta de GNL, que se instalará en alta mar frente a la costa atlántica argentina, tendrá una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales, posicionándose como una de las mayores instalaciones flotantes del mundo.
Respecto a la financiación, Marín reconoció que aunque la decisión de inversión está prevista para noviembre, puede que no se logre cerrar a tiempo el acuerdo de financiamiento para una parte significativa de los 24.000 millones de dólares necesarios, una cifra sin precedentes para un solo proyecto en Argentina. Sobre esto señaló: “No. Pero habrá cartas de intención que indiquen que finalizarán el proceso”.
Este avance en los contratos de venta ocurre en un contexto global de alta volatilidad en el mercado de GNL, tras interrupciones en el Golfo Pérsico y el Estrecho de Ormuz que afectaron cerca de una quinta parte del suministro mundial. Como consecuencia, compradores en Asia y otras regiones buscan diversificar sus fuentes, alejándose de Oriente Medio para mitigar riesgos futuros.
El ministerio de Relaciones Exteriores argentino manifestó este martes su “más enérgico rechazo” a la reciente publicación de la guía británica “Haciendo negocios con las Islas Malvinas”, mediante la cual “el Reino Unido pretende promover actividades comerciales e hidrocarburíferas ilegítimas en el archipiélago
“La República Argentina reafirma categóricamente que los citados archipiélagos y espacios marítimos e insulares correspondientes son parte integrante de su territorio nacional y se encuentran ilegítimamente ocupados por el Reino Unido“, planteó la cartera que dirige Pablo Quirno a través de un comunicado.
El Gobierno, además, remarcó que ya envió cerca de 180 advertencias a personas y empresas de 30 países, mantiene 60 procedimientos administrativos abiertos y presentó tres denuncias penales que alcanzan a diez compañías y sus directivos.
La respuesta de la Cancillería argentina se conoció luego de que el Gobierno del Reino Unido publicara este martes una guía oficial para empresas y particulares vinculados con las Islas Malvinas, en la que respaldó las actividades económicas que se desarrollan en el archipiélago y rechazó el aumento de sanciones impulsadas por la administración de Javier Milei.
Bajo el título “Hacer negocios con las Islas Malvinas”, el Reino Unido sostuvo que apoya toda actividad económica que considera legítima y destacó el derecho de los habitantes del archipiélago a regular su economía y desarrollar sus recursos naturales, incluidos los hidrocarburos.
El Reino Unido también ofreció asistencia directa a las compañías que enfrenten presiones por sus negocios en Malvinas. La guía recomienda obtener asesoramiento jurídico independiente ante eventuales acciones de Argentina y destacó que está dispuesto a intervenir ante terceros países cuando una empresa, filial o proveedor sea presionado por actividades consideradas legítimas en el archipiélago.
Con polémica entre legisladores de Fuerza Patria y La Libertad Avanza, el Senado bonaerense aprobó el proyecto de ley impulsado por el titular del bloque peronista, Sergio Berni, para garantizar que el Gobierno bonaerense tenga voz durante el proceso de privatización de la empresa Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), la firma que se encarga de operar las centrales nucleares del país.
“En este momento hay varias empresas que están intentando ser privatizadas. Una de ellas es Nucleoeléctrica Argentina, que tiene que ver con el desarrollo de la tecnología nuclear para fines pacíficos, como la creación de radioisótopos para el uso de medicina y en la lucha contra el cáncer. En 2025 generó más de US$ 700 millones de superávit”, dijo Berni, autor de la iniciativa.
El legislador kirchnerista hace meses viene sosteniendo que la Provincia no puede quedar al margen de una decisión que involucra activos estratégicos ubicados en territorio provincial y que forman parte de una actividad central para el desarrollo energético, científico y tecnológico del país. Ahora el proyecto será tratado en Diputados.
“Este Gobierno está desmantelando nuestra infraestructura crítica, nuestro sistema táctico. Ya lo hemos vivido con la triste privatización de nuestra vía troncal de navegación, la mal llamada ‘hidrovía’. Ahora viene el turno de la entrega de nuestro patrimonio nuclear”, afirmó.
En respuesta, el senador de La Libertad Avanza, Matías de Urraza aclaró que la intención del Gobierno nacional es “privatizar una porción de la empresa, no el paquete mayoritario”, y precisó que esa estrategia profundizará el crecimiento de las exportaciones en el sector energético que, según el libertario, pasó a ser uno de los primeros sectores exportador del país.
Qué es Nucleoeléctrica Argentina S.A
La empresa Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA) es la encargada de operar las tres centrales nucleares que tiene el país: Atucha I, Atucha II y Embalse. Entre todas suman una potencia instalada de 1763 MW y aportan el 7% de la energía eléctrica del país. Los accionistas de la compañía son el Ministerio de Economía (79%), la Comisión Nacional de Energía Atómica (20%) y Energía Argentina (Enarsa).
En 2024, la empresa que controla las centrales nucleares del país alcanzó un récord de generación con más de 10,4 millones de MWh netos y un factor de carga del 73,3%. De acuerdo a estimaciones preliminares de analistas del sector, podría tener una valuación total de entre US$560 millones y US$1000 millones.
A finales de septiembre, cuando el Gobierno autorizó el proceso, señaló que con este esquema el objetivo es “nivelar las reglas de juego respecto a la actividad de generación proveniente de otras fuentes”. En tanto, destacó que transferir la actividad de la empresa al sector privado resulta una “conveniencia”.
Al anunciar el proceso de privatización, el Gobierno informó que durante 2023 la empresa recibió transferencias de capital no reintegrables por parte del Estado por un valor de $700 millones (aproximadamente 2 millones de dólares a noviembre de ese año).
La compañía estará enfocada en las distintas etapas vinculadas con la ingeniería, gestión de compras y construcción de parques solares y sistemas de almacenamiento de energía en baterías
El Grupo 360Energy anunció la creación de 360EPC Solar S.A., una nueva unidad de negocios dedicada a brindar servicios de EPC (Engineering, Procurement and Construction) para proyectos de generación solar y almacenamiento de energía de terceros.
La compañía estará enfocada en las distintas etapas vinculadas con la ingeniería, gestión de compras y construcción de parques solares y sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS, por sus siglas en inglés), tanto en la Argentina como en otros mercados de la región.
La nueva empresa se apoya en los más de 15 años de experiencia de 360Energy en el desarrollo y ejecución de proyectos de generación solar. Durante ese período, la compañía construyó 20 parques y proyectos solares, con más de 500 MW de capacidad y el despliegue de más de 1,2 millones de paneles solares en ocho provincias argentinas y en Brasil.
“360Energy cuenta con una vasta experiencia en el desarrollo, diseño y ejecución de proyectos de generación solar. A lo largo de estos años hemos consolidado un equipo de trabajo sólido que nos ha permitido realizar en forma exitosa la construcción de proyectos en Argentina y en Brasil, convirtiéndonos en referentes de la industria”, señaló Francisco Recaré, quien asumió como gerente general de 360EPC Solar.
De la construcción propia a los servicios para terceros
La experiencia de 360Energy en construcción se desarrolló a partir de las condiciones que presentaba el mercado argentino durante los primeros años de expansión de la energía solar. Según explicó la empresa, ante la falta de compañías de EPC especializadas en el sector, el grupo conformó su propio equipo de construcción.
Ese proceso le permitió desarrollar capacidades en las distintas fases de un proyecto energético, desde el desarrollo y la ingeniería hasta la planificación, construcción, puesta en marcha y posterior operación y mantenimiento.
Con la creación de 360EPC Solar, ese conocimiento será ofrecido como servicio a otros desarrolladores e inversores que requieran la ejecución de infraestructura solar y de almacenamiento.
En ese sentido, Recaré señaló que la nueva compañía buscará atender oportunidades vinculadas con el autoabastecimiento industrial, parques solares de pequeña y mediana escala y proyectos BESS.
“La región, y en particular la Argentina, presenta importantes oportunidades en el sector de las energías renovables y sistemas de almacenamiento. En este escenario, la creación de 360EPC Solar nos permite escindir una unidad de negocios de Ingeniería y Construcción que acompañe a quienes requieran soluciones competitivas e innovadoras de generación solar y almacenamiento”, afirmó el ejecutivo.
Los primeros proyectos
Entre los primeros proyectos que serán construidos por 360EPC Solar se encuentran los parques solares Realicó y Arrecifes, adjudicados a 360Energy en el marco del programa RenMDI. A estos se suman los proyectos de almacenamiento BESS Nonogasta y BESS Realicó, correspondientes al programa AlmaSADI.
De acuerdo con la información difundida por la compañía, los cuatro proyectos contarán con financiamiento de bancos multilaterales de desarrollo, en una operación liderada por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) que se encontraba próxima a cerrarse al momento del anuncio.
Estos contratos constituirán los primeros trabajos de la nueva unidad y le permitirán comenzar a desarrollar su actividad como proveedor de servicios EPC para proyectos solares y de almacenamiento en el mercado argentino y regional.
Dos unidades dentro del Grupo 360Energy
Con la creación de 360EPC Solar, 360Energy Solar S.A. continuará concentrada en su actividad principal: el desarrollo, generación y almacenamiento de energía, mediante soluciones de mediana y gran escala, además de las tareas de operación y mantenimiento.
En cambio, la nueva compañía tendrá como foco la prestación de servicios de ingeniería, compras y construcción tanto para proyectos propios del grupo como para terceros.
La decisión del presidente Javier Milei de fallar a favor de Mendoza en el conflicto por las regalías de la hidroeléctrica Los Nihuiles generó un cruce público en X entre el mandatario de esa provincia, Alfredo Cornejo, y su par de La Pampa, Sergio Ziliotto, quien lo consideró injusto por considerar que ambas jurisdicciones comparten el río Atuel.
Cornejo sostuvo que si bien el curso de agua atraviesa las dos provincias, la represa está en Mendoza. “Gobernador, mezclar la interjurisdiccionalidad del río Atuel con el origen de las regalías hidroeléctricas es confundir dos cuestiones distintas”, señaló Cornejo.
El mandatario cuyano siguió: “El río es interjurisdiccional. La fuente hidroeléctrica que genera la energía de Los Nihuiles está íntegramente en Mendoza. Por eso la legislación, la jurisprudencia y los dictámenes de la Procuración del Tesoro sostienen que las regalías corresponden a la provincia de Mendoza donde está ubicada la fuente hidroeléctrica”.
También sostuvo: “Para generar energía no basta con el agua, necesita pendiente e infraestructura. Y todo eso está en nuestra provincia”.
Cornejo se quejó por la decisión de la provincia vecina de judicializar el tema: “Mientras La Pampa se dedica a judicializar cada decisión, Mendoza planifica, ejecuta e invierte en obras para aprovechar mejor sus recursos hídricos y mejorar la infraestructura que los sostiene”.
Gobernador, más allá de opiniones subjetivas, nuestro reclamo es simple y objetivo: que se cumplan las leyes, los acuerdos y los fallos de la Corte Suprema de Justicia.
Que Mendoza honre su compromiso y cumpla el acuerdo que firmó en 1992, junto a Nación y La Pampa -homologado… https://t.co/ub5O5Fek7R
“Es muy fácil hacer política con un río y convertirlo en slogan de gestión. Lo difícil es invertir, hacer obras y construir acuerdos. Mendoza eligió ese camino y está haciendo su parte. Sería bueno que La Pampa también mostrara qué inversiones realizó para mejorar el aprovechamiento de los recursos que dice defender”, remató Cornejo.
Por su parte, Ziliotto pidió que se respeten acuerdos y fallos ya firmados: “Más allá de opiniones subjetivas, nuestro reclamo es simple y objetivo: que se cumplan las leyes, los acuerdos y los fallos de la Corte Suprema de Justicia”.
“Que Mendoza honre su compromiso y cumpla el acuerdo que firmó en 1992, junto a Nación y La Pampa -homologado por la CSJN- por el que nos reconocen a los pampeanos nuestro derecho a cobrar regalías por Los Nihuiles”, enfatizó Ziliotto.
Ziliotto le recriminó a Cornejo que, “aunque para usted sea mezclar temas, cumplan con el fallo de 2020 de la propia Corte Suprema, por el que ordena garantizar el ingreso de agua del Río Atuel en forma permanente a nuestra provincia”.
El mandatario provincial pampeano aseguró que “hace 6 años lo incumplen, a pesar de que como usted bien lo dice, el Río Atuel es interprovincial y sus aguas, abundantes o escasas, también nos pertenecen”.
“Resulta inviable invertir para potenciar ese recurso ya que Mendoza mantiene cortado el Río Atuel hace casi 80 años”, dijo Ziliotto y agregó: “Solo pedimos, que se cumplan las leyes y se respeten nuestros derechos”.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó en la feria internacional Gastech 2026 que el proyecto Argentina LNG alcanzará la Decisión Final de Inversión (FID) antes de fin de año, con inicio de obras programado para febrero de 2027.
En el panel “Argentina LNG: Building the Next Global Energy Supply Hub”, Marín compartió escenario con ejecutivos de Eni y XRG, socios estratégicos de la iniciativa que busca exportar gas natural licuado desde las costas de Río Negro.
El titular de la petrolera destacó: “Este proyecto es muy importante no solo para Argentina, sino también para el mundo. Hemos conformado un excelente consorcio. YPF tiene el conocimiento de Vaca Muerta, pero no experiencia en LNG, por eso elegimos a los socios correctos”.
La planificación contempla una expansión de capacidad hasta 18 millones de toneladas anuales (MTPA), con la incorporación de las unidades flotantes de licuefacción más grandes disponibles en el mercado gracias al aporte tecnológico de Eni.
.
Marín subrayó el impacto económico y laboral: el desarrollo del GNL demandará más de 90.000 nuevos puestos de trabajo, de los cuales cerca de la mitad estarán directamente vinculados al proyecto Argentina LNG.
El ejecutivo también defendió el papel del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y la Ley de Bases como herramientas indispensables para concretar iniciativas de esta magnitud, al aportar estabilidad y credibilidad al marco regulatorio.
Finalmente, Marín aseguró que la compañía avanza en la estructuración financiera junto a agencias internacionales de crédito a la exportación y bancos comerciales: “Argentina LNG es hoy el proyecto más importante para mí y para la compañía. Hacia fin de año estaremos firmando el FID en Buenos Aires y, en febrero del próximo año, avanzaremos con las primeras obras”.
La compañía Socotherm, referente en protección anticorrosiva y revestimiento de ductos en América Latina y África, inauguró en el Parque Industrial de Plaza Huincul la planta Tubogreen, destinada a fabricar tuberías flexibles reforzadas que reemplazarán progresivamente al acero en los tendidos secundarios de Vaca Muerta.
La nueva instalación, de 6.000 m², produce rollos continuos de hasta 1.500 metros, reduciendo drásticamente las uniones y soldaduras en el campo. Con una capacidad inicial de 200 km anuales y la previsión de alcanzar los 400 km con una segunda línea, la planta busca responder a la creciente demanda de infraestructura en la Cuenca Neuquina.
El presidente de Socotherm, Franco Andreani, explicó: “Vaca Muerta presenta niveles elevados de corrosión y erosión. Esta es realmente la primera fábrica en Vaca Muerta que transforma materia prima virgen en un producto utilizable con destino final. Es una industria de transformación con alta tecnología para ganar competitividad y reducir costos de desarrollo”.
.
Las tuberías flexibles cuentan con una capa interna termoplástica diseñada para resistir fluidos corrosivos y la abrasión generada por el retorno de arenas de fractura. Además, al ser fabricadas en materiales sintéticos no corrosivos, podrán reutilizarse en el futuro como infraestructura de riego agrícola, aportando un modelo de economía circular.
Andreani proyectó: “En la cuenca se instalan cerca de 800 kilómetros por año de tuberías secundarias. Si utilizamos materiales no corrosivos, esa red se convierte en un activo clave para el desarrollo del post Vaca Muerta”.
La firma, que ya participó en proyectos como el gasoducto Bolivia-Brasil y el oleoducto submarino del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), traslada ahora su experiencia internacional al corazón del no convencional neuquino.
Con esta apuesta, Socotherm busca fortalecer la competitividad del sector energético argentino. “Estimamos que en los próximos cuatro años se va a invertir en tuberías e infraestructura de capital prácticamente el doble de lo invertido en toda la historia de Vaca Muerta desde 2013”, concluyó Andreani.
El gobernador Alberto Weretilneck recorrió en el Puerto de San Antonio Este la descarga y acopio de 3.340 caños de 36 pulgadas destinados al gasoducto que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina. La obra, de 472 kilómetros, permitirá transportar hasta 27 millones de m³ de gas por día y abastecer el primer proyecto de GNL del país.
La operación contempla la llegada de 12 buques provenientes de India y representa uno de los primeros movimientos visibles de la infraestructura vinculada al desarrollo del gas natural licuado en la provincia. Los materiales se almacenan en 18 hectáreas acondicionadas dentro del puerto, generando actividad logística, empleo y servicios asociados.
Weretilneck destacó el posicionamiento de Río Negro frente a los grandes proyectos energéticos y afirmó: “Río Negro tiene rumbo, tiene futuro”. Subrayó que San Antonio Este se encamina a convertirse en un punto estratégico para el almacenamiento y movimiento de materiales destinados a los nuevos gasoductos.
.
El nuevo gasoducto será clave para el desarrollo del GNL en el Golfo San Matías, donde el gas abastecerá las unidades flotantes de licuefacción previstas en el marco del primer proyecto nacional de exportación.
La llegada de los caños marca una nueva etapa para la provincia, que busca consolidarse como hub exportador de gas y petróleo hacia los mercados internacionales. Weretilneck señaló: “Tenemos que hacer que todo funcione a la perfección: respetar los tiempos, garantizar la seguridad, cuidar el ambiente y lograr que estos proyectos no se detengan un solo minuto”.
Autoridades de las empresas involucradas y el presidente del bloque de legisladores de Juntos Somos Río Negro, Facundo López, acompañaron la recorrida. Desde la Provincia remarcaron: “La llegada de estos materiales constituye uno de los primeros pasos concretos de una transformación que busca posicionar a Río Negro como protagonista de la nueva etapa energética argentina”.
La petrolera YPF avanza con infraestructura exportadora y, en ese marco, una nueva embarcación multipropósito será construida para prestar servicios de apoyo a las monoboyas y plataformas offshore vinculadas al proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). La lancha C81, diseñada por SPI Astilleros, se incorporará en 2027 a la flota de Antares Naviera y representa una nueva demanda de proveedores nacionales alrededor de la costa rionegrina.
SPI Astilleros inició la construcción de la C81, que tendrá como destino brindar servicios de apoyo a operaciones offshore vinculadas con monoboyas y otras instalaciones marítimas. El avance de la infraestructura destinada a exportar petróleo de Vaca Muerta comienza a generar oportunidades para la industria naval argentina.
La embarcación fue diseñada para tareas de practicaje, transporte de pasajeros, traslado de cargas y remolque, según las necesidades operativas. Contará con dos motores Scania de 625 HP cada uno, alcanzando una potencia instalada total de 1.250 HP. Su velocidad de servicio proyectada será de 16 nudos, con capacidad para transportar hasta 12 pasajeros y tres tripulantes.
La construcción de la C81 adquiere especial relevancia para Río Negro porque se produce mientras avanza la infraestructura vinculada al VMOS y su terminal marítima ubicada en Punta Colorada, en el área de Sierra Grande. El sistema contempla instalaciones offshore destinadas a permitir la carga de petróleo sobre buques tanque mediante monoboyas, lo que requerirá una estructura permanente de servicios marítimos especializados.
SPI Astilleros también participa en trabajos relacionados con VMOS a través de su división Oil & Gas, que interviene en servicios de captación y bombeo de agua para pruebas hidráulicas, además de tareas de reparación y mantenimiento de boyas, tuberías y sistemas offshore.
.
La construcción de la C81 permite visualizar una de las derivaciones del crecimiento de la actividad hidrocarburífera sobre el Atlántico: la generación de demanda para sectores que van más allá de la extracción y el transporte del petróleo. Logística, servicios portuarios, mantenimiento, transporte marítimo y construcción naval se suman a la cadena de valor.
Para el Golfo San Matías, esta transformación adquiere una dimensión estratégica. La terminal de Punta Colorada y el sistema de monoboyas convertirán a este sector de la costa rionegrina en un punto relevante dentro de la nueva estructura exportadora de hidrocarburos argentinos.
La incorporación de embarcaciones como la C81 muestra que el desarrollo del proyecto comienza a demandar capacidades específicas también en el ámbito marítimo. El desafío para la región será que una parte creciente de esa demanda se traduzca en trabajo, proveedores y servicios radicados en Río Negro.
La C81 será, en ese sentido, una de las embarcaciones que acompañarán desde el mar a una infraestructura que busca incrementar significativamente la capacidad argentina de exportar petróleo producido en Vaca Muerta. Su incorporación, prevista para 2027, constituye una señal concreta de que el desarrollo energético del Golfo San Matías comienza a extender sus efectos hacia nuevas ramas de la industria nacional.
La petrolera YPF anunció que no trasladará al surtidor el aumento del crudo internacional durante 45 días. La decisión, vigente desde el 1° de abril, busca reducir la volatilidad en estaciones de servicio y proteger el consumo interno en medio de la suba del petróleo por el conflicto en Medio Oriente.
Voceros de la compañía definieron la medida como un “buffer de precios” o amortiguador. “Se van a moderar los aumentos”, señalaron, en referencia a la baja de consumo registrada en varias provincias del interior. El esquema implica que YPF absorberá la suba del barril Brent, aunque no podrá cubrir variaciones en impuestos ni en el tipo de cambio.
El precio de la nafta y el gasoil en Argentina depende de tres factores: el valor internacional del barril Brent, el tipo de cambio y los impuestos específicos (Combustibles Líquidos y Dióxido de Carbono). “Amortiguamos los precios en lo que corresponde al barril internacional. Si suben los impuestos o el tipo de cambio, ahí sí habría traslado. Pero son variables que no deberían moverse tanto. Es un gesto para nuestros clientes”, aclararon desde la empresa.
.
La medida se extenderá hasta mediados de mayo, momento en el que YPF evaluará cómo recomponer las subas pendientes según la evolución del conflicto y la demanda interna. El congelamiento actúa como alivio temporal para los consumidores, en un escenario donde los combustibles representan cerca del 3,8 % del Índice de Precios al Consumidor.
El CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo: “No especulamos con el bolsillo de la gente… tenemos que crear un buffer para que el consumo no baje y de esa forma poder pasar ese período transitorio”.
La decisión de YPF, que concentra más del 50 % del mercado de combustibles, presiona a otras operadoras como Shell y Axion a acompañar la medida para no perder competitividad.
El Gobierno de Mendoza adjudicó las concesiones de Atamisqui y El Manzano por 25 años y, en paralelo, adelantó perforaciones no convencionales en el brazo norte de Vaca Muerta. La estrategia provincial busca dinamizar tanto los bloques maduros de extracción convencional como los desarrollos de shale oil en Malargüe.
Las operadoras YPF y UTE Quintana-TSB confirmaron que iniciarán perforaciones exploratorias en un plazo de 30 a 45 días. Ambas compañías acordaron adelantar compromisos originalmente previstos para 2028, con un plan inmediato que contempla siete pozos no convencionales en territorio mendocino.
Quintana-TSB concentrará su actividad en el bloque Cañadón Amarillo, dentro del clúster Mendoza Sur, con un compromiso de US$ 44 millones. Este año ejecutó más de US$ 4 millones en sísmica 3D sobre 202,5 km², cuyos resultados técnicos motivaron la aceleración del cronograma.
YPF prepara la instalación de un nuevo pad en Malargüe, compuesto por un pozo vertical y dos horizontales, además de una perforación adicional no prevista en los contratos originales. Para optimizar recursos, ambas operadoras compartirán un mismo equipo de alta potencia, reduciendo costos y maximizando la disponibilidad de torres de perforación.
.
El Ministerio de Energía y Ambiente resolvió adjudicar dos áreas convencionales bajo licitación continua, con compromisos de inversión por US$ 45,9 millones en los primeros diez años sobre 822 km². Atamisqui, en la Cuenca Cuyana, quedó en manos de Petróleos Sudamericano, con un plan de US$ 15 millones que incluye un pozo nuevo, 26 intervenciones y obras de infraestructura.
La concesión de El Manzano, en la Cuenca Neuquina, fue otorgada a Venoil, con una inversión de US$ 30,9 millones. El programa contempla seis pozos nuevos, 32 intervenciones en pozos maduros y US$ 3,7 millones para adecuar instalaciones de superficie.
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, destacó: “Lo relevante no es solo el monto comprometido, sino en qué se traduce. Pozos nuevos, recuperación secundaria y reactivación de pozos inactivos. Eso es actividad concreta en el territorio, trabajo para las proveedoras de servicios y regalías para la Provincia”.
En términos financieros, el 68 % de la inversión total en el sector convencional, equivalente a US$ 31,1 millones, se ejecutará durante el primer quinquenio de la concesión. En conjunto, ambas áreas contemplan siete pozos nuevos y 58 intervenciones, además de proyectos de conversión a inyectores para recuperación secundaria.
Las operadoras de Vaca Muerta comenzaron a presentar proyectos para tratar y reutilizar el agua de retorno de las fracturas hidráulicas, conocida como flowback, luego del incremento del canon hídrico dispuesto por el Gobierno de Neuquén. La estrategia busca reducir el consumo de agua nueva y mitigar el impacto económico de las nuevas tarifas.
Desde la Secretaría de Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves confirmó que ya se recibieron propuestas concretas para reutilizar esos volúmenes dentro de las operaciones hidrocarburíferas. “Nadie hacía tratamiento del flowback y ahora nos empezaron a aparecer los proyectos para hacer el reúso. Se dio como consecuencia, algo que también buscábamos”, señaló durante las jornadas Vaca Muerta Metano Near Zero.
En junio, la Provincia modificó el cuadro tarifario del agua utilizada por la industria hidrocarburífera mediante un esquema de incrementos escalonados. El próximo ajuste está previsto para enero de 2027 y tendrá incidencia directa sobre los costos de perforación y completación. El régimen contempla bonificaciones para las compañías que desarrollen proyectos productivos vinculados con la utilización del recurso hídrico, evaluados caso por caso por la autoridad provincial.
.
Con esta política, el Gobierno neuquino busca que las empresas no solo optimicen el consumo, sino que también generen iniciativas productivas desde la captación del agua hasta su uso en las locaciones. El cambio adquiere mayor relevancia frente al crecimiento previsto de la producción de Vaca Muerta, impulsado por nuevos oleoductos y proyectos de exportación de petróleo y gas natural licuado.
En paralelo, Neuquén trabaja en un nuevo Código Ambiental, cuya presentación ante la Legislatura está prevista para el 1 de marzo de 2027. El proyecto busca ordenar y actualizar la normativa vigente, incluyendo disposiciones de la Ley 1875 y regulaciones posteriores sobre actividades como el venteo de gases. Para su elaboración fueron convocados el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y distintas instituciones educativas.
La Provincia también avanza en el control satelital de emisiones de metano, utilizando información del Observatorio Internacional de Emisiones de Metano (IMEO). Cuando se detectan anomalías, equipos provinciales realizan inspecciones en las locaciones para determinar el origen y exigir medidas de remediación.
Finalmente, el Ejecutivo neuquino analiza establecer regalías sobre la extracción de arenas silíceas, insumo esencial para la fractura hidráulica. El objetivo es aprobar la normativa complementaria antes de fin de año, sumando un nuevo componente económico al marco operativo de Vaca Muerta.
La petrolera estatal brasileña Petrobras inició negociaciones para adquirir derechos de exploración en cuatro bloques offshore de la cuenca de Keta, en Ghana, tras recibir en agosto la aprobación del Ministerio de Energía y Transición Verde de ese país. El paso marca un nuevo capítulo en la estrategia de expansión internacional de la compañía, que busca diversificar su cartera y reponer reservas de petróleo y gas.
En el marco de su Plan de Negocios, Petrobras prioriza la reposición de reservas como uno de los pilares para sostener el crecimiento en el largo plazo. Según un comunicado oficial, la evaluación de nuevas oportunidades busca generar valor para el negocio y fortalecer la sostenibilidad futura.
Por su parte, la directora de Exploración y Producción, Sylvia Anjos, destacó que los bloques de la cuenca de Keta presentan similitudes geológicas con el margen ecuatorial brasileño, considerado una de las fronteras petroleras más prometedoras del país. Esa visión coincide con la estrategia planteada por la CEO de Petrobras, Magda Chambriard, quien señaló que África ocupará un lugar central en la expansión internacional de la compañía.
.
En paralelo, Petrobras evalúa oportunidades en Santo Tomé y Príncipe, Namibia, Costa de Marfil y Sudáfrica, consolidando a África como región clave fuera de Brasil. “La correlación entre Brasil y África es inequívoca, así que tenemos que ir a África”, había afirmado Chambriard en declaraciones a Reuters.
En cuanto a su estrategia local, Petrobras continúa impulsando proyectos en Brasil, especialmente en el margen ecuatorial, donde la exploración aparece como una de las principales apuestas para ampliar su producción de hidrocarburos en los próximos años.
Con el inicio de las negociaciones en Ghana, la compañía suma un nuevo frente de desarrollo internacional, ampliando su presencia en África y posicionándose como uno de los actores más relevantes en la exploración offshore del Atlántico.
El Gobierno de San Juan, a través de la Dirección de Empleo y Formación, puso en marcha el programa “Formador de Formadores” con el objetivo de preparar mano de obra local ante la creciente demanda de la actividad minera. La iniciativa busca que los soldadores alcancen estándares de precisión acordes a las exigencias internacionales del sector.
Por su parte, la directora de Empleo y Formación, Luciana Cuk, explicó que la propuesta surgió de las necesidades planteadas por distintos proyectos mineros que requieren trabajadores calificados. Más de 50 soldadores con experiencia se sumaron para convertirse en instructores y transmitir sus conocimientos a otros sanjuaninos.
Dentro del programa, se utiliza un manual formativo elaborado por el ingeniero Mariano Contreras, especialista en soldadura de alta precisión. Los instructores reciben capacitación con este material y luego replicarán los contenidos en distintos puntos de la provincia.
.
En cuanto a los plazos, las primeras convocatorias para quienes quieran incorporarse a las capacitaciones se realizarán entre fines de septiembre y comienzos de octubre. La propuesta está destinada tanto a personas con formación básica en soldadura como a trabajadores con experiencia que busquen avanzar hacia niveles de mayor especialización.
A nivel de objetivos, se apunta a que los participantes obtengan certificaciones que les permitan responder a los estándares internacionales exigidos por la industria minera. De esta manera, el Gobierno provincial vincula la formación con las necesidades concretas del mercado laboral.
En paralelo, más de 100 estudiantes de Recursos Humanos participan en el programa “Aprender, Trabajar y Producir”, realizando prácticas profesionalizantes y orientaciones vocacionales en distintas localidades de San Juan. La iniciativa busca ampliar las oportunidades de acceso a empleos vinculados con el desarrollo minero.
La licitación de nuevas áreas de Vaca Muerta fue lanzada por GyP. Foto: Matías Subat.
Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la empresa provincial controlada por el Estado neuquino, abrirá este miércoles a las 11 los sobres B con las ofertas económicas presentadas por las compañías que compiten por desarrollar ocho de los 15 bloques que la petrolera estatal puso a disposición de inversores privados.
Durante las últimas dos semanas, la comisión evaluadora de GyP solicitó información complementaria a varias de las empresas que continúan en carrera, especialmente a aquellas que cuentan con una estructura más reducida o una menor trayectoria dentro de la industria petrolera.
Entre los oferentes figuran pesos pesados como Continental Resources, el mayor productor privado de petróleo de Estados Unidos, controlado por el empresario Harold Hamm; y otras compañías con experiencia en el desarrollo de recursos no convencionales, como Phoenix Global Resources, que recientemente alcanzó un acuerdo con Continental para integrar sus activos en la Argentina.
También participan empresas establecidas en el sector petrolero, como Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), con una extensa trayectoria como operadora de campos convencionales, que a partir de esta licitación apunta a desembarcar en Vaca Muerta; y GeoPark, la principal petrolera independiente de Colombia.
La nómina incluye, además, firmas con menor recorrido en la industria del petróleo y el gas, como Ingeniería Multipiping y Aldyl Argentina. Esta última es presidida por el empresario Julián Arostegui, quien en 2023 desembarcó en Venezuela como prestadora de servicios en el campo de crudo pesado Morichal, ubicado en el estado de Monagas.
En la compulsa también participan Bentia Energy, la petrolera creada por el exministro de Energía, Javier Iguacel, y Patagonia Resources, una empresa del grupo encabezado por los hermanos Juan y Patricio Neuss, entre otros oferentes.
El pedido de información adicional realizado por GyP apuntó a profundizar el análisis sobre la solidez financiera, económica y operativa de algunas de esas compañías. Entre otros elementos, la comisión requirió balances, datos de facturación y documentación financiera adicional que permitiera evaluar su solvencia y capacidad para afrontar las inversiones necesarias.
También se buscó determinar si los oferentes cuentan con los recursos técnicos y operativos requeridos para explorar y eventualmente desarrollar áreas de frontera de Vaca Muerta, que presentan un riesgo geológico mayor que los bloques ubicados en el centro de la formación.
Con esa información, la comisión evaluadora elaboró una ponderación sobre el perfil y el nivel de riesgo de los distintos oferentes. El diagnóstico será elevado al directorio de GyP e incidirá directamente en la recomendación que realizará la comisión para seleccionar a las empresas adjudicatarias de cada bloque.
Cuánto incidirá la solvencia financiera de cada empresa
Para llevar adelante la Ronda 1/2026, el primer proceso licitatorio de nuevas áreas que realiza GyP en casi una década, la compañía provincial diseñó una fórmula polinómica que permitirá comparar las ofertas y establecer un orden de mérito.
El instrumento pondera distintas variables: el bono económico de acceso al área -pagadero en efectivo al momento de la adjudicación-; el porcentaje de participación ofrecido a GyP; las regalías provinciales; y el compromiso de actividad e inversión asumido para cada bloque.
La participación de GyP parte de un piso del 10% del equity bajo la modalidad de carry. Esto implica que la petrolera provincial mantendrá una porción del área sin tener que integrar inicialmente el porcentaje equivalente de las inversiones, que durante las etapas exploratoria y piloto correrán íntegramente por cuenta del socio privado.
Las regalías, en tanto, parten de una base del 15%. Las empresas pueden reducirlas hasta tres puntos porcentuales, aunque la fórmula polinómica diseñada por GyP penaliza esa decisión, o incrementarlas hasta un máximo del 18%.
La variable con mayor ponderación dentro de la fórmula es el bono económico de acceso al área, es decir, el desembolso en efectivo que la empresa ganadora deberá realizar antes de ingresar al bloque.
La novedad es que, más allá del resultado que arroje la fórmula polinómica una vez que se conozcan los detalles de las ofertas económicas incluidas en los sobres que se abrirán este miércoles, GyP podría terminar adjudicando algunos bloques a compañías que no necesariamente hayan quedado primeras en el orden de mérito.
La empresa provincial podría priorizar oferentes que acrediten una trayectoria y una solvencia económica, financiera y operativa probadas, que garanticen que los compromisos asumidos en la licitación efectivamente podrán llevarse adelante.
«Estamos buscando un socio. No estamos vendiendo un auto o cualquier otro bien transable, donde lo único que importa es el precio de venta. Tenemos una mirada de largo plazo que apunta a encontrar un socio para GyP que ponga en valor áreas inexploradas o con mayor riesgo geológico dentro de Vaca Muerta. Por eso queremos estar seguros de que las empresas tengan la capacidad financiera y operativa necesaria para cumplir los compromisos asumidos», explicó una fuente provincial al tanto del proceso licitatorio.
En concreto, GyP apunta a evitar ofertas especulativas de actores que puedan mostrarse más ambiciosos o agresivos en sus propuestas económicas, pero que luego no cuenten con la espalda financiera ni con la capacidad operativa necesarias para ejecutar los planes de inversión comprometidos.
Existen antecedentes de situaciones de ese tipo en distintas provincias productoras del país desde la sanción de la denominada Ley Corta de Hidrocarburos, que en 2006 transfirió a las provincias el dominio y la administración de los yacimientos ubicados en sus territorios.
La Cancillería argentina cuestionó la publicación del Foreign, Commonwealth & Development Office del Reino Unido, titulada “Doing business with the Falkland Islands”. El documento, difundido el 15 de septiembre, promueve operaciones comerciales y de explotación de hidrocarburos en las Islas Malvinas, lo que Buenos Aires considera ilegítimo en un territorio cuya soberanía reclama.
La guía británica sostiene que la legislación argentina no tiene aplicación en las islas y ofrece respaldo a empresas que enfrenten reclamos por sus actividades. Además, recomienda a las compañías buscar asesoramiento jurídico independiente y asegura que Londres intervendrá diplomáticamente en caso de cuestionamientos en terceros países.
.
En respuesta, la Cancillería manifestó su “más enérgico rechazo” y vinculó la publicación con el proyecto petrolero Sea Lion, en la Cuenca Malvinas Norte. El Gobierno reiteró que continuará aplicando las leyes nacionales contra empresas que desarrollen actividades hidrocarburíferas sin autorización argentina, en el marco de las leyes 26.659 y 26.915 y el Decreto 868/2026.
Según datos oficiales, hasta ahora se enviaron 180 notas de advertencia a personas y empresas en 30 países, se iniciaron 60 procedimientos administrativos y se presentaron 3 denuncias penales contra 10 compañías y sus directivos. Estas acciones buscan desalentar la participación de proveedores en proyectos que Argentina considera ilegales.
Además también recordó que la Resolución 31/49 de la Asamblea General de Naciones Unidas insta a ambas partes a abstenerse de introducir modificaciones unilaterales mientras la disputa de soberanía permanezca pendiente. En este sentido, el Gobierno argentino reafirmó su disposición a retomar un diálogo bilateral con el Reino Unido.
La publicación británica suma así un nuevo capítulo a las diferencias entre ambos países por la explotación de recursos naturales en el Atlántico Sur, con implicancias directas para empresas energéticas y proveedores que evalúan participar en proyectos vinculados con Malvinas.
Neuquén pretende irrigar 5.000 hectáreas ubicadas en cercanías a locaciones petroleras.
La provincia de Neuquén apura a la industria para forzar la reutilización del agua destinada a las hidrofracturas en Vaca Muertay su aprovechamiento en emprendimientos agrícolas y ganaderos, al mismo tiempo que trabaja en la elaboración de un Código de Procedimiento Ambiental que le permitirá unificar y actualizar toda la normativa vigente.
Tras la aprobación delDecreto 792/26, que entró en vigencia el 1° de julio y que triplicó el valor del canon del agua destinada a la actividad hidrocarburífera, Neuquén insiste a la industria en el desarrollo de proyectos productivos mediante el riego y la reutilización del flowback.
Bajo la premisa de hacer eficiente cada metro cúbico de agua, la gestión que conduce Rolando Figueroa apunta a irrigar unas 5.000 hectáreas ubicadas entre el río y las locaciones petroleras, las cuales suponen un potencial productivo para llevar adelante viñedos, olivares, forrajes u otras alternativas.
Aseguran que la infraestructura ya existente puede permitir que parte del agua cruda de río tenga un aprovechamiento complementario antes de que ingrese al circuito industrial y no requeriría de complejos tratamientos, como sí lo exige el agua de flowback.
Bajo esta mirada, Neuquén incrementó el canon para uso en la Exploración y Explotación No Convencional y ató su valor al litro de gasoil premium de YPF para dotarlo así de una actualización bimestral, aunque contemplando una fuerte reducción para aquellas empresas que implementen algún desarrollo productivo en esas tierras, que son mayormente fiscales.
La medida generó ruido dentro de las compañías petroleras, que aducen que la nueva normativa les implicó un fuerte encarecimiento en sus costos operacionales. “Está difícil”, reconoció una fuente de la gobernación a este medio en relación a la recepción que tuvo la propuesta.
Desde el gobierno neuquino aducen que la fuerte suba que el barril de petróleo tuvo en los últimos meses amortizaría en parte ese impacto, al mismo tiempo que sostienen que la tasa tendría un valor cercano a cero para quienes inviertan en algún desarrollo productivo.
La industria pide más información
La discusión motivó una reunión informativa que se realizará este miércoles 16 de septiembre de manera virtual entre los referentes de las principales operadoras y los integrantes del Ministerio de Ambiente de Neuquén para conocer en detalle de qué manera puede implementarse la nueva regulación.
«El incremento del canon es considerable: representa tres veces los valores anteriores en una primera etapa y hasta cinco veces en una segunda desde el 1° de enero”, explicaron a EconoJournal desde una operadora con fuerte presencia en la cuenca. En este sentido, reconocieron que la discusión «se está madurando», pero que «avanzar linealmente a aumentos de tres y cinco veces, es un problema porque es un costo que no estaba proyectado y hay que ver cómo eficientizar».
“La idea es que este año se puedan hacer pruebas piloto que favorezcan proyectos productivos. Si eso sucede, el canon baja, pero igual habrá un incremento. No nos parece mal la búsqueda de alternativas, pero queremos conocer en detalle qué se puede hacer y cómo se puede implementar», comentaron.
En conversación con este medio, Leticia Esteves, ministra de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales, señaló que el aumento de los valores busca incentivar también a proyectos de reutilización del agua de flowback: “Nadie estaba haciendo el tratamiento y ahora, con la suba del canon, empezaron a aparecer proyectos de reúso. Es una consecuencia que buscábamos, aunque sabíamos que invertir en flowback resulta más complejo que desarrollar un emprendimiento productivo”.
Al respecto, desde la industria coincidieron en la dificultad técnica de esta alternativa: “Al tema del flowback hoy no le estamos encontrando la vuelta desde el punto de vista operativo y económico, por lo que cuesta más desarrollarlo de forma masiva”.
Nuevo Código Ambiental
Esteves confirmó que el nuevo Código Ambiental se presentará en marzo de 2027.
Esteves confirmó durante el evento Vaca Muerta Metano Near Zero que la provincia ya prepara la elaboración de un Código de Procedimiento Ambiental que será oficializado el 1° de marzo de 2027 durante el inicio de Sesiones Ordinarias de la Legislatura.
La nueva normativa incluirá las recientes modificaciones al canon por el uso del agua incorporadas mediante el Decreto 792/26, como así también la regulación en materia de emisiones de metano y venteo: “Para nosotros ordenar el Estado era algo prioritario y eso incluye, no solamente revisar las cuentas y las estructuras de gobierno, sino también revisar la normativa. Ya lo hicimos con el Código de Procedimiento Minero”, afirmó la funcionaria. En el plano ambiental, sostuvo que “hemos sancionado todas las normativas que creíamos que eran necesarias, como el reporte de emisiones”.
Sobre el trabajo que realizarán, afirmó que “se compilará toda la normativa existente desde la Ley 1875 (de Preservación, Defensa y Mejoramiento del Medio Ambiente) hasta decretos reglamentarios como el de venteo. Todo se revisará nuevamente y se elaborará un Código Ambiental”.
En este sentido, la ministra aseguró que la legislación actual es previa al desarrollo de Vaca Muerta y que el objetivo es preservar el medioambiente contemplando la aceleración prevista en la Cuenca Neuquina: “Vamos a estar convocando al Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y a entidades educativas para que nos acompañen en la revisión de la normativa, con la meta de presentarla el año que viene”, finalizó.
Incorporados todos los activos, Pecom se convertirá en una compañía de una facturación cercana a los US$ 1500 millones.
Pecom, el brazo petrolero del grupo Perez Companc, volvió a la operación de yacimientos petroleros en noviembre de 2024 con la adquisición del área El Trébol-Escalante a YPF y con una serie de adquisiciones clave ya consolidó una producción de unos 54.000 barriles diarios. De este modo, se posiciona entre los cinco mayores operadores petroleros del país con foco en la producción convencional a partir de la aplicación de técnicas de recuperación terciaria.
En Pecom destacan que esta nueva etapa comenzó antes de quedarse con El Trébol-Escalante. Fuentes de la empresa ubican el punto de partida en el momento en el que formaron un equipo de subsuelo especializado en recuperación mejorada de petróleo (EOR, según su sigla en inglés) que capturó a profesionales especializados del mercado (geólogos, ingenieros de reservorios y geofísicos).
Dentro del universo de yacimientos convencionales, la operadora definió un target de activos específico: aquellos que tuvieran potencial para el desarrollo de técnicas de recuperación terciaria. Recién después de tener claro su objetivo, concretó su operativo retorno a los campos, 21 años después de que la empresa de energía del grupo Perez Companc vendiera sus activos locales a Petrobras en mayo de 2023.
Los activos de la compañía
Trébol-Escalante: fue la primera adquisición, uno de los yacimientos más atractivos que YPF había puesto en venta para concentrarse en la explotación no convencional de Vaca Muerta. Pecom ya lleva casi dos años operando allí y el plan que diseñó dio resultados porque luego de haber montado 2 nuevas plantas inyectoras de polímeros el área ya produce 15% más que cuando Pecom la tomó (1400 barriles día de producción incremental).
Campamento Central-Cañadón Perdido: Pecom ingresó en febrero de 2025. Es parte del Área Central de Comodoro, pero en sus límites más alejados del ejido urbano, lindante con Diadema (CAPSA). Se está montando una nueva planta de polímeros y finalizando una campaña de perforación. Se espera que empiece a venir producción incremental durante el primer semestre de 2027. Pecom posee el 50%, puesto que el otro 50% del capital accionario de esos bloques le pertenece a Enap Sipetrol, subsidiaria de la empresa chilena de energía.
Manatiales Behr: Pecom anunció su adquisición en febrero de este año. Ubicado en la provincia de Chubut, es el segundo yacimiento convencional más grande del país con una producción diaria que el año pasado se ubicaba en unos 25.000 bdp.
El Córcobo. Pecom le adquirió el mes pasado el yacimiento a Pluspetrol e YPF. Ahora se encuentra tramitando la aprobación de la autoridad de aplicación. El bloque está conformado por las áreas CNQ-7 Gobernador Ayala y Jagüel Casa de Piedra, en Mendoza, y Gobernador Ayala III y CNQ-7A, en La Pampa. En conjunto, los activos producen alrededor de 19.000 barriles diarios de petróleo, que se sumarían a los aproximadamente 35.000 barriles diarios que actualmente opera Pecom.
De este modo, la compañía produce en la actualidad cerca de 54.000 barriles diarios, ubicándose detrás de YPF, Vista, PAE y Pluspetrol, cuatro petroleras que tienen su foco en Vaca Muerta.
En estas adquisiciones Pecom desembolsó más de US$ 900 millones. Incorporados todos los activos se convertirá en una compañía de una facturación cercana a los US$ 1500 millones de los cuales el 75% provendrán la producción de petróleo y el resto de sus unidades de Servicios e Ingeniería y Construcciones.
El modelo de negocios
La aspiración de Pecom, bajo la conducción de Horacio Bustillo, es consolidarse en la operación de campos maduros convencionales, con un foco especial en recuperación terciaria. “Si logramos eso, no solamente vamos a tener mejores resultados: vamos a construir una plataforma que nos va a permitir seguir creciendo en Argentina y en la región”, señalaron a EconoJournal fuentes de la compañía.
El modelo combina perforación de nuevos pozos en sectores con potencial de desarrollo, instalación y operación de unidades modulares de inyección de polímeros (PIUs) y una intensa actividad de workovers sobre pozos existentes, orientada a optimizar su desempeño productivo y adaptarlos al esquema de recuperación terciaria.
En línea con esta estrategia, Pecom actualmente opera 3 PIUs en Trébol, 1 próxima a inaugurarse en Cañadón Perdido y 9 en Manantiales. En Manantiales se prevé la continuidad del desarrollo de Grimbeek y la implementación de un proyecto piloto de EOR en la región Myburg del campo.
El centro de gravedad de la compañía migró hacia el upstream y eso genera 2 impactos concretos en Servicios e E&C:
a) Por un lado, la firma tiene la oportunidad de generar sinergias allí donde el expertisse de estos negocios genera ventajas competitivas cuando trabajan integrados en sus yacimientos. Este es un modelo que muchas operadoras han desarrollado con éxito.
b) Por otro lado, son negocios que requieren el mayor nivel de focalización con estructuras dedicadas para que puedan desarrollarse.
El modelo operativo requiere de una gestión muy eficiente de la superficie. “Por eso desde que tomamos los yacimientos trabajamos mucho y muy duro (en un proceso que no estuvo exento de ruidos) con la cadena de valor: necesitamos proveedores que trabajen codo a codo con nosotros en ser cada vez más eficientes, con el objetivo de lograr una operación sostenible. Hay que salir de la mirada de ‘cómo facturo un poquito más’ y pasar a ‘como trabajamos en conjunto para una relación de largo plazo’, es esencialmente un cambio cultural”, subrayan en la compañía.
El vocero presidencial, Adrian Ravier, anunció que se presentarán nuevas denuncias contra empresas que estarían desarrollando actividades ilegales de exploración y explotación de hidrocarburos en la zona Malvinas en violación de la Ley 26.659 que prohíbe la actividad petrolera en la plataforma continental argentina sin autorización. “Se va a ampliar la denuncia judicial presentada la semana pasada para que alcance a otras compañías”, señaló.
En la conferencia de prensa que se realizó en Casa Rosada, el funcionario indicó que “el Gobierno nacional continuará utilizando todos los medios que tenga a su disposición para sancionar e impedir que empresas o particulares desarrollen actividades que vulneren los derechos y la soberanía de la Argentina sobre las islas”.
Ravier agregó que “por otro lado, quiero remarcar algunos hechos sobre la Base Naval Integrada que se construirá en Tierra del Fuego”.
Describió ante los periodistas acreditados que “la Base va a incorporar diversas funciones relevantes. Por un lado, será un punto logístico estratégico para la proyección argentina al Atlántico Sur que permitirá vigilar y controlar mejor nuestros recursos naturales y nuestra soberanía. También brindará apoyo a la logística desplegada en la Antártida: va a proveer a nuestro país protección naval y aérea con un avión de patrulla marítima P3 Orión y los nuevos aviones F-16”.
Por otro lado, agregó que la base “va a traer beneficios económicos. Contará con muelles comerciales y civiles que desarrollarán una región donde hoy los buques sufren demoras para amarrar debido a la falta de capacidad. Y desempeñará un papel importante en la protección de los objetivos estratégicos en el sur del país como Vaca Muerta”.
El Vocero refirió además que “otra novedad importante es la creación del sistema de articulación de la política exterior en el ámbito de la Cancillería”, dispuesto la semana pasada a través de un decreto.
“Su objetivo es implementar mecanismos de información, coordinación y asesoramiento para actividades estatales relacionadas a la política exterior argentina”. “La recuperación del ejercicio pleno de la soberanía sobre las Islas Malvinas y del Atlántico Sur exige una acción coordinada, que integre dimensiones diplomáticas jurídicas y políticas”, señaló.
Stornelli investiga
En este orden, ocurrió que el fiscal federal Carlos Stornelli avanzó sobre los responsables de Navitas Petroleum (israelí) y Rockhopper Exploration (británica), empresas asociadas para encarar la producción de hidrocarburos en el área Sea Lion, de la Cuenca Malvinas Norte.Pidió reconstruir los movimientos económicos y financieros de ambas compañías .
Los delitos investigados por violación de la Ley argentina 26.659 (aprobada en el año 2011) contemplan una secuencia de multas económicas , la suspensión parcial o total para los implicados en el desarrollo de actividades hidrocarburíferas en el país, y penas de hasta 15 años de prisión.
La investigación busca establecer quiénes intervinieron en las decisiones, y reconstruir los movimientos económicos y financieros de las compañías, e identificar el origen y destino de los fondos intervinientes en el financiamiento de las operaciones.
Quirno afirmó que no hay quejas por sanciones
En tanto, el canciller Pablo Quirno fue consultado por las posibles repercusiones diplomáticas de las sanciones que Argentina aplicará contra compañías petroleras involucradas en el proyecto Sea Lion, desarrollado en el área de las Islas Malvinas.
“No ha habido absolutamente ninguna queja. Argentina está a derecho, cumpliendo con su legislación y tratando de agregar herramientas para la mejor defensa de nuestros intereses en Malvinas”, aseguró.
El funcionario expresó su expectativa de que el Congreso acompañe la iniciativa impulsada por Javier Milei y definió el proyecto como una herramienta destinada a “mejorar las condiciones que tenemos para defender nuestra soberanía”. “Creo que estamos todos detrás de la causa Malvinas”, señaló.
Lo que dispone la Ley 26.659
. Se prohíbe a toda persona física o jurídica, nacional o extranjera, que realice o se encuentre autorizada a realizar actividades en la República Argentina y sus accionistas a:
Desarrollar actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina sin haber obtenido la habilitación pertinente emitida por autoridad competente argentina;Tener participación directa o indirecta en personas jurídicas, nacionales o extranjeras, que desarrollen actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina sin haber obtenido la habilitación pertinente emitida por autoridad competente argentina, o que presten servicios para dichos desarrollos;
Contratar y/o efectuar actividades hidrocarburíferas, transacciones, actos de comercio, operaciones económicas, financieras, logísticas, técnicas, actividades de consultoría y/o asesoría, ya sea a título oneroso o gratuito, con personas físicas o jurídicas, nacionales o extranjeras, para que desarrollen actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina sin haber obtenido la habilitación pertinente emitida por autoridad competente argentina.
La autoridad de aplicación procederá, previo proceso administrativo, a inhabilitar por el plazo de 5 a 20 años a las personas físicas o jurídicas, nacionales o extranjeras, sin perjuicio de las sanciones penales que pudiesen corresponder. En el caso de poseer concesiones hidrocarburíferas, las mismas se revertirán al Estado nacional o a los estados provinciales, según el ámbito territorial en que se encuentren.
La inhabilitación será inscripta en los registros nacionales, provinciales y de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Asimismo, se procederá al cese inmediato de las exenciones, facilidades impositivas o previsionales que pudieran habérsele concedido, provocando la caducidad de los plazos otorgados y la inmediata exigibilidad de los saldos que pudiera adeudar.
El Estado nacional, los estados provinciales y municipales no podrán contratar con personas físicas o jurídicas, nacionales o extranjeras, sus controladas o accionistas que en forma directa o indirecta desarrollen actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina, sin haber obtenido habilitaciones para realizar actividades de exploración y explotación de hidrocarburos emitida por autoridad competente argentina.
Será reprimido con prisión de 5 a 10 años, multa equivalente al valor de mercado de 20.000 a 100.000 barriles de petróleo crudo (WTI) , e inhabilitación especial por el doble del tiempo de la condena para realizar cualquier actividad comercial, al que, sin autorización de la autoridad competente, encargare o realizare, por cuenta propia o de terceros, cualquier actividad de búsqueda de hidrocarburos mediante la exploración en el lecho o en el subsuelo del mar territorial o en la plataforma continental argentinos.
Será reprimido con prisión de 10 a 15 años, multa equivalente al valor de mercado de 150.000 a 1.500.000 barriles de petróleo crudo (WTI), e inhabilitación especial por el doble del tiempo de la condena para realizar cualquier actividad comercial, el que, sin autorización, encargare o realizare, por cuenta propia o de terceros, cualquier actividad de extracción de hidrocarburos de yacimientos situados las áreas marítimas antes indicadas, o su transporte o almacenamiento.
La condena por los hechos previstos en este artículo importará el decomiso de los equipos y materiales empleados en la ejecución de los actos ilícitos y de los hidrocarburos que se hubiesen extraído, y la caducidad de los beneficios impositivos o previsionales que hubieren sido acordados en beneficio del autor del hecho.
La pena de prisión se aplicará a los directores, gerentes, síndicos, miembros del consejo de vigilancia, administradores, mandatarios, representantes o autorizados que hubiesen intervenido en el hecho punible.
+. Este logro consolida el liderazgo de la compañía en innovación y reafirma el posicionamiento de Infinia Turboclean como un combustible desarrollado para proteger y potenciar la performance de los motores más avanzados del mercado.
