La empresa distribuidora de energía eléctrica Edesur cerró la contratación de un préstamo sindicado por un monto total de $320.000 millones. La operación formalizada por la representación legal de la compañía involucra a cinco de las principales entidades bancarias privadas del mercado local: ICBC Argentina, Banco Santander Argentina, Banco BBVA Argentina, Banco de Galicia y Buenos Aires, y Banco de Valores.
La colocación se instrumentó en moneda nacional con un plazo total de vencimiento fijado a 36 meses. De acuerdo con lo comunicado por la distribuidora eléctrica al mercado, la totalidad de los fondos provenientes del crédito se destinará de manera exclusiva a financiar inversiones en activos físicos, la adquisición de bienes de capital y el fortalecimiento de su esquema de capital de trabajo.
Respecto de la estructura del costo financiero, la operación contempla una tasa de interés variable calculada a partir del coeficiente TAMCORI (Tasa Mayorista Corregida) más un margen adicional del 6,75% nominal anual. Este esquema de actualización permite al sindicato bancario y a la empresa adecuar el costo de la deuda a las fluctuaciones de rendimiento del mercado mayorista local.
El esquema de devolución del capital incluye un período inicial de gracia de 12 meses. A partir del segundo año, la amortización se concretará de forma trimestral y creciente: la sociedad cancelará un 30% del monto total durante el transcurso del segundo año, mientras que el 70% restante del saldo de capital se amortizará a lo largo del tercer año de vigencia.
Para respaldar el cumplimiento de las obligaciones contractuales, la transacción contempla una estructura de garantía fiduciaria. Se constituyó una cesión fiduciaria pasiva e irrevocable a favor de TMF Trust Company (Argentina) S.A., entidad que actúa en calidad de fiduciario y en beneficio directo de las entidades prestamistas.
La facturación futura del servicio como garantía
La garantía involucra el compromiso de un 30% de la facturación presente y futura de Edesur originada por la prestación del servicio público de distribución de energía eléctrica a sus usuarios. Este mecanismo de caución sobre el flujo de cobros asegura un flujo de fondos constante para la cobertura de los servicios de deuda previstos en el acuerdo.
Edesur opera como una de las principales distribuidoras del sector eléctrico nacional, con una concesión que abarca una superficie de 3.300 kilómetros cuadrados en la zona sur de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y 12 partidos del conurbano bonaerense.
La compañía presta servicio a 2,7 millones de clientes -lo que representa un universo de más de 6 millones de personas– a través de una red eléctrica que supera los 30.000 kilómetros de extensión. Su volumen de distribución supera los 20.000 GWh anuales, cifra que equivale cerca del 20% de la demanda total de energía eléctrica nacional.
La demanda de arena para fractura en Vaca Muerta podría llegar a 8 millones de toneladas en 2027. Foto: Matías Subat.
El gobierno de Neuquén ratificó este martes que buscará sancionar el nuevo régimen de regalías mineras de la provincia antes de fin de año, pese a estar pendiente de tratamiento en la Legislatura desde marzo. «Vamos a avanzar», aseguró la ministra de Ambiente, Leticia Esteves, quien afirmó que ninguna operadora presentó un reclamo «oficial» contra la posibilidad de que el cobro se aplique en la extracción de arenas para la hidrofractura.
El régimen de regalías que propuso el gobierno apunta a la extracción de sustancias minerales de primera y segunda categoría, y a las de tercera categoría que estén situadas en tierras de dominio fiscal.
Por eso podía incluir a todas las canteras de arenas silíceas que se utilicen para fracturar en Vaca Muerta: la Provincia las interpreta como de primera categoría por su contenido de cuarzo y feldespato. Además, le otorga al Estado la administración de las concesiones, a diferencia de lo que ocurre con una cantera de áridos donde queda en manos del propietario del suelo.
Tras varios meses sin avances en comisión, se había llegado a especular con una posible marcha atrás en la Cámara, algo que se negó desde el gobierno.
«Son parte de los recursos que queremos cuidar y preservar como se hace con el hidrocarburífero. Somos de las pocas provincias que hoy no aplicamos regalías mineras», dijo a EN/CLAVE la ministra neuquina tras participar de la apertura de Vaca Muerta Metano Near Zero en el centro de convenciones Domuyo.
Aclaró que primero se avanzará con el Código de Procedimiento Minero -ambas iniciativas las presentó el gobernador Rolando Figueroa el 1 de marzo- y que luego seguirán con el de regalías. «Pero lo vamos a sancionar», aseguró.
«Nos queda todavía la charla con la industria, pero hasta ahora nosotros oficialmente no hemos recibido ningún planteo», aclaró Esteves, quien señaló que los temas se están empezando a discutir en las reuniones donde también está en agenda el reúso del agua y el control de emisiones de metano.
Reglas de juego y aumento de la actividad
En el gobierno analizan que la actividad de extracción se irá incrementando en Neuquén en la medida que bajen las exigencias de la industria con el tipo de arenas y se amplíe el uso de los llamados «blend» que fusionan material de cercanía con el proveniente de Entre Ríos.
«El esquema de regalías es para ya establecer reglas de juego claras y darle previsibilidad a los inversores», había dicho la funcionaria.
El proyecto establece dos escalas porcentuales que se aplicarán sobre el valor boca mina de la totalidad de los minerales extraídos: del 3% cuando los productos sean sometidos a procesos de elaboración fuera del territorio provincial; y del 2% cuando se realicen procesos intermedios y/o finales de elaboración dentro de la provincia.
También crea un Fondo de Desarrollo y Sustentabilidad Ambiental (FODEMSA) que se integrará con lo recaudado por sanciones y por el cobro de una nueva tasa de fiscalización minera.
El proyecto presentado por el gobernador durante la apertura de sesiones, el 1 de marzo, junto con un nuevo Código de Procedimiento, busca «limpiar el mapa» de la actividad en la provincia y fijar las reglas para futuras inversiones.
Nueva versión para el Código de Procedimiento Minero
La comisión de Hidrocarburos y Energía evalúa un despacho alternativo del Código de Procedimiento Minero.
Hasta el momento, solo el Código de Procedimiento Minero mostró algún grado de avance en la Legislatura. A principios de septiembre, la comisión de Hidrocarburos y Energía que preside el diputado Damián Canuto (PRO) volvió a ponerlo en discusión tras casi dos meses de inactividad.
El legislador presentó una versión trabajada con el Poder Ejecutivo que recortó más de 80 artículos del texto -pasó de 288 a 201- y se adecuó al nuevo Código Procesal Civil Adversarial que entró en vigencia el 1 de agosto de este año en Neuquén.
Canuto advirtió que el objetivo de la síntesis es «no sobreabundar en la reglamentación», pero que aún faltaba un trabajo de cotejo con la ley de Procedimiento Administrativo.
Esta ley está encontrando algunas dificultades para avanzar, principalmente por la complejidad del texto que llegó a manos de los diputados, según pudo saber EN/CLAVE.
En la comisión, la diputada de la oposición Brenda Buchiniz (Cumplir) insistió con invitar a autoridades de la minera estatal Cormine para entender «cuál es el plan detrás de esto» y a las cámaras de la actividad. Y Cielubi Obreque (MPN) planteó la necesidad de hacer «una buena evaluación para llegar al mejor texto posible» y advirtió que, en la nueva redacción, se habían flexibilizado algunas condiciones que traía el texto original.
El nuevo código busca unificar la legislación y modernizarla, ya que el procedimiento minero se rige actualmente por la ley 902 de 1975.
El director provincial de Minería, Carlos Portilla, había explicado en la comisión que es «muy permisiva» y habilitó durante años lo que se conoce en la jerga como «minería de café»: una maniobra especulativa por la cual una persona presenta una solicitud de cateo para «pisar un área» y ofrecerla luego a quien sí tenga el dinero para hacer la inversión.
Esa maniobra especulativa es la que intentaría bloquear el nuevo código, al exigir un mayor compromiso de inversión a quien solicite el cateo.
El interés del gobierno de Figueroa en la minería apunta a ordenar la explotación de áridos, que hoy representan el 70% de los yacimientos activos, pero también a la explotación de minerales de primera categoría. Estos abarcan tanto como el oro y la plata, con la mina de Andacollo en el norte, como las arenas de fractura para la industria hidrocarburífera en el centro de la provincia. También hay expectativas de «tentar» a inversores con un yacimiento de sales de potasio, al norte de Rincón de los Sauces.
Las obras civiles en el reactor PALLAS comenzaron hace por lo menos tres años. La fosa y los cimientos para el edificio del reactor se encuentran prácticamente finalizados.
La construcción del reactor multipropósito PALLAS, uno de los proyectos nucleares más relevantes en Europa y que tiene a INVAP como principal tecnólogo, se está demorando a raíz de nuevas exigencias del gobierno de Países Bajos en lo que respecta a las prestaciones del reactor. Entre las exigencias figura que el reactor pueda producir silicio dopado, una función no prevista en el diseño original y que supondría un cambio relevante, según pudo saber EconoJournal.
El gobierno nerlandés finalmente querría un diseño similar al reactor multipropósito RA-10 diseñado por INVAP para la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), cuya primera criticidad se espera a comienzos de 2027.
En concreto, NRG PALLAS, la entidad pública que operará el reactor y cuyo controlante es el gobierno de Países Bajos, solicitó a la empresa de Río Negro incrementarlapotencia térmica e introducir “varias modificaciones”al diseño, situación que obliga a renegociar aspectos económicos de los contratos. La información surge de los últimos balances elevados por INVAPa la Comisión Nacional de Valores.
La principal empresa de proyectos tecnológicos de la Argentina ganó en 2018 una licitación internacional del gobierno nerlandés para el diseño y construcción de un reactor multipropósito con el objetivo de garantizar el suministro deradioisótopos médicosen Europa durante las próximas cuatro décadas. El reactor PALLAS reemplazará al reactor de alto flujo (HFR) en Petten, actualmente responsable de dos tercios de la producción europea de radioisótopos médicos.
Las obras civiles en el sitio de emplazamiento del reactor se lanzaron oficialmente en septiembre de 2025 tras recibir una aprobación de la Comisión Europea al plan del gobierno nerlandés de invertir 2000 millones de euros (US$ 2300 millones) en el proyecto, aunque las tareas en el sitio llevan por los menos tres años. A la fecha, la construcción de la fosa sobre la que se emplazará el edificio del reactor ya se completó.
El cronograma informado por NRG PALLAS establece que la operación comercial del reactor comenzará en 2032. El proyecto está estructurado en cuatro etapas: preparación del sitio, construcción de la fosa y cimientos, construcción del reactor y comisionamiento del reactor.
La última actualización del proyecto indica que durante el segundo trimestre de 2026 se alcanzó un “hito histórico”: la finalización del nivel tres del edificio del reactor. El nivel 3 constituye la base de la estructura subterránea del reactor. “Una vez completada esta fase, se está procediendo a la construcción de las paredes interiores y exteriores de los niveles subterráneos, a lo que seguirá la instalación de componentes clave del reactor”, informó NRG PALLAS.
Reactor Pallas: cuáles son las nuevas exigencias de Países Bajos a INVAP
Render del proyecto PALLAS en Países Bajos.
Sin embargo, la provisión de los componentes claves del reactor podría demorarse a raíz de unas exigencias planteadas por NRG PALLAS a ICHOS (subsidiaria de INVAP en Países Bajos) en diciembre de 2025. Los nuevos requisitos son planteados en un estadio avanzando en la fase de diseñodetallado del reactor, lo que fuerza a una renegociación de los contratos. Uno de los pedidos es incrementar la potencia del reactor de 25 a 30 MW térmicos.
Fuentes al tanto del proyecto indicaron que el contrato entre ICHOS y NRG PALLAS contempla la posibilidad de que el cliente solicite un aumento de potencia de 5 MW y modificaciones al reactor. Sin embargo, la formulación de estos pedidos en un estadio avanzado de la ingeniería detallada llevaron a INVAP a solicitar una renegociación en los pagos de las horas objetivo.
“A finales de diciembre de 2025 (T225/26), el Cliente introdujo un cambio importante en el alcance del proyecto (aumento de la potencia térmica a 30 MW) y varias modificaciones para optimizar su funcionamiento. Debido a este aumento del alcance, las discusiones previas relacionadas con la actualización de las horas objetivo quedan sin efecto”, dice el balance de ICHOS elevado por INVAP a la CNV.
Una fuente consultada por EconoJournal señaló que uno de los pedidos del cliente es incorporar el dopado de silicio, una función que INVAP incorporó en el diseño del reactor multipropósito RA-10 en Ezeiza, que la CNEA pondrá a crítico en los primeros meses de 2027.
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“La ingeniería del reactor viene siendo diseñada en función de los requisitos pedidos originalmente por el cliente. Lo que el cliente quería es un reactor casi exclusivamente enfocado hacia la producción de radioisótopos médicos, no se contemplaba dopar silicio”, explicó la fuente.
La finalización de la etapa de diseño detallado del reactor está prevista para medidados de 2028, aunque ICHOS en el balance destaca que este objetivo está sujeto al «acuerdo con el cliente sobre la redefinición del alcance» del proyecto.
“A finales de junio de 2026, se están llevando a cabo conversaciones para establecer un nuevo objetivo de horas que incluya el alcance adicional. Debido a la propuesta de ampliación del alcance, ICHOS está elaborando una evaluación técnica para determinar el esfuerzo necesario para realizar las actividades de diseño requeridas y para discutir el nuevo objetivo de horas con el cliente», notificó ICHOS a la CNV.
Y agregó: «A finales de junio de 2026, las partes aún no han llegado a un acuerdo sobre el objetivo de horas; lo mismo ocurre con las negociaciones en curso entre ICHOS y sus subcontratistas. Dada la ampliación del alcance, existe una gran incertidumbre respecto a los posibles resultados del mecanismo de incentivos. Se desarrollarán diversos escenarios una vez que se aclare la situación, lo cual se espera para finales de septiembre de 2026”.
Sin estas definiciones cerradas, es imposible adelantar la fabricación de los componentes críticos, principalmente del tanque reflector, el corazón tecnológico del reactor. Estos componentes suelen tener plazos de manufactura extensos. Como referencia, la fabricación del tanque reflector para el RA-10 le insumió 32 meses de trabajo a INVAP en su taller en Bariloche.
Capex anunció que completó la compra del 15% de participación que la Corporación Financiera Internacional (IFC), brazo del Grupo Banco Mundial, poseía en las concesiones petroleras de Loma Negra y La Yesera, ubicadas al norte de Río Negro. Con esta operación, la empresa incrementó su participación del 37,5% al 52,5% en cada uno de estos bloques, consolidándose como socia mayoritaria y manteniendo su rol como operadora.
La transacción, formalizada tras cumplirse todas las condiciones pendientes, implicó un desembolso total de USD 3,5 millones, distribuido en USD 1,6 millones por Loma Negra y USD 1,9 millones por La Yesera. La aprobación del Gobierno de Río Negro, mediante los decretos 721/2026 y 803/2026, fue un paso clave para cerrar la cesión.
Tras esta operación, la composición accionaria en ambos bloques quedó dividida entre Capex con 52,5%, YPF con 35% y Metro Holding con 12,5%. En particular, en los pozos LY-1002 y LY-1003 de La Yesera, la participación de Capex ascendió a 87,5%, desde un 72,5% previo a la compra.
Estas áreas convencionales maduras tienen una extensa trayectoria: Loma Negra cubre aproximadamente 281 kilómetros cuadrados al norte de General Roca y cuenta con más de 130 pozos perforados desde la década de 1990. La Yesera, con 73,68 kilómetros cuadrados, se encuentra unos diez kilómetros al este de Cipolletti, al sur del lago Pellegrini, y explota reservorios profundos del Grupo Precuyo a unos 4.700 metros de profundidad, mucho más profundos que la media de la región.
Capex no es novata en estos activos, ya que en 2017 adquirió a Chevron un 37,5% de Loma Negra y un 18,75% de La Yesera por USD 25,2 millones. Cuatro años más tarde amplió su participación en La Yesera con otro 18,75% comprado a San Jorge Energy. Además, la empresa acordó con la Provincia la extensión de las concesiones —que vencían en 2024 para Loma Negra y en 2027 para La Yesera— con compromisos de inversión que suman alrededor de USD 35 millones en firme, otros USD 27 millones condicionados y un bono cercano a USD 6,7 millones.
Por tratarse de campos convencionales maduros en la Cuenca Neuquina, el principal desafío para Capex es mantener y recuperar la producción existente mediante reparaciones y mejoras en pozos ya perforados, más que descubrir nuevas reservas. En el último período reportado, la empresa completó dos pozos en Loma Negra y realizó un programa de reparaciones, mientras que en La Yesera no se registraron nuevas perforaciones.
Con la salida de IFC, que deja de formar parte de los consorcios, Capex concentra una mayor porción de estas áreas que ya operaba. Paralelamente, la compañía continúa desarrollando proyectos no convencionales en Neuquén a través de Agua del Cajón, donde avanza con perforaciones horizontales, combinando así la explotación de shale con la de campos tradicionales.
El paro que afecta la actividad en los yacimientos de PECOM tiene un trasfondo empresarial, según señaló Jorge Ávila, secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut. En una conferencia de prensa, Ávila responsabilizó directamente a la empresa Vientos del Sur como promotora de la medida que detiene las operaciones.
“Ahora, vos mirás, todo es Viento del Sur. Viento del Sur para el yacimiento. Y es un paro. Yo no puedo decir que es un paro de otro sector. Es un paro de Viento del Sur”, afirmó el dirigente, enfatizando que quienes están detrás del conflicto son los propietarios de empresas de transporte, no solo trabajadores sindicalizados.
Ávila explicó que los responsables son dueños de camiones, por lo que calificó la medida como una acción empresarial: “Estas empresas dueñas, porque son empresarios, los que están parando el yacimiento son empresarios”.
El conflicto se enmarca en un contexto de transformación en la actividad convencional tras la salida de YPF y la entrada de nuevas operadoras a los yacimientos. Ávila señaló que los empresarios no han comprendido estos cambios y buscan mantener los precios que cobraban con YPF, algo que ya no es viable. “Quieren seguir cobrando las facturas globales que cobraban con operadores como YPF, que hoy no lo pueden hacer con las operadoras que están llegando al mercado”, aseguró.
Respecto a la disputa comercial, el dirigente indicó que el problema radica en los precios de los servicios de transporte: “Si vos como dueño de los camiones no podés mantener la actividad o no sabés cómo hacerlo, es un problema de precio. Bueno, los precios esos hoy nadie los va a pagar porque son una locura”.
Ávila aclaró que este tipo de discusiones deben darse entre empresarios y no trasladarse a los trabajadores: “Yo de gremio podemos charlar de gremio. Lo que no puedo charlar yo es tema empresarial”.
La medida de fuerza ya afecta la operatividad en los yacimientos, ya que por la falta de transporte de materiales no se pueden llevar a cabo ciertas tareas esenciales. “La herramienta no se mueve, está parada. Tenían que llevar caño, no lo llevan”, confirmó.
El conflicto también está vinculado a una disputa por el uso de bandejas o canastos para el traslado de caños entre locaciones. Ávila explicó que un pequeño incidente con una bandeja instalada por el equipo fue suficiente para que las operaciones quedaran paralizadas: “Todo por un camioncito que desarma una bandeja, que el equipo lo puso, lo instaló propio y automáticamente quedó parado por eso. Porque pusiste una bandejita”.
Este paro se da en un momento clave para PECOM, que está desarrollando un ambicioso plan para recuperar la producción en los yacimientos maduros de Chubut. La estrategia incluye nuevas perforaciones y proyectos de recuperación terciaria, con un programa que contempla 44 pozos y 13 plantas de polímeros.
Ávila también resaltó la caída que sufrió la actividad convencional en los últimos años, recordando que la cuenca llegó a contar con 22 perforadores, cifra que actualmente no se mantiene. Criticó a quienes no advirtieron el impacto de estos cambios: “No se dieron ni cuenta lo que pasó todo alrededor… Creo que se quedaron dormidos en otro pensamiento y no se dieron cuenta del problema grave que estamos todos”.
Además, destacó que el sindicato petrolero soportó el ajuste con una pérdida significativa de trabajadores, pero enfatizó que el gremio continúa trabajando con normalidad: “Nosotros no estamos haciendo paro, seguimos trabajando normal y habitual”.
La postura del sindicato es defender la continuidad de las tareas petroleras y mantener la actividad en los yacimientos. Ávila afirmó que la asamblea decidió proteger lo establecido en el convenio y buscar que toda la actividad sea petrolera: “La asamblea tomó una decisión, vamos a defender todo lo que se inició del convenio, vamos a tratar de que sea todo petrolero porque corresponde después de todo este quilombo”.
Finalmente, el dirigente pidió que los trabajadores sigan subiendo a los yacimientos para continuar con las operaciones: “Yo le estoy pidiendo a mis equipos que suba la gente a trabajar”. Concluyó: “Mi pensamiento es que mi gente suba, que trabaje y que construya una idea mejor. Esto es lo principal para mí”.
La paralización ocurre en un contexto donde PECOM avanza con inversiones millonarias, incluyendo la audiencia pública para una planta de tratamiento de gas en Meseta Buena Esperanza y la licitación de caños para el gasoducto troncal. El proyecto, impulsado por un consorcio formado por YPF, Eni y XRG, representa una inversión de USD 51.000 millones y busca exportar 12 millones de toneladas anuales de gas natural licuado desde el Golfo San Matías.
Chevron ha puesto a Argentina en el centro de su estrategia global para ampliar su negocio de gas natural licuado (GNL). Freeman Shaheen, presidente de Global Gas de la petrolera estadounidense, resaltó en la conferencia Gastech en Bangkok las “grandes perspectivas” que ofrece el desarrollo de Vaca Muerta, la formación neuquina que representa un importante reservorio de crudo y gas no convencional.
Aunque aún no hay proyectos o acuerdos concretos de Chevron para ingresar en iniciativas de GNL en Argentina, la compañía está evaluando la incorporación del país dentro de su cartera global de suministro de gas. Esta decisión se da tras la presentación de un proyecto de inversión por u$s13.800 millones para desarrollar El Trapial, ubicado en Vaca Muerta, bajo el régimen de incentivos a las grandes inversiones.
Chevron tiene una presencia consolidada en Argentina desde 1999, con más de 26 años de operaciones y una inversión acumulada superior a los u$s10.000 millones. Un punto de inflexión fue el acuerdo alcanzado en 2013 con YPF para desarrollar Loma Campana, que hoy es el principal yacimiento no convencional del país, con una producción cercana a 100.000 barriles diarios y una participación del 50% para Chevron.
Además de Loma Campana, Chevron opera el área El Trapial, con una producción aproximada de 7.000 barriles diarios, y mantiene actividades exploratorias en Narambuena y Loma del Molle. El proyecto de El Trapial se posiciona como uno de los más importantes presentados dentro del régimen de incentivos y podría ser clave para monetizar la producción gasífera de Vaca Muerta.
Actualmente, Chevron espera contar con una capacidad de suministro de GNL de alrededor de 20 millones de toneladas anuales, que combina producción propia y contratos de abastecimiento. De ese total, 16 Mtpa provienen de proyectos propios y 4 Mtpa de contratos en la costa estadounidense del Golfo de México, que comenzaron a operar en febrero de 2026 y se irán ampliando en los próximos años.
La estrategia de la petrolera no solo busca aumentar el volumen de GNL sino también analizar proyectos según su viabilidad económica, fiscal, regulatoria y geopolítica. “Todo va a ser analizado en nuestra lista de proyectos y será clasificado”, explicó Shaheen, dejando en claro que Vaca Muerta competirá por inversiones con otros desarrollos globales.
El contexto internacional, marcado por la guerra entre Rusia y Ucrania y el reciente conflicto en Medio Oriente, ha generado disrupciones en los mercados globales de gas, elevando la volatilidad y los precios del GNL. Para Chevron, esta situación evidencia la necesidad de diversificar tanto las fuentes de suministro como las estructuras de contratación para garantizar la seguridad energética.
Según Shaheen, los compradores internacionales prefieren asegurar moléculas mediante contratos a largo plazo y con proveedores diversificados, evitando depender excesivamente del mercado spot, que no es tan líquido como el del petróleo. En este marco, Argentina, con su creciente producción de gas no convencional en Vaca Muerta, puede convertirse en un proveedor clave para los mercados globales.
Sin embargo, Chevron enfrenta una competencia interna por capital, ya que también apuesta fuerte por Venezuela, donde planea inversiones superiores a u$s7.000 millones para duplicar la producción petrolera hacia 2031. “Venezuela va a requerir una gran cantidad de capital próximamente”, afirmó Shaheen, enfatizando que cada proyecto será evaluado y priorizado según su potencial y condiciones.
Además de América Latina, Chevron tiene en su radar regiones como Australia, África y el Mediterráneo Oriental. En junio de 2026, la compañía obtuvo la aprobación para operar y liderar la exploración de gas en un bloque offshore frente a Grecia. En Australia, maneja importantes proyectos de GNL como Gorgon y Wheatstone, con ventas significativas hacia Japón y acuerdos en Singapur para suministrar GNL a partir de 2028.
India también es vista como un mercado con gran potencial para el crecimiento del GNL, aunque con desafíos comerciales debido a su preferencia por precios de referencia. Shaheen señaló que “India todavía está evolucionando” y que con el tiempo surgirán oportunidades importantes en ese país.
En Argentina, el desarrollo del GNL se materializa a través de varios proyectos emblemáticos. El mayor es Argentina LNG, impulsado por YPF, Eni y XRG, con una capacidad inicial prevista de 12 Mtpa mediante dos unidades flotantes de licuefacción, con decisiones de inversión final esperadas para el cuarto trimestre de 2026 y operaciones que comenzarían en 2030 y 2031.
En paralelo, Southern Energy avanza en un proyecto FLNG en Río Negro con capacidad cercana a 6 Mtpa y participación de PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. Su primera unidad flotante se espera que esté operativa a fines de 2027. También existe LNG del Plata, promovido por Camuzzi, con un enfoque distinto y menor escala.
Estas iniciativas evidencian que Vaca Muerta está transitando de ser un foco de producción a convertirse en una plataforma de exportación global de gas, en la que actores internacionales como Chevron ya están interesados. La declaración de Freeman Shaheen reafirma el interés estratégico de la petrolera en Argentina, aunque el compromiso concreto con proyectos de GNL aún está por definirse.
El contexto geopolítico y la creciente preocupación por la seguridad energética mundial impulsan a grandes compañías a buscar diversidad en sus fuentes de suministro. Para Chevron, la diversificación es clave para mitigar riesgos y responder a la demanda global.
El próximo paso para Argentina será demostrar su capacidad para transformar el potencial geológico de Vaca Muerta en una oferta exportadora competitiva de GNL, con infraestructura adecuada, contratos de largo plazo y un marco regulatorio que atraiga inversiones internacionales.
Después de casi cuatro meses de permanecer frenado en el Senado, el proyecto que modifica el régimen de subsidios al gas en las denominadas Zonas Frías comenzará finalmente a ser tratado en comisión. El primer paso se dará este miércoles a las 16, cuando se reúna un plenario de las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y de Presupuesto y Hacienda, con la exposición de funcionarios del gobierno de Javier Milei.
La iniciativa, que ya cuenta con media sanción de la Cámara de Diputados desde el 20 de mayo, propone una serie de modificaciones al esquema vigente y también contempla cambios vinculados con las deudas eléctricas. Desde entonces, el oficialismo tuvo dificultades para reunir los respaldos necesarios en el Senado y el expediente quedó sin avanzar.
La reunión de este miércoles será el primer movimiento formal dentro del Senado avanzar con la discusión. Para exponer sobre el proyecto fueron convocados el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel Cristian González Casartelli; la secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti; y el subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Eduardo Sanfilippo.
El oficialismo confía ahora en contar con los votos suficientes para conseguir dictamen y habilitar así el siguiente capítulo de la discusión, es decir, su tratamiento. Sin embargo, el escenario es diferente cuando el proyecto llegue al recinto: allí el gobierno deberá reunir una mayoría que, hasta el momento, fue precisamente el principal obstáculo para que la iniciativa pudiera avanzar.
El escenario comenzó a destrabarse en agosto, cuando el gobierno avanzó en un acuerdo con algunos gobernadores del norte para modificar el esquema original de subsidios y buscar así los respaldos necesarios en la Cámara Alta. La negociación apuntó a introducir cambios en el proyecto para garantizar un esquema que resultara aceptable para las provincias y, al mismo tiempo, permitiera al oficialismo avanzar con su tratamiento legislativo a través de una iniciativa para establecer subsidios a las zonas calientes.
Con el nuevo régimen de zona fría del gobierno perderán el subsidio 1.600.000 usuarios, mientras que lo conservarán 1.800.000 de usuarios inscriptos en el programa de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), quienes tendrán un “descuento superior al 75%” sobre el consumo de gas en los meses de invierno.
La política seguirá vigente para hogares socioeconómicamente vulnerables (con ingresos de hasta tres canastas básicas por familia tipo, actualmente 4.3 millones de pesos), hogares con al menos un integrante con Certificado Único por Discapacidad (CUD), titulares de Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur y beneficiarios del Registro Nacional de Barrios Populares.
A partir de los cambios en el régimen de zona fría, se subsidiará el metro cúbico de consumo de gas natural y no la totalidad de la factura -que incluye el cargo fijo-, como sucede hasta ahora.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, declaró este lunes que Moscú y Kiev acordaron no lanzar ataques contra objetivos energéticos.
“Ucrania ha acordado no atacar objetivos energéticos rusos. ¡Rusia ha acordado hacer lo mismo!”, publicó en Truth Social. Asimismo, el mandatario estadounidense manifestó que el aumento del precio mundial del diésel se debe principalmente al conflicto ucraniano, “no a Irán”.
Previamente, el mandatario estadounidense aseveró que Volodímir Zelenski “tiene que hacer una cosa: tiene que dejar de destruir las instalaciones de combustible diésel en Rusia”.
“No queremos que ataque el combustible diésel”, insistió, agregando que la Administración de los Estados Unidos habló de estas acciones con Zelenski.
Según explicó, los ataques ucranianos contra instalaciones de combustible rusas provocan escasez.
Mientras, desde el Kremlin subrayaron que “no se puede sino acoger con satisfacción cualquier llamamiento al régimen de Kiev de poner fin a los ataques contra la infraestructura económica civil”.
En julio Rusiaimpuso restricciones a la exportación de diésel para garantizar el abastecimiento interno, después de que sus refinerías sufrieran ataques con drones ucranianos. Esa prohibición estará vigente hasta el 30 de septiembre de este año.
El problema del diésel
La semana pasada, el precio del diésel en los Estados Unidos alcanzó la cifra récord de seis dólares por galón (3,79 litros) por primera vez en la historia, informó GasBuddy, el servicio que evalúa los precios de combustibles. El año anterior el precio promedio nacional fue de 3,70 dólares.
El secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright, vinculó los precios récord del combustible diésel con los ataques de las fuerzas ucranianas contra las refinerías rusas y la política de administración del expresidente Joe Biden.
“El diésel se ha visto afectado por muchos factores, pero el principal ha sido la destrucción de las refinerías rusas por parte de Ucrania”, afirmó.
Por su parte, las reservas de diésel en Europa se aproximan a sus niveles más bajos en años, apuntó en julio Morgan Stanley.
El Gobierno de Bolivia defendió su compromiso de eliminar desde enero de 2027 la subvención estatal a los combustibles y negó que la medida constituya una condición impuesta por el Fondo Monetario Internacional (FMI) a cambio de un crédito de 1.900 millones de dólares para el país.
Además, anunció el cierre de hasta 10 empresas públicas, aunque no precisó cuáles son. “No hay ningún condicionamiento en ese sentido (sobre la subvención a los combustibles); es un tema que nosotros hemos construido dentro del marco de las políticas fiscales y económicas que tenemos que sacar como país”, afirmó el ministro de Economía y Finanzas Públicas, Christian Morales, durante una conferencia de prensa.
El ministro sostuvo que la decisión responde a una cuestión de responsabilidad económica y defendió la eliminación del subsidio como una de las medidas que permitirán liberar recursos públicos para financiar hospitales, colegios, carreteras e infraestructura productiva.
El presidente Luis Arce Morales consideró que la política acordada con el organismo internacional es la correcta para apuntalar el crecimiento económico de Bolivia.
El compromiso de eliminar la subvención a los combustibles en 2027 está contemplado en el punto 13 del Memorando de Políticas Económicas y Financieras enviado por el Gobierno al FMI como parte del proceso para acceder a un nuevo crédito.
El documento establece que los precios nacionales de los carburantes deberán alcanzar, desde enero de 2027, un nivel de recuperación de costos, mientras el Gobierno incrementará el gasto específico en asistencia social para amortiguar el impacto sobre los sectores más vulnerables.
Morales explicó que el Ejecutivo comenzó a finales de diciembre de 2025 a desmontar parcialmente la subvención, al considerar que el mecanismo beneficiaba solo a determinados sectores y, además, favorecía a las economías de países vecinos.
El levantamiento total del subsidio será analizado hacia finales de este año, añadió el ministro, quien aseguró que el Gobierno no dejará de lado a los sectores vulnerables ante los posibles efectos de los ajustes en los precios de los carburantes.
La decisión representa un giro respecto de la política aplicada durante años en Bolivia para mantener los precios internos de los combustibles por debajo de sus costos de importación y producción.
La petrolera estatal YPF confirmó en la feria Gastech 2026 (Bangkok) que ya tiene compradores para Argentina LNG, el megaproyecto que desarrolla junto a la italiana Eni y la emiratí XRG, con una inversión total de USD 51.000 millones.
Según el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, la compañía está próxima a firmar entre dos y tres contratos de venta de entre 0,5 y 1,5 millones de toneladas anuales de GNL. Fuentes cercanas aseguran que ya hay más de un acuerdo cerrado, lo que marca un avance decisivo en la comercialización del proyecto.
La infraestructura prevista es inédita para la industria energética nacional: dos barcos fábrica licuefactores frente al Golfo San Matías (Río Negro), con capacidad mínima de 12 millones de toneladas anuales, escalable hasta 18 millones. Para abastecerlos se construirá un gasoducto de 527 km desde Neuquén, un poliducto para líquidos asociados y una planta de tratamiento de escala comparable a la refinería de La Plata.
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El financiamiento avanza en paralelo. La primera etapa, valuada en USD 15.500 millones, atrajo a 47 bancos internacionales, con ofertas que duplicaron lo requerido. JP Morgan y Santander lideran el diseño financiero, mientras que ya se lanzó la licitación de tubos por USD 2.000 millones, con adjudicación prevista para noviembre/diciembre.
El proyecto se inscribió en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), convirtiéndose en el mayor presentado hasta ahora. La aprobación oficial aún está pendiente, y Marín fue categórico: “Sin RIGI hoy no hay LNG”.
Las proyecciones son de largo alcance: a partir de 2031, Argentina LNG generará exportaciones por USD 10.000 millones anuales, con contratos de largo plazo apuntados principalmente a Europa y Asia, en un mercado global de GNL marcado por tensiones geopolíticas y búsqueda de proveedores seguros.
Un informe de la International Gas Union (IGU), ARPEL y OLADE proyecta un paquete de inversiones por US$ 3.650 millones destinado a vincular el potencial gasífero de Vaca Muerta con la demanda energética de Chile, en un contexto marcado por el declive de la producción boliviana y la necesidad de descarbonizar la matriz eléctrica chilena.
El plan se divide en dos frentes principales. El primero, con una inversión de US$ 1.400 millones, busca ampliar el Gasoducto Centro-Oeste y el ducto GasAndes, garantizando exportaciones firmes de hasta 16 MMm³/d hacia la zona central chilena.
El segundo tramo, estimado entre US$ 1.200 y 1.500 millones, apunta a intervenir la red norte de TGN y habilitar envíos a través de GasAtacama y Norandino, destinados a abastecer la minería y el parque generador del norte chico chileno.
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La brecha entre la capacidad instalada de los tres ductos transandinos (30 MMm³/d) y el consumo promedio en Chile (19 MMm³/d entre 2020 y 2024) refleja cuellos de botella en el sistema de transporte. Según el informe, el sector eléctrico chileno requiere 14,7 MMm³/d adicionales para lograr el apagado efectivo de sus centrales a carbón.
El contexto regional refuerza la urgencia: la producción boliviana cayó de 60 MMm³/d en 2015 a 28 MMm³/d en 2025, con proyecciones que anticipan la ausencia de saldos exportables hacia 2030. En paralelo, Argentina ejecuta obras clave de expansión —como el gasoducto Perito Moreno, el tramo Mercedes-Cardales y la reversión del Gasoducto Norte— que aportarán 14 MMm³/d adicionales a partir del invierno de 2027.
La estrategia se inscribe en un momento decisivo para la integración energética del Cono Sur. “América Latina y el Caribe se encuentran en un momento decisivo para su futuro energético”, señala el documento, que ubica al corredor transandino como eje central para enlazar oferta y consumo.
El gobernador Rolando Figueroa envió a la Legislatura el proyecto de ley que ratifica el acuerdo con las principales empresas hidrocarburíferas que operan en Vaca Muerta, por el cual se prevé un aporte de hasta US$177,675 millones destinado a obras de pavimentación y repavimentación en corredores estratégicos.
Las obras se concentrarán en las rutas provinciales 8, 51 y 7, con un total de 160 kilómetros de intervención. La primera será la pavimentación de la Ruta 8 en el tramo conocido como “Camino de la Tortuga”, seguida por la Ruta 51 y finalmente la Ruta 7, que conecta con Río Negro.
Según el convenio, las empresas adelantarán los recursos y podrán recuperarlos mediante su imputación a futuras regalías y/o al canon extraordinario de producción. El recupero estará limitado al 20% mensual, mientras que el 80% restante continuará siendo abonado a la Provincia. El mecanismo comenzará a aplicarse a partir del mes 30 desde la efectivización de cada aporte.
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El acuerdo fue firmado el pasado 8 de septiembre con la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y cuenta con la participación de compañías como YPF, Pan American Energy, Chevron, Pluspetrol, Total Austral, Vista Oil & Gas, Pampa Energía, Wintershall, Shell, Phoenix Global Resources, GeoPark, Continental Resources y Tecpetrol.
La iniciativa busca resolver uno de los principales desafíos que plantea el crecimiento de Vaca Muerta: la presión del tránsito pesado sobre rutas que no fueron diseñadas para soportar semejante volumen de camiones y equipos. “Es un mecanismo win-win, porque acelera las obras y mejora las condiciones de circulación de las propias operadoras”, definió Figueroa.
El proyecto también crea una Cuenta Especial dentro del Fideicomiso de Responsabilidad Social Empresaria, administrado por Fiduciaria Neuquina S.A., donde ingresarán los aportes de las compañías. Además, faculta al Ejecutivo a negociar un incremento del monto máximo si los recursos previstos no fueran suficientes para completar las obras.
El gobernador Alberto Weretilneck anunció que Río Negro invertirá $7.000 millones provenientes del Proyecto Duplicar Norte en la reparación y mantenimiento de las rutas nacionales 22 y 151, dos corredores estratégicos del Alto Valle. El proyecto de ley enviado a la Legislatura establece que los fondos tendrán un destino exclusivo en infraestructura vial, sin posibilidad de utilizarlos para gastos corrientes.
“Decidimos que este dinero será invertido automáticamente en las primeras obras, a partir del mes de noviembre”, señaló Weretilneck, quien además impulsó un acuerdo con Nación para que la Provincia asuma la gestión de ambas rutas.
El mandatario subrayó que la medida forma parte de una estrategia más amplia: hacerse cargo de corredores estratégicos y transformar los nuevos recursos energéticos en soluciones concretas. “Estamos cumpliendo el compromiso que asumimos para que nuestras rutas estén en condiciones. Río Negro tiene rumbo y tiene futuro”, sostuvo.
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El acuerdo con la empresa Oldelval es parte del Proyecto Duplicar Norte, que contempla la construcción de un oleoducto de 207 kilómetros, de los cuales 146 atravesarán territorio rionegrino. Como contraprestación, la Provincia recibirá el aporte de $7.000 millones y una tasa anual de U$S 200.000 destinada a tareas de control y fiscalización.
La obra fue declarada de interés público y se incorporó al régimen provincial que prioriza la contratación de mano de obra local, reforzando el impacto positivo en la economía regional.
En este caso, los fondos iniciales permitirán transformar una oportunidad productiva en mejores rutas para miles de rionegrinos, reforzando la seguridad vial, la producción y la vida cotidiana en el Alto Valle.
El gobierno de Neuquén proyecta que en 2027 se pondrán en producción 600 nuevos pozos en Vaca Muerta, un salto histórico que triplica el ritmo de hace cinco años y que pondrá a prueba la capacidad de los servicios básicos de la industria.
La cifra representa un incremento del 28% respecto de 2025, cuando se conectaron 467 pozos, y marca un cambio de escala que tendrá como principal desafío la provisión de arena de fractura, insumo crítico para el desarrollo de shale oil y shale gas.
En la serie histórica, la actividad pasó de 185 pozos en 2018 y 183 en 2019, a apenas 89 en 2020 por la pandemia. Desde entonces, el crecimiento fue sostenido: 260 en 2021, 404 en 2022, 411 en 2023, 420 en 2024, y 467 en 2025. Hasta julio de 2026 ya se habían sumado 284 pozos.
Con la puesta en marcha del sistema Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la provincia espera alcanzar por primera vez los 600 pozos en un año, lo que equivale a casi el 10% de los 7.039 pozos que estaban en producción en julio en toda Neuquén, incluyendo los convencionales.
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La demanda de arena de fractura crecerá en paralelo: de 6 millones de toneladas en 2026 a 7,5 millones en 2027, un aumento del 45%. Y hacia 2029, con un ritmo proyectado de 1.000 pozos por año, la necesidad podría trepar a 12 millones de toneladas.
El cambio de escala también tensionará otros eslabones de la cadena: transporte de operarios, disponibilidad de agua, equipos especiales y personal calificado. La extensión de ramas horizontales, que hace una década eran de apenas 1.000 metros y hoy superan los 4.000, muestra cómo la tecnología ha permitido mejorar la productividad de cada pozo.
Más allá de estas mejoras, el escenario es claro: la actividad crecerá primero de la mano de la exportación de petróleo, y luego con la incorporación de proyectos de gas natural licuado (GNL). La duda está en cómo se atenderán los cuellos de botella por venir, especialmente en insumos críticos como arena y agua.
La declaración jurada simplificada de Ganancias no es un blanqueo tradicional, pero busca otorgar seguridad jurídica a quienes exterioricen fondos bajo sus condiciones.
La declaración jurada simplificada de Ganancias, creada por la Ley 27.799 de Inocencia Fiscal, no es un blanqueo como los que hubo anteriormente en la Argentina, con perdón de sanciones penales e impositivas. Sin embargo, busca brindar seguridad frente a posibles denuncias y fiscalizaciones de ARCA a quienes cumplan con sus condiciones.
El régimen permite llevar dólares en efectivo a un banco o a un agente de Bolsa, o destinarlos a la compra de un inmueble. La bancarización puede realizarse en cualquiera de los dos extremos de la operación; por ejemplo, al finalizar la compra de un automóvil, a través de la concesionaria.
El objetivo de esta modificación de la Ley de Inocencia Fiscal sigue siendo que esos ahorros puedan formalizarse dentro del sistema bancario sin penalidad alguna, otorgando la tranquilidad de que, independientemente del gobierno de turno, quienes cumplan con el régimen estarán protegidos.
Paso a paso para ingresar los dólares del colchón con Inocencia Fiscal
Paso 1: Adhesión formal a Ganancias Simplificado
Presentar ante ARCA la opción de adhesión a la declaración simplificada del Impuesto a las Ganancias.
Cumplir con la condición de residente fiscal en el país durante la totalidad del período fiscal correspondiente. Este requisito se exceptúa para el período fiscal 2025.
Obtener la constancia de adhesión emitida por ARCA, que permitirá acreditar esa condición ante terceros.
No revestir la condición de Gran Contribuyente ni de funcionario público. Estos sujetos pueden adherir a Ganancias Simplificado, pero no acceden a los beneficios de la presunción de exactitud para el año base 2025 ni al tapón fiscal en IVA y Ganancias para los períodos no prescriptos 2022, 2023 y 2024.
Paso 2: Elección del canal de bancarización o aplicación de los fondos
El contribuyente debe canalizar los fondos a través de una de las dos vías autorizadas por la ley:
Vía financiera o bursátil
Realizar la operación por medio de entidades autorizadas por el BCRA o la CNV, asegurando que la bancarización formal se verifique en el origen o en el destino de los fondos.
Vía inmobiliaria directa
Aplicar los dólares en efectivo ante el escribano, al momento del otorgamiento de escrituras públicas destinadas a constituir, modificar, declarar o extinguir derechos reales sobre inmuebles.
Paso 3: Validación ante el Sujeto Obligado y debida diligencia de la UIF
Presentar la constancia de adhesión al régimen ante la entidad bancaria, el agente bursátil o el escribano interviniente, todos ellos Sujetos Obligados ante la UIF en materia de prevención del lavado de dinero.
La entidad validará la situación en tiempo real mediante consultas automatizadas o a través de la API de ARCA.
La constancia funcionará como antecedente favorable para que el Sujeto Obligado encuadre al contribuyente, cuando se trate de una persona humana, dentro del esquema de monitoreo simplificado fijado por la UIF. De este modo, se procura mitigar la emisión de Reportes de Operaciones Sospechosas (ROS) por falta de acreditación previa del origen de los fondos.
Dentro de los 15 días posteriores a la aprobación de la ley, la reglamentación de la UIF establecerá tres escalas de monitoreo: simplificado, de intensidad media y de intensidad alta. Según declaraciones del presidente del Banco Central, Santiago Bausili, el esquema más simplificado se aplicará a las personas humanas que exterioricen fondos bajo este régimen, con el objetivo de mitigar la emisión automática de ROS por falta de declaración previa del origen.
Paso 4: Declaración e imputación patrimonial
En el caso de compras inmobiliarias u operaciones concretadas antes del 31 de diciembre de 2027, los fondos deberán computarse como bienes incorporados al patrimonio en la fecha exacta en que se realice la transacción, a los efectos del Impuesto sobre los Bienes Personales.
La declaración jurada base de Ganancias deberá mantenerse cumplida en tiempo y forma para conservar la presunción de exactitud y la protección del tapón fiscal frente a eventuales cuestionamientos sobre el origen de los fondos.
Paso 5: Mecanismo de subsanación ante una fiscalización
Los fondos exteriorizados y canalizados de acuerdo con las pautas de la Inocencia Fiscal por contribuyentes alcanzados por el régimen gozarán de la presunción de exactitud hasta el 31 de diciembre de 2027.
Si ARCA detecta una “discrepancia significativa” y emite una orden de intervención o inspección, la protección sobre los dólares del colchón no se perderá automáticamente.
Para desactivar la discrepancia significativa y mantener los beneficios de la Inocencia Fiscal, deberá presentarse la declaración jurada rectificativa y cancelarse o regularizarse los saldos e intereses dentro de los 15 días hábiles siguientes a la notificación.
Cuándo existe una discrepancia significativa en Ganancias Simplificado
Se considera que existe una discrepancia significativa cuando se verifica, al menos, una de las siguientes condiciones:
Diferencia porcentual y umbral mínimo
Incremento del impuesto determinado o reducción de quebrantos igual o superior al 15% respecto de lo declarado.
Umbral mínimo aplicable
La diferencia debe superar el 5% del importe fijado para evasión simple por el Régimen Penal Tributario. Con un umbral de $100 millones, el mínimo perseguible es de $5 millones.
Superación del límite penal
Cuando la diferencia supera directamente el importe total fijado para la evasión simple.
Uso de facturas falsas o cómputos improcedentes
En estos casos, la discrepancia se configura desde $1, sin topes.
Qué reglas protegen al contribuyente frente a ARCA
ARCA deberá aplicar reglas estrictas a favor del contribuyente:
· La diferencia no será considerada discrepancia significativa si el contribuyente presenta una declaración jurada rectificativa dentro de los 15 días hábiles y regulariza los saldos adeudados.
· La carga de probar la diferencia recaerá exclusivamente sobre ARCA.
· ARCA solo podrá basarse en información declarada por el contribuyente, en la disponible en sus sistemas informáticos o en la proporcionada por terceros.
· No podrá utilizar presunciones de “incremento patrimonial no justificado” ni de “depósitos bancarios superiores a los ingresos declarados” para fundamentar discrepancias significativas respecto de los dólares del colchón formalizados bajo la Ley de Inocencia Fiscal.
Las petroleras YPF y Petrobras firmaron un memorando de entendimiento (MoU) con el objetivo de evaluar nuevas oportunidades de negocio en exploración y producción de hidrocarburos. El acuerdo, de carácter no vinculante, tendrá una duración inicial de tres años, prorrogables por otros tres, y busca fortalecer la cooperación tecnológica entre ambas compañías.
El documento fue rubricado por Jonilton Pessoa, gerente ejecutivo de Exploración de Petrobras, y María Fernanda Raggio, vicepresidenta de Exploración de YPF. Ambas empresas destacaron que la iniciativa apunta a aprovechar sus fortalezas complementarias: Petrobras en aguas profundas y YPF en reservorios no convencionales como el shale oil y shale gas.
En este marco, el campo Río Neuquén, operado por YPF con participación de Petrobras, será uno de los ejes del acuerdo. Ubicado en la Cuenca Neuquina, este bloque es considerado estratégico por sus recursos no convencionales y por su potencial de expansión en el marco de Vaca Muerta.
El antecedente más cercano es la decisión de Petrobras, en 2025, de cancelar la venta de su filial Operaciones S.A. (POSA), que posee y opera el bloque Río Neuquén. Esa medida reforzó la relevancia de Vaca Muerta como polo energético y abrió la puerta a nuevas alianzas con YPF.
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Según Pessoa, “siempre buscamos colaborar con empresas que tengan competencias complementarias a las nuestras y que puedan ayudar a diversificar nuestro portafolio, como YPF, una referencia en América Latina en la explotación de reservorios no convencionales”.
La colaboración tiene el potencial de dinamizar la producción de hidrocarburos en una región clave para la seguridad energética de Argentina y sus socios comerciales. Además, se espera que impulse inversiones y tecnologías avanzadas que mejoren la eficiencia y sostenibilidad de las operaciones.
En términos estratégicos, el acuerdo consolida a Vaca Muerta como un polo de referencia regional, capaz de atraer capital y know-how internacional, y de fortalecer la posición de Argentina en el mercado energético latinoamericano.
Argentina podría superar los USD 2.000 millones anuales en exportaciones de GLP hacia 2030, según estimaciones del Instituto de Energía de la Universidad Austral. Hoy el país despacha 1,6 millones de toneladas de propano y butano a Brasil, Chile y Perú, pero con los proyectos en marcha la cifra podría trepar a 4,8 millones de toneladas, con un excedente exportable de entre 3 y 3,4 millones.
El primero de los desarrollos corresponde a Compañía Mega, integrada por YPF, Petrobras y Dow. A fines de agosto, el Gobierno aprobó su adhesión al RIGI, con una inversión inicial de USD 365 millones destinada a elevar un 27% la producción de líquidos. La ampliación llevará la capacidad de procesamiento de 4.800 a 7.200 toneladas diarias, dentro de un programa integral que podría alcanzar los USD 650 millones.
Por su parte, Transportadora de Gas del Sur (TGS) encara el mayor de los proyectos, con una inversión superior a USD 3.000 millones y una capacidad estimada de entre 2,7 y 2,8 millones de toneladas anuales de líquidos C3+. Según su CEO, Oscar Sardi, la obra demandará 45 meses, generará 4.000 empleos directos y 15.000 indirectos, e incluirá captación, procesamiento, transporte en poliducto, fraccionamiento y una terminal portuaria en Bahía Blanca. Solo este proyecto permitiría exportar USD 1.200 millones anuales.
El tercer eje está vinculado a los desarrollos de GNL en Río Negro, que podrían generar un polo exportador de propano, butano y gasolina natural en el Golfo San Matías, complementario al complejo de Bahía Blanca.
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En el plano internacional, el mercado global de GLP está valuado en USD 380.000 millones y presenta una oferta limitada: solo 19 países exportan, mientras más de 100 son importadores. La región Asia-Pacífico concentra el 60% de la demanda mundial, lo que la convierte en destino natural de cualquier volumen nuevo. Con todos los proyectos en marcha, Argentina podría alcanzar 8 millones de toneladas hacia 2040 y ubicarse entre los cinco primeros exportadores mundiales.
La oportunidad también se refleja en la región. Brasil ya importa el 49% de su GLP desde Argentina, mientras que Chile podría sustituir compras a Estados Unidos. En India, las importaciones de GLP argentino pasaron de 22.000 toneladas en 2025 a 50.000 en el primer semestre de 2026.
En el mercado interno, el Subsecretario de Hidrocarburos Federico Veller destacó que el GLP abastece a 6 millones de hogares y 20 millones de personas sin acceso a redes de gas natural. Señaló además que el RIGI aporta estabilidad fiscal a 30 años, menos burocracia y mejor focalización del subsidio mediante el programa Hogar.
El 14 de septiembre el Brent volvió a superar los USD 100 por barril, alcanzando picos de USD 103 en medio de tensiones en Medio Oriente. Para Argentina, el salto tiene un doble efecto: potencia el ingreso de divisas por exportaciones de Vaca Muerta, pero al mismo tiempo incrementa la presión sobre los precios internos de combustibles, un frente sensible para la inflación.
Según la Secretaría de Energía, en julio la producción nacional alcanzó un récord de 916.200 barriles diarios, un 17,2% más que un año atrás. De ese total, Vaca Muerta aportó 643.100 barriles diarios, con un crecimiento interanual de 26,4%, lo que representa cerca del 70% de la producción del país.
El impacto económico es significativo. De acuerdo con Aleph Energy, cada USD 10 adicionales en el precio del barril implican unos USD 1.300 millones de mejora en la balanza energética anual. El Institute of International Finance (IIF) eleva esa sensibilidad a USD 1.700 millones, equivalente a 0,25% del PBI.
Las proyecciones de Deloitte muestran que las exportaciones hidrocarburíferas podrían pasar de USD 11.000 millones en 2025 a USD 46.700 millones en 2035, con producción cercana a 1,7 millones de barriles diarios. Para sostener ese crecimiento será clave la infraestructura de transporte, en particular el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
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En el mercado interno, la contracara se observa en los surtidores. Desde el inicio de la crisis en Medio Oriente, la nafta acumuló un aumento de 27% y el gasoil de 23%, según Economía & Energía. Aunque el traslado fue menor que en países como Estados Unidos o Perú, la presión internacional vuelve a tensionar el desacople local.
El Gobierno utilizó la política impositiva para contener el impacto. El Decreto 829/2026 postergó hasta el 1° de octubre la aplicación de incrementos pendientes en el impuesto a los combustibles líquidos y al dióxido de carbono.
Los cálculos de Economía & Energía señalan que un aumento de 10% en los precios de los combustibles tendría un impacto directo de 0,36 puntos porcentuales en el IPC, además de un efecto indirecto por mayores costos de transporte y logística.
En conclusión, el petróleo caro mejora las cuentas externas pero tensiona la economía interna. La paradoja expone la necesidad de infraestructura exportadora y de políticas que amortigüen el traslado a precios locales, en un contexto donde Vaca Muerta se consolida como motor de divisas y desafío inflacionario.
En el marco de Argentina Mining Salta 2026, YPF presentó su propuesta integral para acompañar el crecimiento de la minería argentina y destacó la disponibilidad comercial de Diesel 10 Minero, un combustible especialmente desarrollado para responder a los desafíos operativos de una de las industrias con mayor potencial de crecimiento del país.
La minería enfrenta hoy nuevos desafíos vinculados al abastecimiento energético, la eficiencia operativa y la necesidad de garantizar continuidad en proyectos ubicados en entornos remotos y condiciones extremas. En ese contexto, YPF impulsa una estrategia orientada a acompañar el desarrollo de la actividad con soluciones diseñadas específicamente para las necesidades del sector.
Uno de los principales hitos presentados durante el encuentro fue Diesel 10 Minero, un combustible de ultra bajo contenido de azufre, libre de biocomponentes y desarrollado para operar en alta montaña y temperaturas extremadamente bajas. Su formulación permite un desempeño confiable en condiciones exigentes y contribuye a mejorar la eficiencia y continuidad de las operaciones mineras.
Pero el producto es parte de una propuesta más amplia. San Antonio de los Cobres se consolida como un punto estratégico para el desarrollo del NOA. Esta nueva base logística integral fue diseñada para acompañar el crecimiento de la minería. El complejo incluye una estación de servicio modular YPF, una planta de suministro de combustible especialmente orientada a las operaciones mineras y un patio logístico para la carga, descarga y movimiento de equipos e insumos.
Durante Argentina Mining Salta 2026 , la compañía también presentó la propuesta de YPF Luz, que combina soluciones integrales de abastecimiento eléctrico, como contratos de energía renovable, generación on-site y el desarrollo de infraestructura adaptada a las necesidades de cada proyecto.
Asimismo, YPF Gas exhibió sus soluciones para operaciones remotas, integrando abastecimiento de GLP, infraestructura, logística y soporte técnico especializado.
La propuesta se completa con lubricantes de alto desempeño, asistencia técnica especializada y herramientas de mantenimiento predictivo desarrolladas por YPF para maximizar la productividad de los equipos y optimizar costos operativos.
Con más del 90% de participación en el mercado de combustibles para minería y presencia en los principales proyectos del país, YPF continúa fortaleciendo una propuesta integral especializada para acompañar el desarrollo de una industria clave para el futuro productivo argentino.
El Gobierno de Mendoza dio un paso fundamental en el proceso licitatorio para la concreción del Cierre de Anillo eléctrico en 132 kV entre San Rafael y General Alvear, junto a la construcción de la nueva estación transformadora Parque Industrial San Rafael (PISR).
Con la apertura de la etapa de consulta de los pliegos provisorios, las firmas del sector energético y de la construcción ya pueden acceder a la documentación técnica, especificaciones y requerimientos metodológicos necesarios para la elaboración de sus ofertas.
Las empresas interesadas en revisar el material y conocer los detalles del proyecto pueden ingresar directamente al portal oficial a través de este enlace.
La megaobra representará una transformación estructural para la matriz productiva y social del Sur mendocino. Su ejecución no solo fortalecerá los puntos más vulnerables de la red actual, sino que resolverá el cuello de botella energético al descomprimir la Estación Transformadora San Rafael —que hasta el momento concentra el abastecimiento de la ciudad y zonas aledañas— y permitirá inyectar potencia y energía de manera segura, eficiente y continua para sostener el desarrollo industrial y logístico de la región.
Asimismo, la infraestructura garantizará la confiabilidad del servicio en General Alvear, Bowen y Monte Comán al eliminar la dependencia de una sola línea de alimentación mediante la consolidación del circuito entre Nihuil 3, General Alvear, San Rafael y Nihuil 4.
Este esquema no solo asegurará el suministro energético por los próximos 30 años para demandas superiores a los 80 MVA y facilitará la pronta restitución del servicio ante eventuales contingencias en el corredor Sur, sino que también dejará instalada la capacidad técnica para la futura incorporación de proyectos de generación a partir de fuentes renovables.
El gobernador Claudio Vidal, acompañado por el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, recorrió los trabajos que se llevan adelante con el equipo de perforación CGC-001, en el Yacimiento Tres Picos de Cañadón León, en la Cuenca del Golfo San Jorge santacruceña.
Las autoridades estuvieron acompañadas por Hugo Eurnekian, presidente y CEO de la Compañía General de Combustibles (CGC) y José Lludgar, secretario General del Sindicato del Personal Jerárquicos y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral. En ese marco, se explicó que la incorporación del nuevo equipamiento, forma parte de los compromisos de inversión correspondientes al segundo sub-período 2025-2027, asumidos en el marco de la prórroga de las concesiones hidrocarburíferas aprobada por la Provincia.
Para este período, se contempla un programa de 31 nuevas perforaciones entre 2026 y 2027: nueve previstas para lo que resta del presente año y 22 para 2027.
Nuevo equipo de perforación CGC-001
El CGC-001 es un equipo de perforación Helmerich & Payne (H&P) Flex Rig 4M de 1.000 HP, con capacidad para perforar hasta aproximadamente 3.050 metros de profundidad. Operará de manera permanente en el flanco norte y está destinado a tareas de desarrollo convencional. Su puesta en funcionamiento genera alrededor de 100 puestos de trabajo, entre empleos directos e indirectos vinculados a las distintas tareas y servicios asociados a la actividad de perforación.
VOLVEMOS A PERFORAR EN SANTA CRUZ
Después de años muy difíciles para la actividad, hoy en Tres Picos pusimos en marcha un nuevo equipo perforador de CGC. Esto significa más trabajo, más producción, más regalías y más oportunidades para nuestra gente.
Su configuración incorpora sistema eléctrico VFD, Top Drive, bombas de 1.150 HP y un sistema BOP de 11” y 3.000 psi. El diseño Flex Rig permite una movilización eficiente, con aproximadamente 36 cargas para su traslado y sin necesidad de grúa para el montaje, favoreciendo una rápida puesta en funcionamiento.
La ejecución de los compromisos de inversión y la incorporación de equipamiento para nuevas perforaciones forman parte del objetivo del Gobierno Provincial de recuperar la actividad hidrocarburífera y aumentar la producción, promoviendo el movimiento económico y el desarrollo de la cadena de valor del sector.
Plazos de explotación y áreas que comprende el esquema
Este programa tiene como antecedente la Ley Provincial N° 3771, sancionada en diciembre de 2021, mediante la cual la Legislatura de Santa Cruz aprobó la prórroga por diez años de las concesiones hidrocarburíferas comprendidas en el acuerdo suscripto con Sinopec Argentina Exploration and Production Inc., posteriormente adquirida por CGC.
La extensión estableció nuevos plazos de explotación, con vencimientos escalonados entre 2035 y 2037, además de compromisos de inversión para los distintos períodos.
Las áreas comprendidas en este esquema son Cañadón León, Meseta Espinosa, Tres Picos, Las Heras, Piedra Clavada, Cañadón Seco, Cerro Wenceslao, El Cordón, Sur Piedra Clavada y El Huemul-Koluel Kaike.
Actualmente, los compromisos correspondientes al segundo sub-período se encuentran en ejecución y son objeto de seguimiento por parte del Ministerio de Energía y Minería, en su carácter de autoridad de aplicación de la actividad hidrocarburífera provincial.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, recorrió las obras del Parque Solar Fotovoltaico “On Grid” que el Grupo Conarpesa construye en Puerto Madryn, en el marco del régimen provincial de fomento a la generación distribuida de energía renovable.
El proyecto contará con una potencia pico de 1.756 kWp y permitirá abastecer parte de la demanda energética de la planta procesadora de la empresa. A su vez, el excedente de energía podrá ser inyectado a la red de distribución eléctrica local.
Acompañaron al mandatario el secretario de Producción, Innovación y Empleo de la Municipalidad de Puerto Madryn, Eduardo Arzani, y autoridades del grupo empresario.
UNA LEY PARA LLEVAR ENERGÍA A CADA RINCÓN DE CHUBUT
En Puerto Madryn avanza la construcción del séptimo parque fotovoltaico de Chubut, con 2.832 paneles solares y una potencia instalada de 1.756 kWp, que permitirá reducir costos y fortalecer la generación de empleo en la ciudad.… pic.twitter.com/Ch8dxeSw1a
Torres destacó que “este es el séptimo parque fotovoltaico que se está construyendo en nuestra provincia, y es posible gracias a una ley que impulsamos para fomentar la generación distribuida de energías renovables”.
“El régimen permite que familias, cooperativas, comercios y empresas generen su propia energía, la consuman y puedan inyectar el excedente a la red eléctrica”, explicó el Gobernador, y agregó que “también establece beneficios impositivos y reglas claras para que haya más inversiones de este tipo en toda la provincia”.
Tecnología y capacidad de expansión
El parque contará con 2.832 paneles monocristalinos de alta eficiencia, de 620 Wp cada uno, y seis inversores trifásicos Huawei de última generación.
Además, incluirá un centro de transformación de 3,2 MVA con salida en 33 kV, una infraestructura preparada para futuras ampliaciones y sistemas de monitoreo remoto que permitirán supervisar en tiempo real la generación y la inyección de energía a la red.
La Ley XVII N° 141, modificada por la Ley XVII N° 161 e impulsada por la actual gestión, reconoce el derecho de los usuarios de la red eléctrica pública a generar energía renovable para su propio consumo e inyectar los excedentes al sistema de distribución.
La normativa incorporó también la figura de la generación distribuida comunitaria, que permite a distintos usuarios (residenciales, comerciales, industriales o institucionales) participar de manera conjunta en un mismo proyecto de generación renovable.
De esta manera, pueden acceder a este tipo de sistemas quienes no cuentan con las condiciones económicas o de infraestructura necesarias para desarrollarlos individualmente.
La legislación prevé exenciones en Ingresos Brutos, tasas y contribuciones provinciales vinculadas a la inyección de excedentes de energía; también exime del Impuesto de Sellos a los instrumentos asociados a estas instalaciones y establece beneficios promocionales de hasta diez años para empresas radicadas en Chubut que diseñen e instalen equipamiento renovable.
Chubut realizará el próximo jueves 24 de septiembre el primer encuentro provincial dedicado íntegramente a la economía del carbono y la acción climática. Se trata de “Carbono Chubut: Valorizando los Servicios Ecosistémicos de la Patagonia”, una jornada impulsada en conjunto por el Gobierno del Chubut y la Honorable Legislatura de la Provincia.
La jornada de trabajo se desarrollará de 8:30 a 18:30 horas en el Auditorio “Dr. Atilio Viglione” y durante todo el día, referentes del sector público, de la producción, de la ciencia, de la academia y de las organizaciones de la sociedad civil expondrán sobre los desafíos y las oportunidades que enfrenta la provincia en materia de descarbonización, financiamiento climático y aprovechamiento sostenible de sus recursos naturales.
La propuesta apunta a sentar las bases de una agenda de trabajo compartida entre los distintos actores del territorio.
Al respecto, el vicegobernador del Chubut, Gustavo Menna, quien estará a cargo de la apertura, señaló que “para enfrentar la desafiante agenda del cambio climático, que en nuestra provincia sufrimos en carne propia, hoy el mercado presenta diferentes herramientas innovadoras de financiamiento. Le pone precio a algo que Chubut ya tiene pero que hasta ahora estaba fuera de la economía, como es su capacidad de almacenar, absorber y reducir carbono, a través de sus bosques, la regeneración de sus pastizales, las energías renovables. Y en esta jornada vamos a discutir cómo aprovechar estas oportunidades de apalancamiento de las inversiones que necesitamos”, expresó.
Ocho paneles
Habrá ocho paneles que recorrerán los ejes productivos y ambientales más relevantes de la provincia, contando con expositores de gran prestigio y experiencia.
El bosque andino y la restauración de las áreas arrasadas por los incendios; la ganadería ovina y el manejo sustentable de la estepa y los pastizales; el mar y el carbono azul, la ciencia y la innovación, las energías renovables, el desarrollo del hidrógeno verde y los biocombustibles avanzados son algunos de los temas. Así como la medición y gestión de las emisiones, y el financiamiento y los mercados que permiten transformar los activos ambientales en inversión.
La jornada abrirá con una charla marco sobre los mercados de carbono en la Argentina y el papel de las provincias patagónicas, mientras que el cierre del evento estará a cargo del gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres.
“Uno de los propósitos centrales del encuentro es fortalecer el diálogo entre las diferentes áreas de gobierno y el sector productivo, para diseñar políticas públicas que acompañen la transición y que reconozcan el valor económico de los servicios ambientales que brindan los ecosistemas patagónicos”, explicó el secretario de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable del Chubut, Juan José Rivera.
El evento se enmarca en el Plan de Respuesta de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático de la Provincia del Chubut, aprobado en 2025, y en el trabajo de la Mesa de Articulación por el Cambio Climático, un ámbito de diálogo institucional creado en el seno de la Legislatura.
Chubut además adhirió a la Declaración de Glasgow sobre la Acción Climática en el Turismo, y durante el último año avanzó en la regulación de las emisiones de metano de la actividad hidrocarburífera.
Una sede especial
La sede para la realización de “Carbono Chubut” no es casual, ya que el Auditorio “Dr. Atilio Viglione” funciona en el primer edificio público de Rawson que incorporó generación solar de alta potencia. Sus 260 paneles fotovoltaicos abastecen parte del consumo del predio y evitan la emisión de 118 toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO₂e) por año.
La organización definió, asimismo, que se trate de un encuentro de impacto ambiental positivo. Junto a las organizaciones ReforestArg y Sustentabilidad Sin Fronteras se plantarán árboles nativos en bosques chubutenses afectados por incendios, una acción que contribuirá a compensar la huella de carbono del evento, aportará a la recuperación de la biodiversidad y generará empleo local.
Quienes estén interesados en obtener más información deberán ingresar a: www.carbonochubut.ar o al Instagram: @carbonochubut
Los días 14 y 15 de agosto de 2020 California se vio forzada a aplicar cortes rotativos de electricidad durante una ola de calor extremo. Las interrupciones afectaron entonces a unos 800 mil clientes. Seis años después los ciudadanos de ese Estado acabar de dejar atrás el agosto más caluroso de su historia, pero en esta oportunidad no hubo cortes ni llamados generalizados a reducir el consumo de energía. ¿Qué pasó desde entonces? La capacidad de almacenamiento en baterías que tiene disponible la red trepó de menos de 700 MW a principios de 2019 a 21.860 MW en la actualidad.
El diario Los Ángeles Times destacó el sábado como noticia principal de su tapa que los apagones en California se evitaron durante el verano, en medio de una ola de calor record, gracias a la capacidad de almacenamiento de baterías. “Estas baterías almacenan la energía solar captada durante el día para poder enviarla a la red cuando la demanda alcanza su punto máximo por la tarde y por la mañana, cuando la mayoría de la gente está en casa usando aires acondicionados y otros electrodomésticos”, detalló el matutino.
El dato adquiere relevancia en Argentina porque en febrero del año pasado el gobierno de Javier Milei convocó a una licitación, denominada AlmaGBA, para contratar centrales de almacenamiento de baterías con la intención de hacer frente a los reiterados cortes de electricidad que se suceden los días de temperaturas extremas.
Como resultado de esa primera licitación, entre septiembre y octubre se adjudicaron proyectos por 713 MW de capacidad en nodos críticos del Área Metropolitana de Buenos Aires. EconoJournal informó el mes pasado que Cammesa tiene previsto incorporar entre agosto y octubre 229 MW correspondientes a esa primera tanda de la licitación. Por lo tanto, California puede servir de referencia para lo que se viene.
El diario Los Ángeles Times destacó el sábado como noticia principal de su tapa que los apagones en California se evitaron gracias a la capacidad de almacenamiento de baterías.
Las baterías de California
La historia de las baterías de almacenamiento en California se remonta a 2010. Ese año la Legislatura aprobó una ley encargándole a California Public Utilities Commission (CPUC), organismo que regula a las distribuidoras eléctricas, establecer objetivos de almacenamiento para las empresas.
En 2013 la CPUC concretó esa política y le fijó como objetivo a las tres grandes distribuidoras que operan en el Estado —PG&E, Southern California Edison y SDG&E— sumar de modo conjunto 1325 MW de almacenamiento para 2020.
Ese plan avanzó sin mayores cambios y luego de los apagones de agosto de 2020 se decidió acelerar la contratación de baterías.
En la actualidad la capacidad de almacenamiento es de 21.860 MW, según informa la Comisión de Energía de California (CEC, según la sigla en inglés), organismo público encargado de la planificación energética. Ese total se compone por 18.686 MW en manos de distribuidoras, 2538 MW de residenciales y 636 MW de comercial. Además, la CEC proyecta que esa capacidad debería trepar a 52.000 MW en 2045.
Fuente: Comisión de Energía de California.
En el caso de California el crecimiento de la capacidad instalada de almacenamiento en baterías ha ido de la mano de un incremento progresivo de la proporción de energía eléctrica generada por fuentes renovables. De hecho, Los Ángeles Times informó que en mayo California se convirtió en el primer sistema eléctrico a gran escala del mundo en depender de más del 50 % de energía solar durante todo un mes.
Fuente: Comisión de Energía de California.
Sin alertas desde hace casi cuatro años
El Operador Independiente del Sistema de California (CAISO, según la sigla en inglés) no emite desde hace 4 años una Alerta de Flexibilidad en California, consistente en pedirle a los usuarios que ahorren electricidad para ayudar a evitar apagones. En ese período la demanda de electricidad no disminuyó, pero la capacidad de la red aumentó sustancialmente.
Jayme Ackemann, directora de Comunicaciones y Relaciones Públicas de CAISO informó el jueves pasado a ABC7 que «En los últimos cinco años, hemos añadido más de 17.000 megavatios de almacenamiento de baterías». De este modo, la capacidad de la red que solía estar apenas por encima de los 50.000 MW ya llega casi a los 70.000 MW. Por ese motivo, un consumo que actualmente se ubica en torno a los 50.000 MW puede ser absorbido por la red eléctrica con un margen de capacidad mucho más holgado.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén aprobó las modificaciones contractuales que permiten el ingreso de Pluspetrol S.A. a las áreas La Escalonada y Rincón La Ceniza, cuya titularidad corresponde a Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP). La empresa se sumará a las uniones transitorias integradas también por Shell Argentina S.A. y Vaca Muerta Inversiones S.A. para el desarrollo de ambos bloques.
Las modificaciones alcanzan a los Contratos de Unión Transitoria (UT) y a los Acuerdos de Operación Conjunta (AOC). El ingreso de Pluspetrol se concreta mediante la transferencia de parte de la participación de Vaca Muerta Inversiones S.A., luego de que GyP y Shell Argentina S.A. manifestaran su decisión de no ejercer el derecho de preferencia previsto contractualmente.
A partir de esta operación, las uniones transitorias quedarán conformadas por Shell Argentina S.A., con el 45 %; Vaca Muerta Inversiones S.A., con el 25 %; Pluspetrol S.A., con el 20 %; y Gas y Petróleo del Neuquén S.A., con el 10 por ciento. La operación representará un monto total de 13,92 millones de dólares para la Provincia, entre el aporte previsto y el pago del Impuesto de Sellos.
Ambas áreas cuentan con concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos. Rincón La Ceniza posee una superficie de 220,77 kilómetros cuadrados y, de acuerdo con la distribución de fluidos de la Formación Vaca Muerta, se sitúa en la ventana de gas condensado y gas húmedo. La Escalonada, por su parte, abarca 239 kilómetros cuadrados y se encuentra en la ventana de petróleo volátil y gas condensado.
La titularidad de GyP sobre La Escalonada y Rincón La Ceniza fue establecida mediante el Decreto Provincial 866/2009. En abril de 2010, la empresa provincial celebró con Total Austral S.A. los contratos de Unión Transitoria para avanzar en la exploración, el desarrollo y la explotación de los bloques.
Desde entonces, estos acuerdos atravesaron distintas modificaciones para adecuar la estructura de participación a la evolución de los proyectos. Las últimas enmiendas, aprobadas en 2025, formalizaron el ingreso de Vaca Muerta Inversiones S.A.
Como parte de la operación, se prevé un aporte a favor de la Provincia del Neuquén que, sumado al Impuesto de Sellos correspondiente al acuerdo de cesión entre las empresas, completa el monto informado.
La aprobación de las enmiendas corresponde al Poder Ejecutivo Provincial, en virtud de las facultades previstas en la Ley Provincial 2453 para aprobar los contratos celebrados por las empresas estatales con terceros, destinados a la explotación de las zonas reservadas a su favor.
La nueva conformación se produce, además, a partir de la incorporación de la exploración, explotación y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Se espera que este marco, junto con los cambios en la estructura de socios, contribuya a acelerar el desarrollo de los bloques y promover nuevas inversiones, señaló el gobierno neuquino.
Esta decisión expresa la política del Gobierno provincial de ejercer plenamente sus facultades para impulsar el aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos, incrementar la actividad y consolidar inversiones en Vaca Muerta. En este proceso, GyP cumple un rol estratégico como herramienta del Estado neuquino para promover mayores niveles de producción y actividad conómica, se indicó.
Toma satelital del impacto de drones contra una estación de bombeo del oleoducto Este-Oeste en Arabia Saudita. Fuente:Vantor.
El ataque contra el oleoducto Este-Oeste (Petroline) en Arabia Saudita, uno de los sistemas que a raíz de la guerra en Medio Oriente se transformó en estratégico para el suministro internacional de petróleo, podría incrementar la demanda internacionalde los crudos de Latinoamérica, según un análisis de la consultora Rystad Energy.
Arabia Saudita informó el último viernes que debió poner fuera de servicio el oleoducto Este-Oeste tras recibir un ataque con drones proveniente desde territorio irakí, presuntamente ejecutado por células que responden a Irán. El primer ministro de Irak condenó el ataque y removió al comandante de la región donde se originó el lanzamiento de los drones.
El ataque coincide con una ofensiva de los rebeldes Hutíes en la costa oeste de Yemén, que este fin de semana tomaron el control de puntos claves en el estratégico estrecho de Bab al-Mandeb que conecta el Mar Rojo con el Golfo de Adén y la salida al Océano Índico. De esta forma, se está configurando una escalada en la guerra que amenaza con replicar en el Mar Rojo las dificultades vigentes para la salida del petróleo crudo por el estrecho de Ormúz.
El oleoducto Este-Oeste, con una capacidad nominal de transporte de 7 millones de barriles por día, le permitió a Arabia Saudita redirigir una buena parte del flujo de su producción de crudoYanbu hacia la exportación por el Mar Rojo. Sin embargo, esta infraestructura ahora quedó fuera de servicio por tiempo indefinido. Imágenes satelitales dan cuenta de que los drones destruyeron como mínimo una estación de bombeo, aunque el impacto sería más extenso.
Rystad Energy: mayor demanda para los crudos latinoamericanos
La consultora Rystad Energy evaluó en una nota difundida este lunes que esta disrupción pondrá a prueba la oferta y la demanda mundiales, al pasar de un mercado actualmente relativamente equilibrado a uno con un fuerte déficit de oferta en los próximos meses. El escenario base es una mayor demanda de crudos exportados desde Latinoamérica, Canadá y África.
Las cargas de crudo y condensado en la terminal de Yanbu en el Mar Rojo registradas por la consultora a principios de septiembre oscilaron entre 2,6 millones y 4,0 millones de bpd, cayendo en los últimos tres días y promediando 2,6 millones de bpd en los últimos siete días, medidas contra una capacidad nominal de transporte de 7 millones de bpd.
Es decir, los mercados mundiales y de Asia en particular deberán ajustarse a la pérdida de alrededor de 3 millones de bpd de crudo Yanbu, cuyo impacto se materializará dentro de cuatro semanas.
Las variedades saudíes que faltan son crudos agrios de densidad media. Crudos de la variedad Oman, Murban y Upper Zakum serían normalmente las alternativas más cercanas, pero sus propias rutas de carga siguen viéndose afectadas por la situación en el estrecho de Ormuz.
En consecuencia, las refinerías asiáticas competirán por una oferta mucho más reducida de barriles accesibles, entre ellos el ESPO, el WTI Midland, el crudo canadiense, las variedades de África Occidental y cualquier crudo ácido de la cuenca del Atlántico que pueda transportarse hacia el este.
Según Rystad, una interrupción de un mes en Yanbu dejaría fuera del mercado de exportación entre 78 y 120 millones de barriles. El mercado podría gestionarla inicialmente mediante la reducción de inventarios comerciales, el aplazamiento de cargamentos y compras agresivas en el mercado al contado (spot), aunque los flujos de crudo se volverían más largos y costosos.
“Un mayor volumen de barriles procedentes de Estados Unidos y América Latina se dirigiría a Asia —en gran medida rodeando el Cabo de Buena Esperanza—, mientras que Europa sustituiría el suministro saudí perdido con crudo de origen regional y atlántico”, sostuvo el informe.
En un escenario de interrupción de dos meses los mercados enfrentarían un faltante de aproximadamente entre 156 y 240 millones de barriles. En el mejor caso, esto requeriría una importante reasignación de los flujos globales de crudo. En el peor caso, el arbitraje normal sería insuficiente: las refinerías asiáticas tendrían que reescribir los programas de crudo, reducir los inventarios y reducir las corridas.
Más crudo WTI Midland, canadiense, brasileño y de África occidental se desplazarían hacia el este, dejando a las refinerías europeas compitiendo más agresivamente por los barriles del Mar del Norte, CPC, azerí, libio y otros barriles del Mediterráneo.
En cambio, en un escenario de tres meses sin oferta de crudo Yanbu faltarían aproximadamente entre 230 y 360 millones de barriles. Este volumen no puede reemplazarse únicamente mediante la reasignación en el mercado spot. Las refinerías asiáticas menos complejas o con peor configuración comenzarían a reducir su producción, ya que el crudo de reemplazo no estaría disponible, no sería adecuado o resultaría antieconómico tras los costos de flete.
Las reservas estratégicas de petróleo y los inventarios comerciales adquirirían una importancia creciente. La liberación de existencias podría paliar los retrasos en las llegadas, pero no recrearía la capacidad de exportación saudí.
La provincia de La Pampa, por decisión del gobernador Sergio Ziliotto, interpuso una medida cautelar autónoma contra el Estado Nacional a fin de que “se ordene la suspensión inmediata de los efectos de los artículos 3° y 4° del Decreto 982/2026” oficializado el 11 de septiembre, el cual dejó sin efecto el régimen vigente desde 1973 en relación a las Regalías compartidas generadas por el sistema hidroeléctrico “Los Nihuiles” (Río Atuel) y dispuso que la totalidad de dichas regalías sean percibidas por Mendoza.
La presentación procura que se mantenga provisoriamente la distribución existente hasta que la justicia resuelva la cuestión de fondo, informó el gobierno pampeano.
Acuerdo de Mendoza en 1992
El derecho a percibir las regalías por parte de la Provincia, no surge únicamente del Decreto 1560/73, sino también del convenio celebrado en 1992 entre el Estado Nacional, Mendoza y La Pampa, homologado por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, se puntualizó.
En ese acuerdo, las partes asumieron expresamente obligaciones respecto del pago de regalías hidroeléctricas a favor de La Pampa, y por tratarse de un convenio celebrado entre distintas jurisdicciones, ninguna de sus partes puede modificar unilateralmente los compromisos asumidos, se remarcó.
“El Estado Nacional intervino en ese convenio como uno de sus integrantes y no como una autoridad jerárquicamente superior a las provincias”, señaló el gobierno pampeano.
Avasallamiento de las autonomías provinciales y del federalismo
“La decisión adoptada por el Presidente de la Nación implica un avasallamiento a las autonomías provinciales; afecta principios como la buena fe; resulta violatorio del federalismo de concertación, de la seguridad jurídica y a su vez conlleva un grave perjuicio a las arcas del Estado provincial lesionando directamente un derecho patrimonial adquirido”, se expresó.
Proceso actual en la Corte Suprema de Justicia
A ello se suma una circunstancia particularmente relevante: la validez del régimen establecido por el Decreto 1560/73 ya se encuentra actualmente sometida a decisión de la Corte Suprema en la causa iniciada por Mendoza contra el Estado Nacional.
“En ese proceso fue el propio Estado Nacional quien solicitó que La Pampa fuera citada por encontrarse directamente alcanzada por la controversia, petición que la Corte admitió el pasado 27 de agosto. Sin embargo, apenas catorce días después de esa decisión judicial, el Poder Ejecutivo Nacional dictó el Decreto 982/2026 y modificó hacia el futuro el régimen cuya validez se encuentra en discusión”, señaló el gobierno pampeano.
Defensa de La Pampa
“La cautelar busca, además, evitar que el nuevo esquema se consolide en las futuras concesiones del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles y genere consecuencias de difícil reparación posterior. Por ello se solicita preservar temporalmente el régimen que rigió durante décadas hasta que exista una decisión judicial definitiva”, expresó la Administración Ziliotto.
“Con esta acción, la Provincia procura defender derechos reconocidos y ejercidos durante décadas, garantizar el cumplimiento de los acuerdos celebrados entre Nación y provincias y preservar las reglas del federalismo mientras la Justicia resuelve definitivamente la controversia”, se indicó.
A través de X el gobernador Ziliotto puntualizó: “Hemos presentado ante la Justicia Federal una medida cautelar pidiendo la suspensión inmediata de los artículos del Decreto Presidencial 982/2026 que vulneran nuestros derechos”.
“Nos respaldan leyes, acuerdos y sentencias de la Corte Suprema de Justicia de la Nación: El río Atuel también es pampeano: los fallos de la CSJN de 1987, 2017 y 2020 establecen y ratifican su interprovincialidad. Así, la represa Los Nihuiles genera energía con agua pampeana. Sus regalías también son pampeanas: mediante Acuerdo del año 1992, firmado entre el Estado Nacional y las dos provincias y homologado por la CSJN, Mendoza se obliga a pagar regalías a La Pampa, calculadas según porcentajes fijados por Ley 15.336 y Decreto 1560/73. Ningún Decreto puede anular un acuerdo de partes.
Lo dijimos, lo ratificamos. No abandonaremos ninguna lucha por lo que nos pertenece. Fieles a nuestra historia, defendemos La Pampa, todos los días, donde sea, ante quien sea”, remarcó el mandatario.
El acuerdo para prefinanciar rutas lo firmó el gobierno de Neuquén y la CEPH en Buenos Aires.
El gobernador Rolando Figueroa envió este lunes a la Legislatura el acuerdo firmado con las petroleras de Vaca Muerta para la prefinanciación de rutas en la zona de Añelo y Rincón de los Sauces. El proyecto especifica cuánto aportará cada una y crea una cuenta especial dentro de un fideicomiso para derivar el dinero, cuyo total podría ascender a 177.675.000 dólares.
El acuerdo se firmó en Buenos Aires la semana pasada en un acto que encabezó el gobernador junto a la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH). Concluyó siete meses de negociaciones para acordar el financiamiento de cuatro obras estratégicas para el corredor petrolero a través de adelantos de regalías y canon extraordinario de producción.
Para que entre en vigencia, deberá ser aprobado en la Legislatura, donde Figueroa cuenta con una mayoría que le permitiría sortear el desafío sin contratiempos. La próxima sesión ordinaria está prevista recién para la semana que viene, momento en que la propuesta tomará estado parlamentario formalmente.
El proyecto que envió a los diputados y al que accedió EN/CLAVE consta de 12 artículos. En primer lugar, ratifica el acuerdo marco firmado con YPF SA, Pan American Energy LLC Sucursal Argentina, Chevron Argentina SRL, Pluspetrol SA, Total Austral SA, Vista Oil & Gas SA, Pampa Energía SA, Wintershall Dea Argentina SA, Shell Argentina SA, Phoenix Global Resources PLC, GeoPark Argentina SA, Continental Resources Argentina SAU, Tecpetrol SA, Compañía de Hidrocarburo No Convencional SRL y Compañía de Desarrollo No Convencional SRL.
El texto especifica las cuatro obras viales a financiar con los aportes, que incluyen la pavimentación de la Ruta 8, desde el empalme de Ruta 6 hasta el Camino de la Tortuga; la pavimentación y repavimentación de la Ruta 51 (Mari Menuco), entre el empalme con la Ruta 8 y el empalme con la Ruta 17; la repavimentación de la Ruta 8, entre el empalme con la Ruta 51 y el empalme con la Ruta 7; y la repavimentación de la Ruta 7, en el tramo que va entre el límite con Río Negro y el empalme con la Ruta 8.
También crea una cuenta especial dentro del fideicomiso de Responsabilidad Social Empresaria que administra Fiduciaria Neuquina SA que estará destinada «exclusivamente» a la recepción, administración y aplicación de los aportes.
Y dispone la exención del impuesto a los Sellos sobre el acuerdo marco firmado con las empresas.
Las condiciones del acuerdo
Como había explicado EN/CLAVE, a diferencia del anterior fideicomiso para financiar el Bypass de Añelo, en este caso es la Provincia la que se compromete a ejecutar las obras por sí o a través de terceros contratistas. En el acuerdo al que accedió este medio se especifica que, junto con la presentación de los certificados de avance de las obras, la Provincia hará una solicitud formal de aporte a cada una de las empresas según el porcentaje de participación que corresponda.
El aporte inicial que las petroleras deberán hacer como «primer hito de ejecución» de cada una de las obras será del 15% del costo total.
Las empresas también tendrán la facultad de monitorear y controlar la ejecución de los trabajos, realizar auditorías, recorridas e incluso contratar a un consultor técnico independiente para su seguimiento.
Una de las cláusulas del acuerdo establece que, en caso de que los trabajos quedaran paralizados por algún motivo durante tres meses, las empresas deberán notificar al gobierno. De no revertirse la situación en los siguientes 60 días, podrán rescindir el acuerdo de forma unilateral.
La Provincia también «defenderá y mantendrá indemne e indemnizará a las empresas frente a cualquier reclamo o demanda relacionada con la construcción, uso y mantenimiento posterior de las obras», detalla el convenio.
Cuánto aportará cada una
El monto máximo de aporte para las obras que se fijó en el acuerdo fue de 154.500.000 dólares, tomando como valor de referencia inicial 1.100.000 dólares por kilómetro para las obras de asfalto nuevo y de 400.000 dólares por kilómetro para las que son de repavimentación.
De todas formas, las empresas se comprometieron a hacer aportes adicionales de hasta un 15% del monto máximo conforme se determine el valor final cuando se realicen las licitaciones. En consecuencia, el monto total a financiar podrá ascender a 177.675.000 dólares.
El acuerdo fija cómo será la distribución de aportes de las petroleras en el primer año de ejecución, pero aclara que se firmarán adendas en los períodos siguientes para actualizar los porcentajes. Como había explicado EconoJournal, las estimaciones para el reparto tuvieron en cuenta el acreaje de cada compañía en Vaca Muerta y su producción.
En el primer año de contrato, YPF será la que mayor aporte realice, con US$58.230.000 (37,69%), seguida de Vista con US$20.470.000 (13,25%). Entre ambas concentrarán el 51% de la inversión.
Le seguirá Pan American Energy con US$12.180.000 (7,88%) y Shell Argentina con US$10.990.000 (7,11%). En un cuarto escalón irán Pampa Energía con US$10.030.000 (6,49%); Tecpetrol con US$9.880.000 (6,39%); y Pluspetrol con US$9.520.000 (6,16%).
Con menos del 5% aportarán Compañía de Hidrocarburo No Convencional, US$7.281.000 (4,7%); Chevron Argentina, US$4.657.000 (3,00%); Total Austral, US$4.260.000 (2,76%); Phoenix Global Resources, US$2.530.000 (1,64%); y Wintershall Dea Argentina con US$1.740.000 (1,13%).
Las compañía que aportarán menos del 1% de estas obras son Continental Resources Argentina con US$1.450.000 (0,94%); Compañía de Desarrollo No Convencional con US$792.000 (0,5%); y GeoPark Argentina que financiará US$490.000 (0,32%).
Recupero «automático» y crédito para peajes
Los aportes que realicen las empresas, que funcionarían a modo de préstamo, se empezarán a devolver luego de 30 meses de la puesta en marcha del convenio.
A partir de ese momento, las operadoras podrán deducir los aportes de forma automática contra el pago periódico de las regalías y/o canon que les corresponda abonar a la Provincia, «todo ello a opción de cada empresa y hasta alcanzar el monto máximo de aportes para las obras».
Las deducciones tendrán un límite conjunto equivalente al 20% del monto total de las regalías y/o canon extraordinario de producción correspondiente a cada mes que abonen las empresas.
Adicionalmente al recupero, el convenio les otorga a las 15 compañías involucradas en el financiamiento de las rutas, en su carácter de «aportantes originarios», un certificado para el uso de peajes por un valor conjunto de 17.500.000 dólares que podrá ser aplicado en caso de que, finalmente, se implemente el régimen.
Ese beneficio podrá ser transferido por las operadoras a terceros que presten servicios de transporte, incluyendo sus contratistas, subcontratistas, proveedores de servicios logísticos y transportistas contratados.
La estadounidense Continental Resources, propiedad del magnate Harold Hamm, se convirtió en uno de los jugadores principales de Vaca Muerta tras adquirir en agosto el 50% de los activos que Mercuria tenía en Phoenix Global Resources, en una operación valuada en US$ 2.000 millones.
Con este movimiento, la compañía dejó de ser socia minoritaria para transformarse en protagonista del negocio petrolero argentino. La estrategia apunta a llevar la producción de Phoenix hasta los 100.000 barriles diarios hacia 2031, consolidando su presencia en la cuenca neuquina y rionegrina.
El paquete de activos incluye Mata Mora Norte y Mata Mora Sur en Neuquén, además de Confluencia Norte y Sur en Río Negro. También forman parte del esquema Los Toldos II Oeste, adquirido directamente por Continental, y Bajo del Toro Este, donde participa Integra Capital como socio de Phoenix.
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El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, informó que Harold Hamm le transmitió una proyección de desembolsos por US$ 5.000 millones para los próximos años. El dato surgió en un encuentro en Estados Unidos, del que también participaron Doug Lawler, CEO de Continental Resources, y Mariano Gaido, intendente de la ciudad de Neuquén.
El desembarco de Continental Resources en Vaca Muerta había comenzado meses antes de la operación con Mercuria. A principios de año, la petrolera adquirió el 20% de participación en cuatro bloques operados por Pan American Energy (PAE), entre ellos Loma Guadalosa en Río Negro, donde también participa TanGo Energy con el 35%. Para esa área se había previsto una inversión inicial de US$ 36 millones destinada a exploración.
La expansión de Continental Resources marca un nuevo capítulo en la internacionalización de Vaca Muerta, con inversiones de gran escala y un horizonte de producción creciente que refuerza el rol de la cuenca como motor energético de la Argentina.
La inversión extranjera directa (IED) en la minería argentina alcanzó un récord histórico de US$ 24.849 millones en marzo de 2026, según datos del Banco Central (BCRA). El salto confirma la magnitud del proceso de capitalización que atraviesa el sector, en un contexto de precios internacionales elevados y maduración de proyectos estratégicos.
En apenas dos años, el stock de IED se duplicó: pasó de US$ 12.402 millones en marzo de 2024 a los US$ 24.849 millones actuales. La comparación con septiembre de 2019 es aún más elocuente, ya que el capital inmovilizado en el país casi se triplicó desde entonces.
El informe conjunto de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR) también destaca un récord exportador en el mismo período, con envíos por US$ 4.742 millones. El oro continúa liderando con el 61% del total, mientras que el litio ya representa una cuarta parte de las exportaciones y creció más de 68% interanual en volumen físico.
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El flujo de capitales marcó otro hito: durante el primer trimestre de 2026 ingresaron US$ 2.799 millones netos de IED, el monto trimestral más elevado desde que el BCRA lleva registro, superando en un 36% al récord anterior de 2024.
Dentro de la estructura de inversión, el segmento de explotación de minas y canteras concentra la mayor parte del stock acumulado. Esta categoría pasó de poco más de US$ 1.000 millones en 2017 a superar los US$ 13.000 millones en el último registro, reflejando el peso creciente de los proyectos en etapa productiva.
La simultaneidad entre máximos de inversión y exportación responde a dos etapas de un mismo proceso: la maduración de las inversiones ya realizadas y el compromiso de nuevos capitales orientados a sostener la producción futura, con especial atención en litio y cobre. Con un stock que se multiplicó por casi tres desde 2019 y un flujo trimestral récord, la minería argentina consolida su lugar como uno de los principales destinos de capital extranjero dentro de la economía nacional.
El ferrocarril argentino no va a ser rentable si lo pensamos como en el pasado: una vía, una locomotora y vagones esperando carga. La oportunidad está en pensarlo de otra manera: como parte de una plataforma de integración económica.
En AIMAS proponemos el desarrollo del MODELO 5F. Un tren que no compite con el camión, sino que se asocia con él. Un sistema donde cada estación deja de ser una parada y se convierte en un nodo de negocios. Un modelo donde cargas, pasajeros, puertos, minería, energía, agro, pymes y logística urbana convivan dentro de una misma red. La lógica es simple: el camión llega donde el tren no; el tren aporta escala, volumen y eficiencia; los puertos abren salida regional e internacional; y las estaciones ordenan el movimiento en el territorio. Cuando esas piezas trabajan juntas, aparece la rentabilidad.
Vaca Muerta como punto de partida
El caso de Vaca Muerta lo muestra con claridad. Hoy existen cargas estratégicas, demanda concreta y territorios que necesitan conectividad. Arenas, minerales, insumos, agroindustria, contenedores, pasajeros y servicios pueden apoyarse sobre una misma infraestructura si se organizan con lógica intermodal en una red capaz de generar contratos, movimiento, escala y reinversión.
Cada nodo puede sumar actividad local. Cada carga puede alimentar la frecuencia. Cada frecuencia genera previsibilidad. Y donde hay previsibilidad, aparece inversión. De ramales aislados a corredores productivos. De estaciones vacías a centros de actividad. De costos dispersos a economías de escala. El sector empresario no tiene que esperar a que el sistema ferroviario cambie. Puede ser el actor que haga que empiece a cambiar.
El primer eslabón del MODELO 5F
El MODELO 5F necesita un primer eslabón. Y ese eslabón no es necesariamente el Estado, ni una gran obra pública, ni una reforma total previa. Puede ser un empresario que activa una plataforma logística alrededor de su propio negocio a partir de su necesidad concreta, volumen de carga, visión de largo plazo y capacidad de articular actores
Vaca Muerta necesita logística. El ferrocarril necesita carga. Las provincias necesitan conectividad. Los puertos necesitan volumen. Las pymes necesitan costos más bajos. El MODELO 5F conecta todas esas necesidades, pero para arrancar necesita un primer actor que aporte escala, contratos y decisión. Ese actor entra en escena no como alguien que financia un tren, sino como la pieza que pone en marcha el engranaje
Una red que integre a todo el ecosistema
El modelo se vuelve competitivo cuando sirve a actores de distintas escalas. Una empresa tractora puede aportar volumen y confianza inicial, pero la baja de costos aparece cuando se integran puerto, camión, ferrocarril, proveedores, pymes, operadores y territorios. La empresa líder tracciona; el ecosistema hace rentable la red.
Vaca Muerta ya tiene producción, inversión y demanda. Lo que necesita es una logística a la altura. El desarrollo energético no depende solo de perforar más o producir más; también depende de poder mover mejor arenas, insumos, equipos, combustibles, minerales, contenedores y servicios. Si cada flujo se resuelve por separado, el costo logístico sigue siendo una carga estructural. Pero si esos flujos se integran en una red ferroviaria e intermodal, el sistema gana escala, previsibilidad y eficiencia.
Qué necesita el originador del modelo
Solo se necesita un originador del modelo que:
● Aporte carga real: El tren necesita frecuencia, y la frecuencia necesita volumen comprometido. Un actor vinculado a Vaca Muerta puede comprometer o articular demanda: arenas, insumos, equipamiento, cargas industriales, contenedores o flujos asociados a proveedores. Esa carga inicial es lo que le da vida económica al corredor.
● Origine demanda alrededor suyo: Un empresario fuerte no mueve solo su propia carga: puede convocar proveedores, contratistas, operadores, clientes, cámaras y otros jugadores del ecosistema energético. Puede transformar cargas dispersas en una masa crítica común. Ese es el paso que convierte una idea técnica en un negocio logístico.
● Dé previsibilidad contractual: El modelo necesita contratos de mediano y largo plazo. No alcanza con viajes aislados. Si un actor privado garantiza un flujo estable, el sistema puede proyectar inversión, frecuencia, material rodante, nodos, playas de transferencia y servicios asociados.
● Active nodos de negocio: La oportunidad no está solo en mover carga de un punto a otro. Está en construir estaciones, centros de transferencia, depósitos, servicios logísticos, mantenimiento, consolidación de cargas, distribución regional y conexión con puertos. Ahí el sector empresario puede entrar no solo como usuario, sino como socio de infraestructura y operador de oportunidades.
● Dé licencia económica y política al proyecto: Cuando un actor productivo relevante dice “esto reduce costos, mejora competitividad y permite crecer”, el proyecto deja de ser una demanda ferroviaria y pasa a ser una agenda de desarrollo. Eso ordena conversaciones con provincias, municipios, puertos, operadores, bancos, cámaras y Estado.
Poner en marcha el tren que todos van a necesitar
Tenemos una nueva oportunidad. Y el desafío no es subirse a un tren que ya existe; es poner en marcha el tren que todos van a necesitar.
(*)Miembros de AIMAS – Asociación Intermodal de América del Sur.
, Federico Ignacio Weinhold, Claudio Esteban García y Jorge de Mendonca (*)
Un informe de Deloitte proyecta que la Argentina podría alcanzar una producción promedio cercana a 1,5 millones de barriles diarios de petróleo hacia 2030, y aproximarse a 1,7 millones hacia 2035, consolidándose como el segundo productor de hidrocarburos de América Latina, detrás de Brasil.
De concretarse este salto, el país pasaría del puesto 19 al 14 en el ranking mundial de productores de crudo, en un escenario de inversiones intensivas y expansión acelerada de infraestructura.
El estudio destaca que la expansión de la producción de petróleo y gas, junto con las inversiones en infraestructura energética y exportadora, podría aportar 0,14 puntos porcentuales adicionales al PIB anual entre 2026 y 2035, generar hasta 107.000 nuevos empleos y elevar la participación del sector del 3,4% al 5,5% del PIB.
Según el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), las 37 principales compañías de oil & gas se abastecen de casi 10.000 firmas proveedoras, de las cuales el 78% son pymes, lo que refleja la capacidad del sector para traccionar actividad y empleo más allá del yacimiento.
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Las proyecciones indican que para sostener el ritmo de perforación, completación de pozos, tendido de ductos e instalación de plantas de procesamiento, la industria deberá movilizar inversiones por alrededor de US$ 20.000 millones anuales hacia finales de la década, acumulando más de US$ 160.000 millones en diez años.
En materia de comercio exterior, las exportaciones hidrocarburíferas podrían crecer desde US$ 11.000 millones en 2025 hasta US$ 46.700 millones en 2035, superando incluso los niveles actuales de los principales complejos agroindustriales argentinos. El desarrollo de proyectos de Gas Natural Licuado (GNL), con inicio previsto en 2027, permitiría alcanzar exportaciones de gas y derivados por US$ 15.500 millones anuales hacia 2035.
La Comisión de Minería de la Cámara de Diputados otorgó dictamen de mayoría al proyecto que busca incorporar las tierras raras dentro de la primera categoría del Código de Minería. La iniciativa se enmarca en el creciente interés estratégico por estos recursos, clave en industrias tecnológicas y energéticas.
El proyecto propone incluir elementos como escandio, itrio y los 15 lantánidos, otorgándoles un marco jurídico específico. La discusión apunta a definir cómo quedarán contemplados en la legislación argentina y qué alcance tendrá su regulación.
Durante la reunión, encabezada por la diputada catamarqueña Fernanda Ávila, se presentó también un dictamen de minoría de Unión por la Patria y expuso Juan Biset, miembro fundador del Grupo de Trabajo de Asuntos Mineros del CARI.
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El debate sobre tierras raras se intensificó en los últimos meses. En agosto, la comisión convocó a especialistas y legisladores para analizar propuestas como el proyecto “Impulso a las Tierras Raras”. En junio, el diputado jujeño Guillermo Snopek había presentado otra iniciativa para modificar el artículo 3° de la normativa.
De acuerdo con el SEGEMAR, Argentina cuenta con aproximadamente 190.395 toneladas de recursos de tierras raras, con yacimientos confirmados en cinco provincias y potencial en zonas como Valle Fértil (San Juan). Sin embargo, la falta de información geológica suficiente fue uno de los puntos señalados en el debate parlamentario.
El dictamen aprobado representa un paso dentro del proceso legislativo, aunque todavía deberá ser tratado en el recinto de Diputados y luego en el Senado. La discusión dejó expuestas posiciones encontradas: algunos sectores ven en el marco jurídico una oportunidad para atraer inversiones, mientras otros reclaman más estudios antes de avanzar.
La refinería platense de YPF procesa unos 210.000 barriles diarios de crudo -un 70% proveniente de Vaca Muerta- y produce más del 40% de las naftas que abastecen al mercado nacional.
YPF obtuvo dos distinciones internacionales otorgadas por la World Refining Association en el marco de las entregas a la excelencia del sector downstream de América Latina. Por un lado, la petrolera la Argentina se adjudicó el galardón a la «Refinería del año» por el desempeño integral de su complejo industrial de La Plata. Y a la vez, logró el premio a la «Tecnología digital del año» junto a Boston Consulting Group (BCG) por la creación de la herramienta Ekons Matrix IA.
La nómina completa de las distinciones entregadas por la World Refining Association incluyó a Mauricio Martin, vicepresidente ejecutivo de Midstream & Downstream en YPF, galardonado como Ejecutivo del Año; Axens como Proveedor de catalizadores del año; a Petrobras por su solución CORSIA-Certified SAF en Transición energética; y a Guadalupe Malaisi (Refinería Buenos Aires) como Ingeniero destacado.
La distinción otorgada a la refinería bonaerense responde a su posicionamiento estratégico y a las métricas de eficiencia operativa alcanzadas en los últimos dos años. La planta de La Plata procesa actualmente unos 210.000 barriles de crudo por día, de los cuales el 70% proviene de Vaca Muerta.
Desde este complejo de 400 hectáreas se elabora el 41% de las naftas y el 39% del gasoil del consumo de la Argentina, garantizando además el abastecimiento de más del 60% del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). El premio se concreta en un contexto de redefiniciones del parque refinador de las principales petroleras por el abundante recurso disponible de Vaca Muerta.
Mauricio Martin, el vicepresidente ejecutivo de Midstream & Downstream de YPF fue galardonado como Ejecutivo Downstream del Año por la World Refining Association.
Para conceder el premio al complejo industrial, el jurado evaluó los resultados arrojados por las auditorías globales del Estudio Solomon, el benchmark de referencia en la industria. La evaluación ubicó a la planta en el primer cuartil a nivel mundial por su margen neto y en el segundo cuartil por sus costos de producción, posicionándola en parámetros de competitividad similares a los de las mejores refinerías del mundo.
El galardón a La Plata reconoce también el proceso de modernización, paradas técnicas programadas y optimización de eficiencias operativas llevado adelante por la compañía. Estas reformas permitieron adecuar la infraestructura técnica para procesar volúmenes récord del shale oil no convencional neuquino y maximizar la producción de combustibles bajo especificaciones ambientales de ultra bajo azufre.
Inteligencia artificial contra la fuga de valor en el refino
El segundo reconocimiento recibido por YPF destacó el desarrollo de Ekons Matrix AI para resolver una problemática histórica del refino de petróleo como es la estimación de la calidad de los combustibles en tiempo real.
En diálogo con EconoJournal, Roberto Rodríguez, principal project leader en BCG, explicó el origen de esta innovación: «Con YPF empezamos hace cuatro años implementando soluciones digitales focalizadas en la toma de decisiones operativas. En este caso, el problema es común a toda la industria y nace prácticamente con el origen del refino de petróleo».
Hasta ahora, el control se basaba en muestras de laboratorio que arrojaban valores puntuales una o dos veces al día. «Eso hace que se pierda parte de la película en tiempo real, porque los procesos no son lineales y se están moviendo constantemente; porque el flujo de una refinería evoluciona como un electrocardiograma», graficó el especialista.
Frente a esa inestabilidad, la solución tradicional consistía en detener la operación para medir los componentes. «Cuando se basa en un modelo estático se pueden tardar hasta 18 horas en hacer un blending: hay que parar, estabilizar al 50% de llenado, sacar la muestra y llevarla al laboratorio. Son horas de tanques parados que pierden tiempo de producir», indicó el ejecutivo de BCG.
Roberto Rodríguez, principal project leader de BCG explicó cómo el desarrollo de inteligencia artificial junto a YPF permite optimizar el proceso de mezclado en tiempo real.
Para revertir esta ineficiencia, Ekons Matrix AI «hace como herramienta una estimación en tiempo real de todas las corrientes de las unidades de proceso desde el origen y las propaga hacia los tanques intermedios y finales», explicó Rodríguez a EconoJournal.
«Aplicamos machine learning que aprende de los propios errores y lo combinamos con simulación de procesos. Se basa en una matriz millométrica que resuelve un problema donde los simuladores convencionales no podían converger», explicó el experto.
La clave del desarrollo radica en la velocidad de anticipación operacional para corregir los desvíos. «Actuamos directamente en el origen, ajustando la unidad de proceso antes de que la desviación llegue al tanque final. Es un software que trabaja en tiempo real y cada uno o dos minutos da una medida de la calidad de todo el sistema», destacó el referente de BCG sobre la plataforma personalizada para la refinería platense.
Como eje de este salto tecnológico en la unidad de La Plata, la compañía impulsó la creación de su propio Centro de Inteligencia en Tiempo Real (RTIC). «El RTIC refuerza la función y actúa como un catalizador de todo este tipo de herramientas y procesos superadores para llevar las optimizaciones de la refinería a otro nivel», concluyó Rodríguez respecto a esa infraestructura centralizada.
«Los pozos tienen información no totalmente completa y muchas veces confusa. Lo que han mostrado hacia afuera es más confuso o por lo menos parcial, no es una información completa», aseguró Kokogian.
Daniel Kokogian, geólogo, consultor y exdirector de YPF, analizó la información disponible sobre el proyecto Sea Lion en una entrevista con Nicolás Gandini para el ciclo Mano a Mano de EconoJournal. Su diagnóstico es cauteloso: asegura que existe petróleo en la cuenca, pero considera que la información publicada hasta ahora no permite concluir que su explotación resulte económicamente rentable.
“Hay petróleo, pero ¿cuánto recupero?”
Kokogian conoce la región desde hace décadas. En 1990 participó de una campaña exploratoria de Occidental Petroleum en la cuenca de Malvinas ubicada entre las islas y el continente y, posteriormente, siguió el desarrollo de la actividad británica en la zona.
El especialista destacó la calidad del trabajo exploratorio realizado inicialmente alrededor de Sea Lion, pero planteó dudas sobre la información obtenida a partir de los pozos perforados.
—Como geólogo, como una persona que conoce mucho, ¿vos ves esto y decís “está bien”?
—Es un trabajo exploratorio muy bueno, hasta que llegás a los pozos.
—¿Y ahí qué pasa?
—Los pozos tienen información no totalmente completa y muchas veces confusa. Lo que han mostrado hacia afuera es más confuso o por lo menos parcial, no es una información completa. ¿Hay petróleo en Malvinas? Sí, hay petróleo en Malvinas. ¿Es económicamente rentable producirlo? No sé.
Una de las principales objeciones de Kokogian está en los ensayos de productividad. Según explicó, el pozo descubridor de Sea Lion fue sometido a un test de apenas 18 horas, a partir del cual inicialmente se proyectó una producción potencial de 4.000 barriles diarios. Un año después, esa estimación fue reducida a 2.000 barriles diarios sin que, según señaló, exista nueva actividad en el pozo.
—¿Eso es normal en el funcionamiento? Uno tiene que ser cauteloso en un proyecto offshore porque es un proyecto de largo plazo. ¿Es normal ese ida y vuelta?
—No, ahí hay fruta, están tirando fruta.
El geólogo también señaló que el reservorio presenta múltiples capas y heterogeneidades que pueden volver más compleja su explotación. Por eso cuestionó que la información disponible sea suficiente para comprometer el capital necesario para desarrollar el campo.
—Tengamos buenos pozos, terminémoslos bien, testeémoslos un mes. O sea, tengamos datos duros porque acá hay petróleo y puede haber mucho, pero yo tengo que tener datos de productividad. Si no tengo el dato de la productividad de los pozos, ¿voy a ir a poner US$ 1.300 millones?
Kokogian hizo referencia al plan de desarrollo que contempla una primera fase de 15 pozos para poner en producción alrededor de 170 millones de barriles. Según su análisis, eso implicaría recuperar entre 12 y 13 millones de barriles por pozo, una estimación que consideró incompatible con las características conocidas del reservorio.
“Eso es absolutamente imposible y eso sí lo digo. Eso no existe. ¿Por qué? Porque tendría que ser un reservorio absolutamente excepcional”, sostuvo.
¿Por qué avanzar entonces con la decisión final de inversión?
Las dudas técnicas llevan a una segunda pregunta: por qué Rockhopper Exploration y Navitas Petroleum decidieron avanzar con la decisión final de inversión (FID) a fines de 2025 después de más de una década sin nuevos pozos exploratorios.
Kokogian puso el foco en la relación contractual entre ambas compañías.
Navitas ingresó al proyecto y, tras un acuerdo alcanzado en 2022, pasó a controlar el 65% de la asociación, mientras Rockhopper conservó el 35%. Según explicó el geólogo a partir de los reportes de las compañías, el acuerdo contemplaba una cláusula que habilitaba a Rockhopper a remover a Navitas como operador si en un plazo de cinco años no se producía un avance significativo hacia la FID, pero con un detalle: de darse esta condición, se le debería devolver a Navitas el dinero invertido.
—Tal vez la decisión de anunciar en diciembre del año pasado un FID…
—Exactamente, es el 2027 [en referencia a que se cumplirían los cinco años pautados]. Entonces, un año antes se juntan y dicen: “Bueno, ¿qué vamos a hacer? No hicimos nada hasta ahora. Y bueno, vamos con el FID”. ¿Por qué? Primero porque la plata la pone Navitas. Navitas no quiere salirse, pero Rockhopper tampoco quiere sacarlo para pagarle, si no tiene plata. Entonces dijeron: “Avancemos con el FID”.
Kokogian vinculó además esa decisión con otro cambio que considera llamativo: la recategorización de parte de los recursos contingentes de Sea Lion como reservas.
Según explicó, durante años el proyecto había reportado alrededor de 200 millones de barriles como recursos contingentes. Hacia fines de 2025, unos 170/180 millones de barriles pasaron a ser considerados reservas.
—¿Qué te dice esa recategorización?
—Seguramente te pueden decir “bueno, es que ahora hay un financiamiento”, punto. Navitas es el que no quiere que le saquen la operación y Rockhopper está de acuerdo porque no quiere pagarle la plata. Win-win para todo el mundo.
—¿Y eso en la industria es normal?
—El cambio de recategorización no, eso es raro. Eso es un trigger, un disparador que dice “bueno ahora sí, vamos”.
Para Kokogian, por lo tanto, la FID no elimina las incertidumbres geológicas y económicas que rodean al proyecto.
El precio del petróleo también puede modificar la ecuación. El especialista recordó que años atrás había sido mucho más pesimista sobre Sea Lion, cuando el barril cotizaba alrededor de US$ 40. Con precios más altos, admitió, la evaluación cambia. “Ahora vale casi US$ 100. Ellos usaron US$ 77. No es loco, pero es bastante arriesgado”, explicó.
“No nos podemos quedar callados”
El escepticismo de Kokogian sobre Sea Lion, sin embargo, no se traduce en una posición contraria a la reacción del Gobierno argentino.
“Otra cosa que quisiera decir es que no tengo la menor duda de que no nos podemos quedar callados. De ninguna manera Argentina puede dejar que hagan lo que quieran y no decir nada”, afirmó.
Para el geólogo, la discusión excede la probabilidad de que Sea Lion alcance finalmente la producción comercial.
—¿Por qué?
—Porque es un área que estamos reivindicando. ¿Cómo no vamos a decir nada? Es una obligación del Gobierno decir algo, este o el que estuviese tiene que decir algo. Están diciendo que dentro de dos años van a producir petróleo, no importa si es un bluff.
Kokogian sostuvo que la cuestión tampoco debería analizarse exclusivamente desde una perspectiva técnica y destacó la creciente importancia geopolítica de los recursos energéticos y del Atlántico Sur. Incluso si las recientes medidas oficiales respondieran a motivaciones políticas, como planteó Gandini, consideró positiva la decisión de volver a poner el tema en agenda.
“Y ponele que lo hace por eso, mejor que lo haga. Es una obligación. Si lo hace sólo por especulación política, bueno, okey. A los hechos concretos va a ser útil”, afirmó.
“YPF está haciendo lo que tiene que hacer e hizo lo que tendría que haber hecho hace décadas”, afirmó Kokogian, en referencia al Plan Andes.
“Hoy la prioridad es Vaca Muerta”
La discusión sobre Sea Lion abrió finalmente otro interrogante: qué lugar debería ocupar la exploración offshore dentro de la estrategia energética argentina.
Para Kokogian, hoy la respuesta es clara: el offshore tiene potencial exploratorio, pero no debería competir en prioridad ni en recursos con Vaca Muerta.
—Nunca me termina de quedar en claro cuál es el rol que el offshore debería jugar para la Argentina hoy, en términos estratégicos, a lo que hay por explorar. ¿Qué harías vos?
—Yo creo que, en el contexto de Argentina hoy, es secundario, no es prioritario para nada. Hoy es Vaca Muerta, escalar Vaca Muerta, que sea mejor todavía.
—¿Y qué hacemos con el offshore exploratorio? Pensando en esta geopolítica.
—Hay posibilidades todavía de explorar más, porque el offshore es una cosa grande. Hay una posibilidad en el offshore de Tierra del Fuego, seguro. Ahí puede haber algo más pero no creo que de la magnitud de lo que ya fue explorado, descubierto. Después hay que venirse a la costa de Buenos Aires, con las evidencias. Y ahora va a ser clave lo que pase en Uruguay.
La misma cautela se trasladó al debate sobre una eventual participación de YPF en nuevas campañas exploratorias.
—Si vos sos director de YPF, como lo fuiste entre 2016 y 2019, y yo te digo “tenemos que hacer una asignación de CAPEX de inversión de YPF para hacer estos pozos”, ¿te convenzo?
—¿Cuánto tengo que poner? ¿El 2%, el 1%? ¿O el 10%? El 10%, no. Si la idea es seguir haciendo algo porque hay algún dato, si hay un hilo del que tirar, vamos. Pero si me vas a decir que te vas a gastar US$ 200 millones, no ahora.
Para Kokogian, la prioridad de YPF debe continuar puesta en el desarrollo de Vaca Muerta y sus proyectos asociados.
“YPF está haciendo lo que tiene que hacer e hizo lo que tendría que haber hecho hace décadas”, afirmó, en referencia al Plan Andes. Y concluyó: “Antes de decirle, ya no a YPF sino a la industria, al país, qué puedo hacer para incentivar que alguien vaya al offshore, que piensen qué pueden hacer para que muchos que se jugaron y se metieron sobrevivan en el convencional. Porque hay mucho petróleo. Acá hay un error en considerar que está agotado”.
La petrolera argentina Pluspetrol concretó el ingreso como socia en dos áreas estratégicas de la formación de hidrocarburos no convencionales Vaca Muerta, en Neuquén. La operación fue aprobada por el Gobierno provincial, que recibirá 13,9 millones de dólares en aportes e impuestos.
Las áreas involucradas son La Escalonada y Rincón La Ceniza, con superficies de 239 km² y 220,77 km² respectivamente. Según la distribución de fluidos de la formación, La Escalonada se ubica en la ventana de petróleo volátil y gas condensado, mientras que Rincón La Ceniza corresponde a la ventana de gas condensado y gas húmedo.
El consorcio quedó conformado por la filial local de Shell (45%), Vaca Muerta Inversiones (VMI) (25%), Pluspetrol (20%) y la empresa estatal provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) (10%). Este esquema refuerza la diversificación de socios en la explotación de Vaca Muerta.
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La operación se enmarca en un acuerdo previo entre YPF y Pluspetrol, firmado en enero de 2026, que implicó el intercambio de activos: YPF cedió a Pluspetrol el 44,44% de VMI, mientras que Pluspetrol transfirió a YPF el 50% de su participación en Las Tacanas, Meseta Buena Esperanza y Aguada Villanueva.
Con epicentro en Neuquén, Vaca Muerta es la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional. Desde 2013 ha recibido inversiones por 52.000 millones de dólares, alcanzando en 2026 niveles récord de producción.
Este crecimiento permitió a Argentina reducir sustancialmente sus importaciones de gas durante el invierno austral, generar saldos exportables de hidrocarburos y recuperar el superávit en la balanza energética. El ingreso de Pluspetrol refuerza la dinámica de inversión y consolida la etapa de desarrollo masivo de la formación.
La expansión de Vaca Muerta impulsa nuevas soluciones para responder al déficit habitacional en Neuquén. La compañía LS Electromecánica SA presentó una línea de módulos habitacionales y tráileres destinados a campamentos petroleros, con plazos de construcción de 45 a 60 días, muy por debajo de la obra tradicional.
El sistema modular permite entregar unidades adaptables en diferentes dimensiones y niveles de equipamiento: desde monoambientes y oficinas hasta viviendas con una o dos habitaciones, baño, cocina y espacio de estar. Además, no requiere necesariamente una platea convencional, ya que puede instalarse sobre pilotes o directamente sobre el terreno.
De acuerdo con Javier Zelarallán, asesor comercial de la firma, la propuesta surge de un relevamiento propio del mercado y busca trasladar la experiencia de LS Electromecánica en infraestructura para Oil & Gas hacia soluciones habitacionales versátiles. La entrega incluye estructura, planos y sistemas eléctricos, completando el proceso de fabricación en planta.
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La compañía dispone de una planta industrial de 4.000 m² cubiertos y una dotación de 65 trabajadores, lo que le permite escalar producción para atender la demanda creciente en Neuquén y Añelo. Durante varios meses recorrieron la región para evaluar oportunidades y confirmaron el dinamismo económico generado por la actividad petrolera.
El movimiento de negocio observado llevó a LS Electromecánica a consolidar su presencia con una oferta que combina construcción modular, infraestructura habitacional y soluciones para instalaciones petroleras. La intención es competir en un mercado que suma proveedores y alternativas a medida que aumenta la demanda.
Con esta iniciativa, Vaca Muerta incorpora un nuevo componente a su ecosistema de expansión: viviendas rápidas, adaptables y pensadas para acompañar el ritmo de la industria energética.
Los depósitos de gas terminaron la última temporada invernal por debajo del 30%.
Budapest, Hungría — Mientras una leve caída de temperatura da un respiro a los ciudadanos y turistas que recorren las principales capitales de Europa después de un verano marcado por sucesivas olas de calor, la próxima llegada del frío vuelve a dirigir la atención hacia las reservas de gas con las que el continente enfrentará el invierno 2026/27.
Según la base de datos de Gas Infrastructure Europe (GIE), la Unión Europea llegó a septiembre con sus depósitos de gas en torno al 66%, el nivel más bajo registrado para esta altura en 15 años.
¿Cómo llegó Europa a esta situación?
El fenómeno tiene varias aristas, una de ellas el invierno 2025/26. Una temporada más fría de lo habitual y un mayor uso del gas para calefacción y generación eléctrica llevaron a una fuerte extracción de los depósitos, que terminaron la temporada invernal por debajo del 30%, cerca de mínimos de nueve años, según el reporte de la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER).
La temporada de verano tampoco fue favorable. Las sucesivas olas de calor afectaron la generación de energía hidráulica y nuclear en algunos mercados, aumentando la demanda de generación de energía a gas (34% interanual durante la ola de calor de fines de junio, según Kpler), precisamente durante los meses en los que Europa necesitaba acelerar las inyecciones en almacenamiento.
A ese escenario se sumó la disrupción de la oferta de GNL proveniente de Qatar, en medio de la escalada del conflicto en el Golfo Pérsico. La menor disponibilidad de cargamentos cataríes incrementó la competencia por el GNL y elevó la volatilidad de los precios europeos.
Por qué 2026 no es 2022
A pesar del bajo nivel de almacenamiento, Bruselas insiste en que la situación actual es sustancialmente distinta de la crisis energética que atravesó Europa después de la invasión rusa de Ucrania.
Desde 2022, la Unión Europea redujo de forma significativa su dependencia del gas ruso, cayendo desde alrededor del 40% en 2021 hasta el 12% en 2025. Al mismo tiempo, Europa incrementó las compras de GNL -principalmente desde Estados Unidos- y reforzó las importaciones por gasoducto desde proveedores como Noruega. La estrategia forma parte de REPowerEU, el plan europeo para eliminar progresivamente la dependencia de los combustibles fósiles rusos.
Ese cambio estructural es el principal argumento de la Comisión Europea para relativizar el riesgo asociado a los bajos inventarios. “Si bien la situación en los mercados energéticos mundiales sigue siendo excepcional y requiere una estrecha vigilancia, también difiere significativamente de la de 2021/2022. Hoy, la UE está mejor preparada gracias a una mayor diversificación, una mayor capacidad de importación de GNL y una menor demanda de gas [en comparación de los niveles previos a la crisis energética de 2022]”, afirmó el Grupo de Coordinación del Gas.
ENTSOG, la asociación consultada por EconoJournal que agrupa a los operadores europeos de los sistemas de transporte de gas, también afirmó que “la infraestructura gasista europea existente sigue siendo lo suficientemente flexible”.
“La capacidad europea de regasificación de GNL asciende a aproximadamente 1.600 TWh por temporada de invierno (unos 145 bcm), lo que aporta una flexibilidad considerable en la capacidad de importación; esto permite compensar parcialmente unos niveles de almacenamiento más bajos al inicio de la temporada de extracción y respalda la capacidad del sistema gasista para satisfacer la demanda invernal”, explicaron a partir de su informe “Perspectiva de suministro para el verano de 2026”.
Aunque advierten: “Desde la perspectiva de la seguridad del suministro, sería importante inyectar gas durante la temporada de verano y mantener el almacenamiento en un nivel adecuado hasta el final del invierno”.
Menor margen de error para el invierno europeo
Si bien por sí mismos los bajos niveles de almacenamiento no presentan un riesgo inminente en la provisión de gas, sí “pueden tener un impacto negativo sobre la flexibilidad del sistema gasífero y sobre los precios, especialmente durante episodios de alta demanda”, señaló ENTSOG. A este punto de partida, también podría sumarse una conjunción de factores, entre ellos el clima frío, la débil energía renovable y el suministro limitado de GNL.
Un invierno más frío de lo habitual elevaría la demanda para calefacción y aceleraría las extracciones de los depósitos, especialmente sensibles este año por el menor colchón con el que Europa comenzará la temporada. Es decir, se repetiría la problemática del invierno 2025/26 pero con alrededor de 12 puntos porcentuales menos de almacenamiento para esta misma época del año.
A la temperatura se suma el comportamiento del sistema eléctrico. Los episodios conocidos como Dunkelflaute -períodos con poco viento y baja generación solar- pueden incrementar la utilización de centrales térmicas a gas, elevando la demanda precisamente durante los meses de mayores extracciones de los almacenamientos.
Europa también queda especialmente expuesta a los shocks internacionales, más allá de su capacidad de reemplazar el gas ruso. Según Trading Economics, “los precios europeos del gas natural subieron un 5% hasta los 84 €/MWh este lunes, el nivel más alto desde diciembre de 2022, mientras persisten las tensiones en Oriente Medio”.
Según datos de ACER, Qatar aportó alrededor del 7% del GNL importado por la Unión Europea durante el último invierno, equivalente a cerca del 4% de sus importaciones totales de gas. Aunque su participación relativa es limitada, una interrupción prolongada podría endurecer el mercado global de GNL y obligar a Europa a competir con Asia, justo cuando Europa debería acelerar su inyección de gas.
ACER advirtió que, si la producción catarí permaneciera restringida durante el invierno, la competencia por el GNL podría convertirse en uno de los principales factores de presión sobre los precios europeos.
La situación plantea una paradoja para el Viejo Continente: Europa cuenta hoy con más infraestructura, más proveedores y una menor dependencia de Rusia que durante la crisis de 2022, pero llega al invierno con bajos niveles de almacenamiento, menor margen de error y una mayor exposición al mercado internacional de GNL.
El precio del crudo registró una fuerte suba el 14 de septiembre de 2026 luego de ataques con drones contra infraestructura energética en Arabia Saudita. El Brent escaló a 108,23 dólares por barril (+3,46%) y el WTI alcanzó 103,20 dólares (+3,15%), en un contexto de tensión creciente en Medio Oriente.
La paralización preventiva del oleoducto Oriente-Occidente y la incertidumbre sobre el tránsito en el Estrecho de Ormuz impulsaron la reacción inmediata de los mercados. Analistas señalaron que la interrupción de la oferta saudita refuerza la presión alcista sobre los precios internacionales.
En Europa, el gas natural también se encareció un 3,8%, reflejando el impacto de la crisis en la matriz energética global. Los operadores advierten que, de persistir la situación, el Brent podría acercarse nuevamente a los máximos de marzo de 2026, cuando superó los 119 dólares por barril.
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El episodio se suma a la suspensión de contactos diplomáticos entre países del Golfo e Irán, aumentando la percepción de riesgo geopolítico. La escalada militar en la región, atribuida al movimiento hutí, refuerza la volatilidad en los mercados energéticos.
Las reacciones internacionales incluyeron declaraciones de líderes políticos y advertencias sobre la necesidad de garantizar la seguridad de las rutas marítimas. El Estrecho de Ormuz, por donde transita cerca del 20% del petróleo mundial, se convierte nuevamente en epicentro de la tensión.
Con este escenario, el mercado energético enfrenta una combinación de factores: reducción de oferta, incertidumbre diplomática y riesgo de escalada militar. La consecuencia inmediata es un repunte en los precios del crudo y del gas, con impacto directo en la economía global.
La petrolera YPF confirmó la incorporación del primer set de fractura 100% eléctrico en sus operaciones de Vaca Muerta, marcando un hito tecnológico en la industria argentina. Se trata de ZEUS, la plataforma desarrollada por Halliburton, que llega por primera vez fuera de Norteamérica y promete transformar la etapa de completación de pozos shale.
En este despliegue, cada unidad de bombeo puede entregar hasta 5.000 caballos de fuerza hidráulicos (HHP) de manera sostenida, con capacidad de trabajar a 22 barriles por minuto y 9.500 psi. La electrificación elimina componentes mecánicos asociados a motores diésel y transmisiones, reduciendo puntos de falla y tareas de mantenimiento.
Según Matías Farina, vicepresidente ejecutivo de Upstream de YPF, la tecnología permitirá operar con mayor eficiencia, confiabilidad y precisión. “Nuestro objetivo es claro: convertir a YPF en la compañía de no convencionales más importante del mundo, y eso requiere innovar permanentemente e incorporar las mejores soluciones disponibles para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó.
El contrato con Halliburton, adjudicado en abril de 2026, es multimillonario, exclusivo y plurianual. Incluye además la plataforma OCTIV Auto Frac, diseñada para automatizar y estandarizar parte del proceso de fractura durante el bombeo. La combinación de potencia eléctrica, automatización y monitoreo digital marca el rumbo de la competencia tecnológica en Vaca Muerta.
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De acuerdo con Halliburton, ZEUS logró en otras operaciones transiciones entre etapas hasta 30% más rápidas y un 11% más de horas mensuales de bombeo efectivo. Aunque esos indicadores corresponden a experiencias previas, reflejan el potencial de la tecnología para acelerar completaciones en Argentina.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, señaló que el equipo que llegó al país es el primero de cuatro sets contemplados en el acuerdo, lo que confirma que la electrificación no será una experiencia aislada sino parte de un proceso de transformación más amplio.
La llegada de ZEUS coincide con un récord de actividad en Vaca Muerta: en junio de 2026 se registraron 2.760 etapas de fractura, con YPF concentrando aproximadamente la mitad. La expansión proyectada de la producción requerirá que perforación y completación acompañen el crecimiento de la infraestructura de transporte y exportación.
Con este avance, Vaca Muerta inicia una nueva etapa tecnológica donde electrificación, automatización y análisis de datos se combinan para producir más, reducir tiempos y llevar la eficiencia del shale argentino hacia estándares internacionales.
La petrolera YPF incorporó la solución de inteligencia artificial Ekons Matrix AI, desarrollada junto con Boston Consulting Group (BCG), en la refinería de La Plata. La herramienta fue reconocida como Tecnología Digital del Año durante la conferencia LARTC, realizada en Buenos Aires entre el 8 y el 10 de septiembre de 2026.
En la operación industrial, la aplicación permite seguir en tiempo real las propiedades de las corrientes que intervienen en la producción de combustibles, reduciendo hasta un 50% los tiempos de blending respecto de los procesos tradicionales que demandan entre 18 y 20 horas.
La implementación comenzó entre marzo y abril de 2026 y requirió seis meses de despliegue. El sistema integra datos desde las unidades de proceso hasta los tanques de componentes, lo que facilita detectar desviaciones antes de que afecten la mezcla final.
Dentro del Complejo Industrial La Plata, la innovación responde a un desafío histórico de las refinerías: la demora entre la toma de muestras y los resultados de laboratorio. Con Ekons Matrix AI, la información se encuentra disponible de manera continua en la sala de control, lo que mejora la seguridad operativa y optimiza el uso de componentes.
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En el plano internacional, Argentina se convierte en el primer país en aplicar esta tecnología en una operación de refinación. Según Roberto Rodrigo, líder de Ekons OPS AI en BCG, la herramienta combina inteligencia artificial con reglas termoquímicas basadas en simulación rigurosa de procesos.
La World Refining Association destacó la implementación como un caso pionero en la región. Para YPF, la incorporación de esta solución refuerza su estrategia de innovación digital y mejora la eficiencia en la producción de combustibles.
Por otra parte, la refinería de La Plata se convierte en referencia internacional en la aplicación de inteligencia artificial en procesos de downstream, mientras BCG proyecta replicar el modelo en otras operaciones de refinación.
La petrolera francesa TotalEnergies anunció el descubrimiento de petróleo en el pozo Acacia‑5, ubicado en el Bloque 17 frente a las costas de Angola. El hallazgo, realizado en junio de 2026, permitirá sumar alrededor de 6.000 barriles diarios a la producción del bloque mediante un desarrollo acelerado conectado a la unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO Pazflor).
En este activo, la compañía opera con una participación del 38%, acompañada por Equinor (22,16%), ExxonMobil (19%), Azule Energy (15,84%) y Sonangol E&P (5%). El uso de infraestructura existente evita la construcción de una instalación independiente y reduce los plazos de incorporación de nuevos recursos.
El hallazgo se suma al descubrimiento realizado en el Bloque 0 de la cuenca del Bajo Congo, donde TotalEnergies mantiene una participación del 10%. Además, la empresa firmó acuerdos con la Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANPG) para operar los bloques de exploración 17/25 y 32/21, con una participación del 40%.
Ambos bloques cuentan con cobertura sísmica 3D y se ubican próximos a instalaciones que TotalEnergies ya opera en los bloques 17 y 32, donde actualmente producen seis FPSO. Esta cercanía abre la posibilidad de conectar futuros descubrimientos mediante desarrollos submarinos o tie‑backs, optimizando costos y tiempos de desarrollo.
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La estrategia de la compañía en Angola se centra en aprovechar infraestructura instalada para acelerar la producción de nuevos recursos. En 2025, TotalEnergies produjo alrededor de 156.000 barriles equivalentes diarios en el país, consolidando su presencia como uno de los principales operadores internacionales en la región.
En febrero de 2026, la empresa firmó un acuerdo marco con ANPG y ExxonMobil para adquirir una participación del 35% en los bloques 40, 41, 42 y 58 de la cuenca de Benguela, ampliando su exposición a distintas zonas offshore.
“El descubrimiento de Acacia‑5 y la incorporación de nuevos bloques refuerzan nuestra ambición en Angola, respaldada por los incentivos introducidos para fomentar la inversión”, declaró Patrick Pouyanné, presidente y director ejecutivo de TotalEnergies.
Con estos avances, TotalEnergies consolida su actividad de exploración y producción en Angola, apostando por el desarrollo acelerado de recursos cercanos a infraestructura existente y por la expansión de su cartera en las principales cuencas marinas del país.
El intendente Mariano Gaido y el gobernador Rolando Figueroa en la inauguración de la Feria del Libro.
Neuquén cumplió 122 años. Una de las ciudades argentinas de mayor crecimiento en las últimas décadas comenzó su historia a principios del siglo XX cuando, siendo apenas un caserío alrededor de las vías del ferrocarril, recibió del presidente Julio Argentino Roca el decreto que la instituyó como capital del territorio en reemplazo de Chos Malal.
Con casi 300.000 habitantes, hoy es el epicentro político y económico indiscutido de la provincia, concentra un 40% de su población y es la puerta de entrada de Vaca Muerta. Pero este domingo no habrá desfile para celebrar su aniversario.
Las preocupaciones del intendente Mariano Gaido empiezan a crecer, conforme lo hacen los reclamos vecinales. El jueves, un grupo de comerciantes sorprendió a la jefa de Gabinete (y posible candidata a la sucesión), María Pasqualini, en la inauguración de una plaza. Los manifestantes, en su mayoría vendedores ambulantes, fueron a pedir que el municipio los habilite a volver a trabajar, tras la ordenanza que prohibió este tipo de actividad.
Pasqualini prometió reuniones, la discusión fue subiendo de tono y los funcionarios debieron retirarse del lugar.
Esa irrupción de manifestaciones autoconvocadas, por distintas causas, es la que viene desincentivando la aparición del intendente y otras figuras de su gabinete en eventos muy anunciados. El viernes, la invitación a la inauguración de la XIII Feria Internacional del Libro que Gaido encabezó con el gobernador Rolando Figueroa fue discreta.
En los equipos municipales también advierten que los reclamos, hoy en redes sociales, por las obras que están interviniendo grandes porciones de la barda para la apertura de calles y otros proyectos inmobiliarios también puedan pasar a la acción. Hay grupos activos donde matchean ambientalistas con runners y vecinos preocupados por la aparición de zorritos desorientados que supuestamente están perdiendo su hábitat. «Médanos y chacras, hoy todo ciudad», cantó el poeta Marcelo Berbel.
¿Encuentran estas manifestaciones una vía electoral? En el oficialismo no ven una amenaza tangible para el 2027, aunque los libertarios se entusiasmen con dar una sorpresa en Neuquén capital.
Son, eso sí, expresiones que pueden generar efecto contagio y multiplicar una incomodidad nada deseable en medio de una campaña electoral. Por eso, la misma atención está puesta en lo que pueda suceder en la Fiesta Nacional de la Confluencia, según pudo saber EN/CLAVE. El festival, que ya se posicionó como uno de los más convocantes del verano, cambió de fecha sorpresivamente esta semana. ¿Se libera un domingo electoral? Todavía falta.
Aval para el GNL y un contador de barriles
La audiencia pública que se realizó el jueves en Plaza Huincul por la planta de separación de gas que construirá YPF para su proyecto Argentina LNG pasó la prueba sin contratiempos.
El gobierno de Rolando Figueroa celebró el resultado, aunque no envió emisarios de peso a acompañar el evento que tuvo al intendente Claudio Larraza como principal anfitrión y defensor de la propuesta por parte de la política. Como ocurrió la semana anterior con el viaje a Houston, otra vez Ramón Rioseco de Cutral Co estuvo ausente y no se vio como una buena señal.
Hubo otros actores, en cambio, que aprovecharon la plataforma para acercar sus ideas. Fue el caso de los referentes del partido Cumplir, la diputada provincial Brenda Buchiniz y el exlegislador nacional Francisco Sánchez.
Es un espacio que se identifica como libertario, pero sin encolumnarse orgánicamente detrás de Javier Milei y que no tiene diálogo con La Libertad Avanza, liderado en Neuquén por la senadora Nadia Márquez.
Está más enfocado en generar una oposición al gobierno de Figueroa, recogiendo reclamos sociales de izquierda a derecha y con intenciones de disputar un lugar en las elecciones del año que viene.
Esta semana, lanzaron un sitio web llamado «Dónde están los barriles» que funciona como un contador de regalías en tiempo real e incluye un juego comparativo: con las que ingresaron el viernes se podrían haber construido 114 viviendas, aseguran.
El planteo ya sirve para anticipar cuáles van a ser los mensajes de la campaña opositora en el 2027: Vaca Muerta genera cada vez más, Neuquén recibe en proporción, pero los habitantes «no viven mejor». Es decir, el que se repite año a año. Solo que la gestión de Figueroa confía en ser la que, esta vez, pueda mostrar resultados de lo contrario.
Medele dijo que será necesario un nuevo proyecto «Triplicar» para evacuar crudo de Vaca Muerta
La provincia de Neuquén sumó un nuevo requisito a la hora de otorgar una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) en Vaca Muerta. Ahora exigirá a las operadoras que blanqueen cuáles serán los ductos por los que evacuarán la producción incremental que obtengan de esos bloques para evitar así nuevos cuellos de botella. Así lo confirmó el ministro de Energía, Gustavo Medele, durante una entrevista en El Fondo del Pozo que se emitirá este domingo a las 20.
“Una concesión que no tenga definida cómo va a evacuar, hace 5 o 6 años no era un problema porque había capacidad, hoy sí lo es. Hasta 2022 no era tan crítico llenar los ductos, pero ahora estamos en una situación distinta: el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) está casi totalmente ocupado y el Duplicar de Oldelval, también”, afirmó el ministro.
Medele aseguró que la industria deberá sumar nuevos ductos de evacuación en los próximos años y dijo que esto es un asunto prioritario para la Provincia: “Hay dos o tres proyectos que deberían pasar. Quizás un Triplicar de Oldelval o algo que capture la producción del norte (de Vaca Muerta) y que la baje hasta Allen”, agregó.
La nueva exigencia se suma a los cambios que el gobierno que lidera Rolando Figueroa comenzó a aplicar a la hora de otorgar un nuevo bloque, los cuales contemplaron la aplicación de un bono anticipado destinado al desarrollo de infraestructura -equivalente al 6% de las regalías- y la obligatoriedad de asociar a la petrolera estatal provincia, Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), en un 10%.
Ahora, la Provincia también pretende que las empresas que quieran sumar áreas detallen a su plan de producción, el de evacuación, al tiempo que dialoga con las empresas transportistas para prever en los próximos años la ejecución de nuevos ductos que acompañen el crecimiento proyectado en Vaca Muerta.
Evitar cuellos de botella
Medele remarcó que el objetivo de este requisito es anticiparse a las necesidades de la Cuenca Neuquina para evitar futuros cuellos de botella: “Ya blanqueamos cuál es el espíritu de las nuevas concesiones. No es no otorgarlas, sino que las empresas que tengan capacidad hagan ductos nuevos y las que no tengan, participen en algún porcentaje”.
Medele afirmó que este factor será “determinante”a la hora de otorgar una nueva CENCHy aclaró: “No es conducente trabajar si una operadora piensa producir, por ejemplo, 100 barriles y no tiene adónde ponerlos. Esa es la discusión que queremos dar y lo que estamos pidiendo es saber dónde piensan poner los barriles que van a producir. De esta forma estamos trabajando en conjunto con las empresas y con las transportistas. Creemos que eso nos va a dar la visibilidad para saber cuándo hará falta hacer el próximo ducto”.
El límite de Vaca Muerta
La provincia de Neuquén busca evitar nuevos cuellos de botella en Vaca Muerta.
Por otro lado, Medele afirmó que actualmente Vaca Muerta posee una capacidad operativa que podría alcanzar hasta los 850.000 o 900.000 barriles diarios con los pozos, la infraestructura y los equipos de perforación y fractura disponibles.
“A medida que vayamos creciendo en actividad operativa, vamos a ir encontrando distintas barreras y la receta es ir resolviendo cada una de ellas. Lo que vemos en la parte de operaciones es que hay un límite a la cantidad de equipos porque las rutas no van a aguantar el tráfico si se duplican. Entonces, las rutas hoy son el primer tema a resolver”, remarcó.
En esta línea, el titular de la cartera energética resaltó el último acuerdo alcanzado con 13 operadoras para pavimentar y construir nuevos caminos en el Circuito Petrolero.
Además, señaló que el tratamiento de los residuos petroleros es otro de los asuntos a resolver en lo inmediato, especialmente los recortes de perforación o «cutting«: “Es muy evidente que hay un crecimiento lineal y que no hay una optimización en el cutting. Dentro de estos subsistemas de residuos industriales vamos a tener que empezar a tratarlos rápidamente, porque este crecimiento a 2 millones de barriles proyectados trae aparejada la necesidad no solo de gasoductos, oleoductos, equipos de fractura o perforación, sino de todo un subsistema de residuos y de actividades que quizás hoy no estamos haciendo”.
El Gobernador Alfredo Cornejo anunció que Mendoza comenzará a percibir el 100 % de las regalías generadas por el Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles, luego de que el Gobierno nacional reconoció el derecho de la Provincia a recibir íntegramente esos recursos, que venía compartiendo con la provincia de La Pampa.
La decisión quedó establecida mediante el Decreto 982/2026, firmado por el Presidente Javier Milei, que dejó sin efecto el Decreto 1560/73 y puso fin a más de cinco décadas de distribución de esas regalías entre Mendoza y La Pampa.
Cornejo señaló que “el reconocimiento nacional del derecho de Mendoza sobre las regalías de Los Nihuiles marca un punto de inflexión en un reclamo iniciado hace más de 50 años. La Provincia continuará ahora con el proceso judicial para recuperar los recursos correspondientes a períodos anteriores”.
Además, indicó que “se avanzará con la nueva concesión para impulsar inversiones que permitan recuperar y ampliar la generación hidroeléctrica, de modo que el mayor aprovechamiento de los recursos estratégicos se traduzca en más infraestructura, desarrollo y mejores servicios para los mendocinos”.
En conferencia de prensa, junto a los ministros de Gobierno, Infraestructura y Desarrollo Territorial, Natalio Mema, y de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, Cornejo destacó que el decreto reconoce un reclamo histórico de la Provincia y señaló que “Mendoza debe recibir el 100 por ciento de las regalías hidroeléctricas derivadas de la generación de Los Nihuiles”.
Explicó que “era la única hidroeléctrica que cobraba regalías con otra provincia, y no como es el criterio y la jurisprudencia, de que cobran las provincias donde está la caída del agua que genera finalmente la energía”.
El Gobernador recordó que se trata de “uno de los reclamos más importantes que Mendoza ha tenido ante la Nación” y sostuvo que el decreto confirma que “nos asiste el derecho, nos asiste la razón acerca de que no teníamos que repartir las regalías con la provincia de La Pampa, por más que el río Atuel sea interprovincial, sino que la generación se hacía en Mendoza”.
Cornejo vinculó este reconocimiento con la política que la Provincia viene desarrollando para defender sus recursos y transformarlos en infraestructura y desarrollo. En ese sentido, recordó el resarcimiento obtenido por la Promoción Industrial durante su primer mandato, por el cual Mendoza recibió 1.023 millones de dólares, y señaló que esos recursos “son los que estamos invirtiendo en infraestructura en este momento, de agua, de energía, de transporte de energía y de rutas”.
La decisión nacional también abre una nueva etapa para el sistema hidroeléctrico, en un momento en que la Provincia avanza en el proceso de recuperación y nueva concesión de las centrales, se indicó.
Cornejo explicó que una mayor inversión permitirá incrementar la generación y, en consecuencia, los recursos que percibirá Mendoza. “Es muy relevante porque va a generar, a partir de la inversión privada, más energía y, por lo tanto, cobrará Mendoza más regalías a partir de esa inversión”, afirmó.
El mandatario señaló además que la Provincia continuará por la vía judicial el reclamo por las regalías correspondientes a períodos anteriores. Para ello, se readecuará la demanda iniciada en 2022 ante la Corte Suprema de Justicia, con el objetivo de reclamar los montos que Mendoza dejó de percibir. Según explicó, el reclamo actualizado ronda los 680 millones de dólares.
“Hoy nos está reconociendo el Gobierno nacional el 100 por ciento de las regalías”, sostuvo Cornejo, quien remarcó que el planteo judicial continuará para recuperar lo adeudado”.
Sintetizó su posición para con el gobierno nacional al señalar que “de esta forma es cómo se protege a la provincia de Mendoza, sus recursos. De esta forma es como se tiene una buena relación con el Gobierno nacional, se apoya en lo que se tiene que apoyar, pero cuando hay que litigar, pedir y demás, estamos haciéndolo siempre en defensa de la provincia”.
Nueva etapa para Los Nihuiles
El ministro de Gobierno, Infraestructura y Desarrollo Territorial, Natalio Mema, puso el anuncio en perspectiva histórica y destacó que el conflicto se extendió durante más de cinco décadas. Explicó que “esta injusticia nació en 1973” y que desde entonces se sucedieron distintas instancias jurídicas y convenios hasta llegar al reconocimiento actual.
Mema destacó que “el decreto representa un quiebre muy simbólico y el resarcimiento de un derecho que tienen todos los mendocinos, que es a recibir las regalías por la energía que se genera en Los Nihuiles”.
El ministro vinculó este nuevo escenario con la necesidad de recuperar la capacidad de generación del complejo hidroeléctrico, afectado por la destrucción de dos generadoras. Explicó que “las centrales de Los Nihuiles tuvieron una merma muy importante, de 290 megas pasaron a producir 90, ya que hubo dos turbinas afectadas”, al tiempo que señaló que la Provincia atraviesa actualmente el proceso de definición de una nueva concesión.
Frente a este escenario, Mema remarcó que el objetivo es generar las condiciones para atraer inversiones privadas que permitan recuperar y ampliar la capacidad del sistema. “Nuestra visión es muy clara, lo que necesitamos es inversión privada, y necesitamos generar las mejores condiciones para que vengan e inviertan la mayor cantidad posible, en el menor tiempo posible”, afirmó.
En esa línea, Mema descartó que el Estado deba necesariamente convertirse en socio de la explotación y sostuvo que “el Estado tiene que cumplir su rol de concesionario y de hacer cumplir las inversiones y de cobrar lo que corresponde”.
Argentina afronta una etapa clave para la evolución de su sistema energético. La reciente adjudicación de 700,5 MW de almacenamiento con baterías a través de AlmaSADI, junto con los nuevos proyectos destinados a ampliar y reforzar la infraestructura eléctrica, sitúan al país ante importantes desafíos relacionados con la integración de energías renovables, el desarrollo del almacenamiento y la modernización de la red.
En este contexto, los próximos 16 y 17 de septiembre, el Faena Art Center de Buenos Aires reunirá en Energyear Argentina a representantes de la administración pública, empresas energéticas, desarrolladores, fabricantes de tecnología e inversores para analizar la evolución del mercado y los principales retos que marcarán el futuro del sector en Argentina.
Entre las principales organizaciones confirmadas se encuentran el Ministerio de Economía de la Nación, Genneia, CAMMESA, DQD Energy, 360 Energy, AES argentina, YPF, Sungrow, Axial Structural, Jinko, Kehua Tech, Aluar e Intermepro, compañías que estarán presentes en el encuentro en un momento especialmente relevante para el desarrollo del almacenamiento energético en Argentina.
Subasta, mercado y liderazgo
Uno de los principales focos estará puesto en la evolución del mercado y en las oportunidades que abre la nueva capacidad de almacenamiento. La reciente convocatoria AlmaSADI, que recibió más de 230 propuestas de 37 empresas por una capacidad cercana a los 8.300 MW frente a un objetivo inicial de 700 MW, ha marcado un nuevo escenario para los sistemas BESS en Argentina.
Este contexto será analizado en profundidad durante el encuentro, junto con las perspectivas de evolución del mercado energético argentino. Los paneles de Mercado, Subasta y Líderes reunirán a representantes de algunas de las principales compañías e instituciones del sector para abordar las oportunidades, retos y transformaciones que afronta la industria.
La regulación y planificación del sistema eléctrico tendrán también un papel destacado, con especial atención a la evolución del Mercado Eléctrico Mayorista y a las condiciones necesarias para acompañar la transformación de la matriz energética.
La agenda abordará además el desarrollo de proyectos solares y fotovoltaicos, la energía eólica, el autoconsumo, la infraestructura de transmisión y distribución y el acceso a financiación e inversión para nuevos proyectos renovables.
El gigante tecnológico chino Huawei redobló la apuesta con la cooperativa eléctrica CALF para fortalecer su presencia en Neuquén y, potencialmente, en Vaca Muerta. La semana que viene, una comitiva liderada por el vicepresidente de la entidad y titular de ATE en la provincia, Carlos Quintriqueo, viajará a las ciudades de Shangai y Shenzen en lo que aparece como un nuevo acto de rebeldía contra las advertencias dadas por el embajador de Estados Unidos, Peter Lamelas.
También un desafío contra la propia gestión de Rolando Figueroa, a quien le cuestionaron no haber sido suficientemente enfático en defender a la cooperativa de las presiones diplomáticas. El mandatario opinó desde Buenos Aires, días después del conflicto, que «CALF debe tener la libertad de contratar a quien quiera», pero en la Legislatura su bloque evitó la sanción de un repudio a las declaraciones de la embajada estadounidense.
La invitación de la empresa china tiene como objetivo la participación de la cooperativa en el encuentro de innovación tecnológica Huawei Conect que se realizará en Shangai del 17 al 19 de septiembre.
El evento se presenta como una oportunidad para empresas de todos los tamaños y sectores a conocer las últimas novedades sobre la estrategia de «Inteligencia Integral» de la compañía, así como su plan estratégico para el desarrollo de la infraestructura de IA en el futuro.
Además de Quintriqueo, participarán del viaje el subgerente de comunicación de CALF, Agustín Mozzoni; la responsable de capacitación, Agustina Creide; y la ingeniera Gabriela Manzano, quien está a cargo de planificación y desarrollo de la gerencia TIC. No integrará la comitiva el presidente, Marcelo Severini.
Según se informó, en el evento también habrá representantes de empresas tecnológicas de otras provincias.
Pero la gira no se limitará al encuentro, sino que la misión de CALF luego se trasladará a la ciudad de Shenzen para conocer la ciudad que concentra el desarrollo tecnológico de China y una de las fábricas de Huawei.
Por último, el recorrido finalizará en Beijing, donde los invitados conocerán «experiencias de innovación y smart city».
«Precio y calidad»
Los avances entre CALF y Huawei para traer tecnología de la empresa china a Neuquén fueron motivo de un escándalo diplomático el mes pasado, luego de que la embajada de Estados Unidos amenazara con retirar las visas de los funcionarios involucrados en las negociaciones. Una delegación de CALF ya había hecho un primer viaje a China para sellar un acuerdo estratégico en abril de este año.
El tema finalmente desescaló tras una reunión de Peter Lamelas con autoridades de la cooperativa en las que ofreció acercar a empresas norteamericanas para que colaboren con su expansión en Vaca Muerta.
En diálogo con EN/CLAVE, Carlos Quintriqueo ratificó que, hasta el momento, toda la tecnología utilizada por CALF para su despliegue de internet por fibra óptica fue proveída por empresas de Estados Unidos, pero que seguirán eligiendo con quién contratar según criterios de «precio y calidad».
«Se va a ir buscando a la empresa que mejor servicio y precio pueda ofrecer», dijo sobre la posibilidad de seguir negociando con Huawei sin cerrarse a otras alternativas como Nokia. «Ya fueron invitados a cotizar», aclaró.
Días atrás, CALF presentó su proyecto para desplegar «infraestructura estratégica de conectividad» desde Neuquén hacia Añelo y todo el corredor productivo de Vaca Muerta, en un acto del que participó el intendente de la ciudad, Fernando Banderet.
Aseguraron que la red de Calfibra permitirá «brindar conectividad de alta capacidad a empresas y proyectar servicios para unos 10.000 hogares y puntos de cobertura».
Quintriqueo dijo que esas obras están previstas para comenzar en un plazo de 30 días.
Quintriqueo acentúa su perfil
El titular de ATE, quien con su desembarco en CALF sumó control sobre una de las cajas más cotizadas de la política provincial, también trabaja su lugar en las elecciones del 2027.
Quintriqueo viene recorriendo la provincia con su partido Más por Neuquén, creado el año pasado, sin revelar todavía con quiénes jugará en las principales categorías en disputa. En las legislativas del 2025 se presentó como candidato a senador y quedó en cuarto lugar con 32.700 votos.
Si bien es aliado del intendente de Neuquén, Mariano Gaido, y posiblemente acompañe su armado en la ciudad, no parece aún dispuesto a hacer lo mismo con Rolando Figueroa. Por ahora, colecta de sectores desencantados del peronismo y tiende puentes con la militancia del Movimiento Popular Neuquino.
Quintriqueo se cruzó públicamente esta semana con el sector libertario que acompaña al gobernador, en la figura del exdiputado nacional del PRO, Leandro López. El actual funcionario de la empresa provincial ADI-NQN lanzó fuertes cuestionamientos a CALF y, en particular, a la posibilidad de que haga negocios con China.
A quienes financian las páginas truchas para difamar y me amenazan con “carpetazos”, les digo algo muy sencillo:
Si tienen algo que denunciar, háganlo. No solo pueden hacerlo: es su obligación.
Y el titular de ATE lo acusó de tener «a toda su familia acomodada en el Estado» e incluso de actitudes que «rayan la corrupción».
López, quien lidera Arriba Neuquén, una colectora de Figueroa en las elecciones del 2023, anunció que los objetivos del partido en 2027 serán acompañar la reelección del gobernador y cambiar a la conducción de CALF.
Por eso los seguidores de Quintriqueo se preguntan si el exPRO actúa como «librepensador» o intérprete de los deseos del mandatario.
En Plaza Huincul, la petrolera YPF obtuvo un respaldo unánime en la audiencia pública del 10 de septiembre, donde presentó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de la Planta Integrada de Tratamiento de Gas (IGTP), parte del megaproyecto Argentina LNG.
El encuentro, convocado por la Secretaría de Ambiente de Neuquén, reunió a 17 oradores de distintos sectores —empresas, sindicatos, universidades y cooperativas— que apoyaron la iniciativa, aunque reclamaron que los beneficios lleguen a las comunidades locales y que las pymes puedan integrarse como proveedoras.
Un proyecto de escala inédita
La planta se construirá en Meseta Buena Esperanza, a 25 km de Plaza Huincul y Cutral Co, y estará conectada mediante un gasoducto de 48 pulgadas y un poliducto de 24 pulgadas hasta el Golfo San Matías en Río Negro. La obra comenzará en 2027, con puesta en marcha en 2029 y exportaciones previstas desde 2030.
Según Ariel Gordon, gerente de Asuntos Públicos de GNL en YPF, el proyecto permitirá generar exportaciones por más de US$ 10.000 millones anuales durante dos décadas, equivalente a toda la producción actual de la industria.
Impacto en empleo y proveedores
El desarrollo generará unos 20.000 empleos directos, indirectos e inducidos, con picos de hasta 40.000 durante la construcción. En operación, se sostendrán 8.000 empleos anuales, de los cuales más del 80% serán locales y nacionales. Además, se prevé una inversión de US$ 15.000 millones en bienes y servicios nacionales.
Voces de la audiencia
Claudio Larraza (intendente de Plaza Huincul):“Es una posibilidad histórica. Acá nació todo, el Pozo Uno…”.
Víctor Carcar (Uocra): reclamó prioridad para la mano de obra local.
Horacio Spesot (UTN): ofreció capacitación para jóvenes y trabajadores.
Norma Romero (comunidad mapuche Wirkaleo): planteó preocupaciones por uso de agua y polvo.
Compromisos ambientales
Desde YPF aclararon que la planta consumirá menos del 1% del caudal más seco del río Neuquén (≈4.800 m³/día) y que se intensificará el reúso del agua, cumpliendo con los estándares más altos de seguridad y medio ambiente.
El subsecretario de Hidrocarburos, Federico Veller,en el Seminario Internacional de GLP en la Universidad Austral.
El subsecretario de Hidrocarburos, Federico Veller, destacó que la Argentina está demostrando que puede competir en el mercado del gaslicuado de petróleo (GLP) en Asia, el de mayor crecimiento esperado en las próximas décadas. Se trata de un mercado fundamental para monetizar la creciente disponibilidad de líquidos originada en Vaca Muerta, que podría generar exportaciones anuales por más de US$ 2000 millones a partir de 2030, según un estudio publicado por la Universidad Austral.
Las conclusiones del estudio fueron compartidas durante el Seminario Internacional de GLP que la Universidad Austral llevó a cabo este jueves en Buenos Aires y que contó con la participación de Veller y de representantes de las empresas del sector en la Argentina y en la región.
La producción anual argentina de líquidos arrojó alrededor de 3 millones de toneladas en 2025, de las cuales se exportaron aproximadamente 1,63 millones de toneladas, sumando GLP, propano licuado y butano licuado.
Según el estudio de la Austral, la producción argentina podría en un escenario base ubicarse entre 4,4 y 4,8 millones de toneladas en 2030. Hacia 2035, se proyecta entre 5,5 y 6,5 millones de toneladas anuales, mientras que un escenario de mayor ejecución y coordinación de los proyectos permitiría acercarse a 8-9 millones de toneladas.
En términos de exportaciones, el informe estima que la Argentina podría pasar de las actuales 1,6 millones de toneladas a un potencial de 3,0-3,4 millones de toneladas de GLP hacia 2030, sin considerar el proyecto Argentina LNG, y superar los 5 millones de toneladas hacia 2035. Ese salto permitiría alcanzar más de US$ 2000 millones anuales a partir de 2030, de acuerdo con la proyección del informe.
El GLP de Vaca Muerta al Asia
Brasil, Chile, Paraguay, Uruguay y Perú aparecen como los mercados naturales para el GLP argentino. Brasil se presenta como el principal comprador regional por escala, cercanía y déficit estructural, mientras que Chile mantiene una lógica de complementariedad por proximidad geográfica y logística.
Sin embargo, el cambio de escala podría llevar al país a competir también en mercados asiáticos. India, China, Japón y Corea del Sur son grandes importadores de GLP y propano. En particular, India comenzó a emerger como destino estratégico para cargas argentinas de GLP entre 2025 y 2026, aunque el desafío será transformar operaciones puntuales en una relación comercial de mayor escala.
El subsecretario de Hidrocarburos le puso algunos números al creciente desempeño del GLP argentino en los mercados del lejano Oriente. “Asia ya aparece en el mapa. En 2025 se despachó a la India las primeras 22000 toneladas. En el 1º trimestre de 2026, solo desde Bahía Blanca salieron 50000 toneladas con ese destino, más del doble que todo el año anterior”, puntualizó Veller sobre la India.
El funcionario también destacó las políticas implementadas para facilitar contratos de exportación de GLP de mediano y largo plazo. “Se salió del esquema de precios máximos y de los cupos administrados. Los precios pasan a formarse por oferta y demanda y el costo logístico real. Se ordenaron importación y exportación. El abastecimiento interno sigue siendo la prioridad. Una vez cubierto, la exportación es libre, con un mecanismo de notificación y de silencio positivo. Eso habilita contratos de mediano y largo plazo”, explicó.
Los proyectos de TGS y Mega
En todos los escenarios, el principal desafío para el salto exportador es de infraestructura y no de disponibilidad de líquidos. La creciente producción de petróleo crudo con gas asociado en Vaca Muerta requiere procesar el gas para separar los líquidos y poner el gas en especificación para su ingreso a los gasoductos troncales.
Esta dinámica supone una mayor necesidad de infraestructura para la separación de los líquidos del gas en origen (Neuquén), nuevos poliductos, instalaciones de fraccionamiento, almacenamiento, infraestructura portuaria y coordinación entre los distintos proyectos de líquidos.
En este escenario, los proyectos de Transportadora Gas del Sur (TGS) y Compañía Mega adquieren un papel estratégico para la salida de los líquidos de Vaca Muerta.
TGS está construyendo el proyecto NGLS, vinculado al eje Tratayén-General Cerri-Bahía Blanca. La iniciativa contempla una inversión superior a US$ 3000 millones y una capacidad estimada de 2,7 a 2,8 millones de toneladas anuales de líquidos C3+. Si el propano y el butano representan el 85% de ese volumen, el proyecto podría aportar alrededor de 2,4 millones de toneladas anuales de GLP comercial cuando opere a plena capacidad.
Por otro lado, Mega, el mayor procesador de líquidos del gas natural de la Argentina, inauguró este año un nuevo tren de fraccionamiento en el Polo Petroquímico de Bahía Blanca, un proyecto estratégico que demandó una inversión de US$ 250 millones. Se trata de la primera etapa de un plan integral con inversiones por US$ 650 millones para elevar la capacidad de producción a 7200 toneladas por año.
La empresa, que tiene como accionistas a YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%), presentó en abril un proyecto de US$ 360 millones bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), destinado a la etapa dos del proyecto. El Ministerio de Economía anunció en agosto la aprobación del RIGI para el proyecto de Mega.
En un nuevo hito técnico, Oldelval anunció la finalización de la soldadura en línea regular de los 207 kilómetros del oleoducto Duplicar Norte, que conectará Neuquén con Río Negro y ampliará la capacidad de transporte de petróleo desde Vaca Muerta.
La conclusión de esta etapa marca un avance decisivo en el cronograma de la obra, que prevé su puesta en marcha hacia fines de 2026 con una capacidad inicial de 220.000 barriles diarios.
El despliegue técnico de la soldadura
La compañía detalló que se realizaron 7.410 juntas en la Planta de Doble Junta y otras 9.840 juntas mediante soldadura semiautomática en la línea principal. En total, el proyecto contempla unas 17.250 juntas, incluyendo cierres metálicos, cruces especiales y empalmes.
Completar la soldadura de la línea principal representa un punto de inflexión dentro del cronograma, tanto por la complejidad de las tareas como por la magnitud de los recursos involucrados.
Características del nuevo oleoducto
El ducto tendrá 24 pulgadas de diámetro y recorrerá 207 kilómetros, de los cuales cerca de 146 kilómetros atraviesan territorio rionegrino entre Crucero Catriel y Allen. Se integrará al sistema de transporte de Oldelval y podrá derivar parte del crudo hacia el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
Durante el avance de la obra también se completó más del 80% de los cruces especiales, incluido el paso subterráneo bajo la Ruta Nacional 151, considerado uno de los trabajos más complejos del proyecto.
Próximas etapas
La primera fase del proyecto entrará en operación hacia fines de 2026, mientras que en 2027 se prevé ampliar la capacidad hasta 500.000 barriles diarios, consolidando un nuevo corredor para evacuar el petróleo de Vaca Muerta hacia la costa atlántica.
Acuerdo con Río Negro
En paralelo, el gobernador Alberto Weretilneck firmó en Cipolletti un acuerdo con Oldelval para el desarrollo de la obra, que será enviado a la Legislatura provincial. “Río Negro viene tomando decisiones desde hace años para ser protagonista de esta nueva etapa energética”, afirmó tras la rúbrica.
Los trabajos comenzarán a retomarse plenamente una vez que las condiciones climáticas permitan desarrollar las operaciones en altura.
Vicuña Corp, la sociedad que une a dos de las mayores compañías mineras del mundo como BHP y Lundin, renovará su campaña de exploración en la alta cordillera de los Andes con un programa de aproximadamente 55.500 metros de perforación diamantina durante la temporada 2026-2027. Las actividades estarán concentradas principalmente en el depósito Filo del Sol, ubicado en la provincia de San Juan, Argentina, y la Región de Atacama, Chile.
Los trabajos comenzarán a retomarse plenamente una vez que las condiciones climáticas permitan desarrollar las operaciones en altura. El nuevo programa tendrá como objetivo continuar ampliando el conocimiento geológico del depósito y generar información técnica para acompañar el avance de las ingenierías del proyecto integrado.
La campaña se desplegará a altitudes de entre 4.500 y 5.500 metros sobre el nivel del mar y contempla la posibilidad de operar con hasta ocho equipos de perforación en simultáneo. Parte de los pozos previstos podría superar los 1.500 metros de profundidad, lo que demanda equipos de alta capacidad y experiencia específica para trabajar en condiciones de alta montaña.
Dos contratistas para ampliar la capacidad de perforación
Para ejecutar el programa, Vicuña seleccionó a Boart Longyear Argentina y HyTech Griffith Drilling Argentina, luego de un proceso licitatorio competitivo que incluyó evaluaciones técnicas y comerciales, además de criterios vinculados con seguridad y salud ocupacional, sustentabilidad y desarrollo local.
La escala del programa requerirá equipos con capacidad para realizar perforaciones de gran profundidad, además de un adecuado control de la desviación de los barrenos y elevados niveles de recuperación de testigos.
La participación simultánea de ambas compañías permitirá a Vicuña desplegar la capacidad de perforación necesaria para avanzar con el programa previsto durante la temporada 2026-2027.
Desarrollo minero
La nueva campaña dará continuidad al trabajo exploratorio que Vicuña viene desarrollando en la cordillera de los Andes y permitirá incorporar nuevos datos geológicos y técnicos sobre Filo del Sol.
La información obtenida durante las perforaciones será utilizada para seguir profundizando la definición técnica del proyecto y acompañar el avance de las distintas etapas de ingeniería.
En junio de 2026, la producción de Vaca Muerta alcanzó un récord de 633.946 barriles diarios, un 33% más que un año atrás, y ya representa el 70% del crudo nacional.
Este salto llevó la producción total del país a 914.900 barriles diarios, un 17,1% interanual, y posicionó a la Argentina entre los cuatro países que más impulsaron el crecimiento petrolero en América Latina, según Goldman Sachs.
Ese crecimiento enfrenta ahora un desafío logístico. Un estudio del Consejo Federal de Inversiones (CFI) advirtió que el flujo de camiones que transportan arena hacia la Cuenca Neuquina —más de 140.000 por año— podría aumentar entre 15% y 148% hacia 2029, al punto de que “la estructura logística actual no resulta viable”.
Proyectos ferroviarios e hidroviarios
Frente a este escenario surgieron dos iniciativas: la empresa TBSA planificó una red ferroviaria de 1.000 kilómetros, mientras que la consultora IATASA, con financiamiento del CFI, analizó técnicamente una hidrovía de 720 kilómetros por los ríos Limay y Negro.
El Gobierno nacional desestimó el tren por inviabilidad en las condiciones actuales, aunque reconoció que podría ser una solución futura. Sobre la hidrovía, admitieron que es un proyecto interesante, pero aún falta evaluar su viabilidad económica.
Grandes obras e inversiones bajo RIGI
En paralelo, avanzan proyectos con fecha y presupuesto: el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la iniciativa Argentina LNG de YPF, Eni y XRG con una inversión de US$ 51.000 millones, el proyecto Los Toldos II Este de Tecpetrol por US$ 6.400 millones, y la Ampliación Mega de Compañía Mega por US$ 365,4 millones, que aumentará en 27% la capacidad de procesamiento de líquidos de gas natural.
Con estas incorporaciones, el régimen de incentivos ya reúne 24 proyectos aprobados por US$ 56.173 millones.
La mirada de Wall Street
Las consultoras financieras también respaldan el boom neuquino. Goldman Sachs y JP Morgan mantienen recomendación de compra para YPF y Vista Energy, incluso proyectando un Brent más bajo hacia 2027, con potenciales de suba superiores al 30%, apoyados en el crecimiento de la producción más que en el precio internacional.
En una inspección realizada el 10 de septiembre de 2026, el Gobierno de Río Negro fiscalizó a bordo del buque italiano Seminole los trabajos de soldadura del ducto submarino del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), verificando la calidad constructiva y el cumplimiento de las exigencias ambientales.
La recorrida fue encabezada por la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y la Secretaría de Hidrocarburos, con apoyo de la Prefectura Naval Argentina, en una de las etapas más relevantes de la obra marina que conectará la Terminal Punta Colorada con dos monoboyas de carga para exportación de petróleo.
Control ambiental sobre la obra submarina
Los equipos técnicos verificaron la aplicación de los Planes de Gestión Ambiental, incluyendo la gestión de residuos especiales, la disposición de materiales generados en las tareas de soldadura y las medidas de protección de fauna marina.
La fiscalización forma parte del esquema de seguimiento permanente que la Provincia lleva adelante sobre VMOS, con inspecciones en distintos frentes de obra para garantizar la aplicación efectiva de las medidas ambientales previstas.
Inspección de soldaduras y calidad constructiva
En paralelo, la Secretaría de Hidrocarburos supervisó la integridad de las soldaduras y la infraestructura offshore. La revisión incluyó procedimientos técnicos, calificación de trabajadores, registros de cada unión y ensayos de calidad.
El ducto offshore tendrá una extensión aproximada de 7 kilómetros y será clave para la exportación de petróleo de Vaca Muerta. Entre las etapas de construcción se destacan las pruebas hidráulicas, la limpieza interna de cañerías, la colocación de mantas protectoras termocontraíbles, el control del revestimiento de hormigón y el tendido final sobre el lecho marino.
En el marco de Argentina Energy Week, la provincia de Mendoza expuso su estrategia para sostener la producción convencional y potenciar el desarrollo de Vaca Muerta, en un escenario de costos crecientes y necesidad de infraestructura.
El director de Hidrocarburos, Lucas Erio, participó del panel “Reconfiguración del petróleo y el gas en Argentina: ¿qué viene después de este punto de inflexión?”, junto a referentes de Petróleos Sudamericanos, Quintana Energy y Bentia Energy, con la moderación de Ariel Masut.
Durante su intervención, Erio destacó que la provincia tomó medidas proactivas para atraer inversiones, con reglas claras, seguridad jurídica e incentivos. “Pasamos de administrar contratos a gestionar activamente un portafolio. Este nuevo mercado necesita velocidad para inyectar capital y mostrar resultados”, afirmó.
Campos maduros: sostener producción y atraer capital
La exposición dedicó un capítulo central a los yacimientos convencionales, caracterizados por alto corte de agua y operación compleja. Mendoza aplica reducción de regalías y compromisos de inversión para prolongar su vida productiva e incorporar proyectos de recuperación mejorada.
Las compañías coincidieron en la necesidad de reducir costos operativos y aplicar nuevas tecnologías. Lucas Logaldo, de Bentia Energy, diferenció el rol de cada recurso: “El convencional nos da estabilidad y baja declinación, pero el crecimiento está en el no convencional”.
Vaca Muerta: potencial y condiciones
Erio recordó que Mendoza posee alrededor del 30% de la formación Vaca Muerta, lo que la posiciona como actor relevante. “Con geología sola no hacemos nada. Necesitamos seguridad jurídica, previsibilidad e incentivos bien diseñados para transformar recursos en reservas”, sostuvo.
Nuevas inversiones e infraestructura
El panel también destacó inversiones privadas: PS Energy tomó el 100% de seis áreas del Clúster Norte (ex YPF) y presentó una oferta por el bloque Atamisqui. En paralelo, el Gobierno provincial trabaja en una modificación legislativa para ampliar incentivos y mitigar riesgos.
La planificación incluye obras viales y servicios para acompañar la mayor actividad productiva. Mendoza ya asumió mejoras en rutas anteriormente administradas por Nación, destinando recursos propios para ampliar su capacidad.
El proyecto MARA, que combina el yacimiento Agua Rica con la infraestructura de Alumbrera, alcanzó un hito clave al presentar el Informe de Impacto Ambiental (IIA) de explotación ante el Ministerio de Minería de Catamarca.
La iniciativa, operada por Glencore Argentina, se diseñó bajo criterios de mejora continua y gestión responsable de los recursos.
En lo que va del año, la dotación laboral creció un 66,3%, pasando de 1.109 trabajadores en enero a 1.844 en agosto. De ese total, 1.484 son catamarqueños, lo que representa un 80,5% de participación local.
Con una inversión prevista de US$4.500 millones, vinculada a la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), el proyecto prevé superar los 2.000 puestos de trabajo durante la etapa de construcción, priorizando proveedores y capital humano provincial.
El IIA describe el entorno donde se desarrolla el emprendimiento, su incidencia socioeconómica y ambiental, y las medidas de manejo previstas en cada etapa hasta el cierre de operaciones.
Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, afirmó: “La presentación del IIA de MARA es un paso central en el compromiso de Glencore con la Argentina para el desarrollo de un proyecto de clase mundial, que nos posicionará como un actor relevante en el crecimiento de Catamarca y el país”.
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El ejecutivo agregó que “el trabajo coordinado con el gobierno de Catamarca y sus equipos técnicos ha sido fundamental para alcanzar este hito y confiamos en la continuidad de este diálogo fructífero para coordinar que este proyecto alcance todo su potencial”.
De esta manera, MARA se consolida como uno de los proyectos mineros más relevantes de la región, combinando inversión, empleo y gestión ambiental responsable.
El potencial de la Cuenca Neuquina volvió a ser protagonista en Buenos Aires, donde especialistas y organismos regionales debatieron cómo transformar los recursos de Vaca Muerta en un motor de integración energética sudamericana.
Durante el encuentro, se planteó que las exportaciones de gas argentino hacia Chile, Brasil y Uruguay podrían escalar hasta 60–70 millones de metros cúbicos diarios, con un valor estimado de US$4.000–5.000 millones anuales.
La discusión se dio en el marco del ciclo “América Latina ante la Nueva Geopolítica Energética”, organizado por OLACDE y el CARI, donde se analizaron las oportunidades y desafíos de un mercado regional en transformación.
En este nuevo escenario, la producción neuquina se complementa con el desarrollo del presal brasileño, la declinación gasífera boliviana y el avance de las energías renovables y el GNL como alternativas crecientes.
Esteban Kiper (OLACDE) presentó el Proyecto Regional de Integración Gasífera del MERCOSUR y Chile, que propone aprovechar infraestructura existente y sumar nuevas conexiones para ampliar los flujos de gas.
El desafío, coincidieron los participantes, es pasar de exportaciones puntuales a contratos firmes y de largo plazo, capaces de justificar inversiones en gasoductos y dar previsibilidad a productores y consumidores.
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Desde el plano regulatorio, Griselda Lambertini (ENRGE) advirtió que la liberalización interna debe complementarse con mayor armonización regional. En tanto, Luciano Rojas (Total Austral) subrayó que la estabilidad comercial es clave para financiar infraestructura.
La mirada empresarial incluyó al mercado global: Gabriela Aguilar (Argentina-Texas Chamber of Commerce) destacó que el GNL abre la posibilidad de que Argentina juegue en dos tableros, el regional y el internacional.
El cierre estuvo a cargo de Raúl Parisi (CARI), quien sostuvo que Argentina dispone de recursos suficientes para abastecer competitivamente a la región. El reto es convertir ese potencial en contratos, infraestructura y mercados sostenibles.
Catamarca presentó una nueva agenda para fortalecer el desarrollo minero y ampliar su impacto en la economía provincial, durante la reunión de la Mesa de Litio realizada en Salta en el marco de Argentina Mining Norte. La ministra de Minería, Teresita Regalado, destacó la necesidad de que el crecimiento de la actividad genere más empleo y oportunidades para los catamarqueños.
En su intervención, Regalado subrayó la importancia de fortalecer los procesos de participación ciudadana vinculados con la evaluación y aprobación de los Informes de Impacto Ambiental. Según la funcionaria, existe un interés creciente de las comunidades por conocer los proyectos, involucrarse y formar parte del desarrollo minero.
Por otro lado, la ministra valoró el trabajo coordinado entre distintas áreas del Gobierno provincial para acompañar el crecimiento del sector. En ese esquema, resaltó la función de los Centros de Control Minero Ambiental, que operan en seis sedes del interior y funcionan como espacios de contacto entre las comunidades y el Ministerio de Minería.
Estos centros tienen como objetivo acercar información, facilitar la participación ciudadana y reforzar la presencia del Estado en los territorios donde se desarrolla la actividad. De esta manera, Catamarca busca consolidar un modelo de minería con mayor integración social y territorial.
La participación de la provincia en la Mesa de Litio, junto a Salta y Jujuy, se enmarca en una estrategia regional para consolidar el desarrollo de uno de los recursos con mayor proyección. Las tres provincias conforman la Región Minera del Litio, creada para coordinar políticas de investigación, extracción, producción, industrialización y comercialización del mineral.
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En este contexto, el desafío planteado por Catamarca no se limita al crecimiento de la producción. La provincia busca que la expansión minera se traduzca en mayor participación de trabajadores y empresas locales, con una integración más profunda de la actividad a la economía provincial.
De cara a los próximos cinco años, Regalado señaló como prioridad continuar fortaleciendo la actividad minera y ampliar las oportunidades para los catamarqueños. Entre los objetivos figuran el crecimiento de la mano de obra local, la incorporación de trabajadores en cargos de decisión y una mayor contratación de proveedores provinciales.
Finalmente, la estrategia apunta a profundizar el vínculo entre minería, empleo y desarrollo productivo local. El objetivo es que una mayor actividad en torno al litio y otros recursos mineros impulse empresas proveedoras, genere capacidades profesionales y amplíe las oportunidades para trabajadores de la provincia.
Irán anunció el hallazgo de los mayores volúmenes de gas natural descubiertos en el mundo desde 2025.
Los yacimientos de Takht y Pazan, ubicados en la provincia de Fars, suman un total de 17,5 billones de pies cúbicos, según informó el Ministerio de Petróleo a través de Pars Today.
En el campo de Takht se concentran 7,5 billones de pies cúbicos in situ, de los cuales se estima que 5,5 billones son recuperables. El resto corresponde al yacimiento de Pazan, que completa el volumen total reportado. Con estas cifras, Irán se posiciona como líder mundial en descubrimientos de gas en el período 2025–2026.
Por su parte, las autoridades iraníes confirmaron que planean ampliar las actividades de exploración hacia las regiones nordeste, norte y noroeste del país. El objetivo es identificar nuevos recursos de hidrocarburos y consolidar la capacidad de producción de gas en los próximos años.
Al mismo tiempo, el anuncio refuerza la estrategia energética de Irán en un contexto de tensiones internacionales y restricciones comerciales. La magnitud del hallazgo implica una mayor demanda de servicios de perforación, logística y tecnología de exploración, con impacto directo en proveedores del sector.
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Dentro del mercado global, el descubrimiento incrementa la oferta potencial de gas y podría influir en los precios internacionales, especialmente en contratos de largo plazo. En Argentina, la referencia es indirecta, pero la disponibilidad de nuevos volúmenes en Medio Oriente puede alterar la dinámica de importaciones y exportaciones regionales.
Finalmente, la lectura técnica indica que el hallazgo consolida a Irán como un actor clave en el mercado mundial de gas natural. La combinación de reservas recuperables y planes de expansión exploratoria anticipa un escenario de mayor competencia en el suministro global de hidrocarburos.
La escalada del conflicto en Medio Oriente disparó los precios internacionales del crudo. El Brent, referencia para Argentina, cerró el jueves 10 de septiembre en US$108,95 por barril, con un salto del 7,65%, mientras que el WTI alcanzó los US$103,93, con un alza del 8,20%.
En el Estrecho de Ormuz, el bloqueo iraní interrumpió el tránsito de un 20% del comercio mundial de hidrocarburos y generó un fuerte impacto en el suministro global. Al mismo tiempo, los hutíes avanzaron en Yemen hacia el estrecho de Bab el Mandeb, complicando aún más la logística marítima.
Como respuesta, Estados Unidos bloqueó puertos iraníes, intensificando la tensión en el Golfo Pérsico y sumando presión sobre los mercados energéticos. La combinación de estos factores elevó la volatilidad y reforzó la percepción de riesgo en el comercio internacional de crudo.
En paralelo, Irán suspendió el cobro de una tasa del 10% a buques extranjeros que transportan petróleo y gas hacia sus puertos. La medida busca incentivar el ingreso de flotas internacionales en medio del cerco marítimo impuesto por Washington.
Por su parte, la OPEP recortó su previsión de crecimiento de la demanda mundial para 2026 a +380.000 barriles diarios, totalizando 105,84 millones bpd, frente a los +600.000 bpd estimados en agosto. Para 2027, en cambio, elevó la proyección a +2,36 millones bpd, alcanzando 108,19 millones bpd.
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En Argentina, el encarecimiento del crudo tiene consecuencias directas. El Brent es el marcador de contratos de exportación e importación, lo que implica mayores ingresos por ventas externas de Vaca Muerta, pero también un aumento en los costos internos de combustibles y logística.
La volatilidad internacional refuerza la dependencia del sector energético local de los precios globales. El escenario combina ingresos crecientes por exportaciones con riesgos de costos internos más altos y mayor incertidumbre para proyectos de largo plazo.
Kylo fue uno de los buques petroleros iraníes bombardeados por Estados Unidos el 5 de septiembre.
Drones estadounidenses atacaron el martes 1 de septiembre a dos buques petroleros iraníes. La novedad es que no se los bombardeó para evitar que violen el bloqueo naval que les impuso la administración de Donald Trump sino en represalia por supuestas agresiones iraníes previas. Una fuente del Pentágono aseguró al medio digital Axios que era parte de una nueva política bautizada “tanker for tanker”, que desde entonces ya acumula 10 barcos destruidos, lo que elevó la tensión en Medio Oriente y disparó el precio del barril de crudo por encima de los US$ 100.
“Que el mensaje a la Guardia Revolucionaria Islámica sea claro: si atacan dos de nuestros barcos, les impondremos un costo económico aún mayor: destruiremos tres de los suyos”, aseguró el sábado pasado el almirante Brad Cooper, líder del Comando Central de Estados Unidos (Centcom, según la sigla en inglés). El militar no solo confirmó el trascendido inicial, sino que elevó la apuesta, emulando aquella famosa frase del general Juan Domingo Perón, quien en agosto de 1955 aseguró en la Plaza de Mayo en respuesta a los intentos golpistas que “cuando uno de los nuestros caiga, caerán cinco de ellos”.
Brad Cooper, líder del Comando Central de Estados Unidos.
Ninguno de los tres buques iraníes atacados ese sábado estaban intentando violar el bloqueo naval de Estados Unidos. El buque Downy fue bombardeado frente a la isla de Kharg, principal terminal petrolera del país persa, Stark I frente a Jask y Kylo en el Golfo de Omán. Centcom, que supervisa las operaciones militares estadounidenses en Medio Oriente, sostuvo que fue después de que la Guardia Revolucionaria iraní intentara atacar un portaaviones y un destructor estadounidenses con misiles balísticos.
El martes pasado Estados Unidos bombardeó otros cinco buques iraníes Kaviz, Charminar, Horizon 1 y Riesco en el Golfo de Omán y el petrolero Derya cerca de la Isla de Kharg. Centcom justificó el ataque al afirmar que la Guardia Revolucionaria había disparado misiles balísticos en dos ocasiones contra un buque de guerra de la Armada. “El buque de guerra estadounidense evadió con éxito los intentos de ataque iraníes y continuó patrullando las aguas regionales. Ningún miembro del personal estadounidense resultó herido”, indicó en un comunicado.
“Irán sigue intentando atacar buques de la Armada estadounidense. Y cada vez que lo hagan o lo intenten, perderán petroleros”, declaró el secretario de Estado, Marco Rubio, a la prensa ese mismo día, al ser consultado sobre el tema durante su viaje a Colombia.
Un cambio estructural en las reglas del juego
La política del “ojo por ojo” que impulsa ahora la administración Trump como parte de la batalla por el control del Estrecho de Ormuz no es el primer episodio que ha puesto en riesgo el comercio internacional en los últimos tiempos, pero pareciera haber sido la gota que rebalsó el vaso.
La situación se ha vuelto tan compleja que Consultative Shipping Group (CSG), un grupo informal de cooperación integrado por 18 países con importantes intereses marítimos y comerciales publicó el martes un comunicado en el que advierten que “el transporte marítimo no es solo un servicio, sino la infraestructura crítica que sustenta la economía global y garantiza la seguridad alimentaria y energética. Por ello, la ‘libertad de navegación’ constituye uno de los requisitos fundamentales para la resiliencia de las cadenas de suministro y el comercio mundial”.
“Más del ochenta por ciento del comercio mundial se transporta por mar, desde productos electrónicos, ropa y automóviles hasta cereales, metales, petróleo y gas. Sin el comercio marítimo, las cadenas de suministro se fragmentarían y la economía global, tal como la conocemos, se paralizaría repentinamente”, agregó este grupo que integran las principales potencias comerciales de Europa junto con Canadá, Japón, Corea del Sur y Singapur y que nunca, en sus más de 60 años de existencia, había realizado una intervención pública de este tipo.
CSG sostuvo que en los últimos tiempos la cadena de suministros marítimos viene sufriendo interrupciones reiteradas que generan incertidumbre, pero advirtió que “no se trata de crisis puntuales; son señales de un cambio estructural en el entorno operativo del comercio mundial”. “La creciente fragmentación de las cadenas de suministro mundiales se ve agravada por el aumento del número de buques que operan al margen de las sanciones, conformando una flota paralela no regulada”, agregó.
De hecho, las sanciones aplicadas a Rusia e Irán han impulsado el crecimiento de una flota fantasma de petroleros que ya supera los 1500 buques, según Tankerstruckers.com. Esa cifra representa casi una quinta parte del total de buques petroleros. Son embarcaciones que circulan por los distintos mares sin ningún tipo de seguro, lo que podría agravar las consecuencias ambientales en caso de que se registrase algún tipo de accidente. Sin embargo, por ahora la situación está lejos de solucionarse porque la ley de la selva pareciera estar imponiéndose por encima de cualquier tipo de coordinación internacional.
Un programa económico pro mercado debería impulsar una recuperación de la inversión. Sin embargo, ésta no despega, y difícilmente el comportamiento expansivo se materialice antes del resultado electoral. Despejar la incertidumbre y garantizar políticas promercado por un horizonte más extenso parecen ser las condiciones para que se registre un salto en la formación de capital.
Por Daniel Artana*
Las Cuentas Nacionales del primer trimestre de 2026 exponen una marcada disparidad en la velocidad de las variables macroeconómicas. Tres lograron superar el techo del promedio de 2023: las exportaciones lideraron el avance con un salto del 36%, seguidas por el consumo privado (+8%) y el Producto Bruto Interno (+5%). La contracara de este escenario fue la inversión, que se ubicó un 11% por debajo de aquel año.
Las variables que han tenido un comportamiento positivo responden a factores heterogéneos.
En el frente externo, la expansión en parte se explica por la base de comparación afectada por la sequía de 2023, combinado con el despegue exportador del sector de hidrocarburos y minería, y una paulatina recuperación de las manufacturas de origen industrial (MOI). Por su parte, la mejora del consumo privado en algún grado obedece a un aumento en el consumo de bienes importados, pero probablemente en mayor medida por una recomposición del empleo y de los ingresos reales del sector informal y cuentapropista que lograron ganarle a la inflación.
Un programa económico pro mercado debería impulsar una recuperación de la inversión. Sin embargo, ello no ha ocurrido hasta ahora. El gráfico adjunto muestra la evolución de la tasa de inversión medida en porcentaje del PIB (a precios constantes) en cuatro períodos históricos, definiendo como “trimestre t” al primero de 2016 y 2024 en las gestiones de los presidentes Macri y Milei, y al segundo trimestre de 1991 y de 2003 en las presidencias de Menem y Néstor Kirchner. En las experiencias más lejanas se parte de niveles de inversión bajísimos que aumentan fuertemente por las transformaciones estructurales de los 90 y la bonanza de precios de exportación y de la economía de Brasil observada en los 2000.
La inversión en la gestión actual parte de un nivel más alto y parece seguir un patrón similar al observado en los dos primeros años de la presidencia de Macri, pero en los últimos dos trimestres tiene un desempeño visiblemente peor.
Esto puede obedecer a varios factores. Por un lado, hay una diferencia importante en la construcción (más de 2 puntos del PIB menos en el primer trimestre de este año comparado con el primer trimestre de 2018), pero más recientemente esa diferencia también se ha registrado en el otro componente de la inversión, que es las compras de maquinaria y equipo.
La capacidad ociosa elevada que registran algunos sectores transables puede ser una explicación. A su vez, el RIGI empieza a hacer su aporte, pero lentamente.
Por ejemplo, el Ministerio de Economía estima que las inversiones comprometidas para este año serán US$ 5.600 millones, alrededor de US$ 2.000 millones más altas que las concretadas durante 2025. Los proyectos tienen demoras habituales desde que se aprueban hasta que se van concretando. Pero, de hecho, la proyección oficial para 2027 es similar a la del año actual. Nótese además que la inversión bruta de un año normal en la Argentina es del orden de US$ 100.000 millones.
Si se analiza la evolución de la inversión extranjera directa en base a los datos del informe cambiario del BCRA (nuevos aportes que pasan por el mercado cambiario de Buenos Aires y, por lo tanto, no incluye reinversión de utilidades), el promedio mensual de 2025 y siete meses de 2026 es negativo (del orden de US$ 70 millones de salida promedio por mes), lo que revela que hubo compras netas de empresas internacionales por parte de argentinos. En cambio, sí se observa una entrada neta de financiamiento vía deuda (US$ 1.700 millones promedio por mes en esos 19 meses), sobre todo en el sector de hidrocarburos y minería.
Estos datos sugieren que ya existía una actitud cautelosa de los que deciden inversiones, mucho antes de que se observara un rebote en el riesgo país en parte explicado por el deterioro de la popularidad del presidente que registran algunas encuestas. Esto puede obedecer a una falta de horizonte. Hasta finales de 2025, el gobierno no tenía siquiera los votos mínimos para frenar un juicio político. Y cuando lo logró con creces en la elección de octubre de ese año, el avance en algunas reformas estructurales parece haberse frenado por la percepción algo más elevada de un riesgo de una vuelta al populismo a finales de 2027.
En resumen, la evidencia empírica de las Cuentas Nacionales sugiere que el salto cualitativo en la formación de capital —indispensable para consolidar tasas de crecimiento elevadas y sostenibles— difícilmente se materialice antes el punto de inflexión electoral. La inversión real parece haber condicionado su regreso a un resultado en las urnas que sea capaz de despejar la incertidumbre y garantizar un horizonte de políticas promercado por, al menos, un período de cuatro años más.
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.
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.
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.
YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una compañía líder en generación de energía eléctrica que opera desde 2013. Hoy tiene una capacidad instalada total de 3,8 GW y abastece el 10 % de la demanda eléctrica del país a partir de 17 activos, entre parques renovables y centrales térmicas, distribuidos en 8 provincias. Actualmente, está construyendo un proyecto de almacenamiento de baterías de 90 MW en Central Dock Sud.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, recorrió el yacimiento Tres Picos, donde comenzó a operar el equipo de perforación CGC-001 de Compañía General de Combustibles (CGC), y destacó la importancia de recuperar actividad e inversiones para la industria hidrocarburífera convencional de la provincia.
Durante la recorrida, de la que también participó el presidente de CGC, Hugo Eurnekian, y el secretario general de Petroleros Jerárquicos, José Llugdar, Vidal señaló que “poder tener un equipo de perforación que sabemos que va a quedar en la provincia realmente es una señal de reactivación, de alivio y de mejora”.
El gobernador reconoció que actualmente resulta complejo atraer inversiones hacia los yacimientos maduros, en un contexto en el que Vaca Muerta concentra gran parte de los equipos y las inversiones del sector debido a sus mayores niveles de rentabilidad y velocidad de recuperación.
Vidal vinculó la recuperación de la actividad con las medidas adoptadas por el Gobierno Provincial para generar mejores condiciones para la inversión.
En ese sentido, destacó la reducción de 3 % en las regalías aplicada en la mayoría de los yacimientos de Santa Cruz y aseguró que la medida permitió recuperar equipos y generar nuevas oportunidades para la producción hidrocarburífera.
“Esta medida permitió recuperar más de seis equipos y generó nuevas oportunidades de inversión, empleo y producción”, señaló.Asimismo, valoró el regreso de la empresa San Antonio a la provincia y consideró que representa una señal positiva para recuperar parte de la estructura de servicios petroleros que la Cuenca del Golfo San Jorge perdió en los últimos años frente a la concentración de actividad en Vaca Muerta.
El gobernador sostuvo que Santa Cruz continuará impulsando incentivos para atraer inversiones, aunque remarcó que las empresas deberán presentar proyectos concretos de actividad y producción.
CGC proyecta la perforación de 31 pozos en el flanco norte
En otro tramo de la recorrida, Vidal destacó el plan de inversiones de CGC y el impacto que tendrá en la recuperación de la actividad petrolera en el flanco norte santacruceño.
El programa contempla la perforación de 31 pozos. Durante lo que resta del año se proyectan nueve perforaciones, de las cuales dos serán exploratorias.
Las perforaciones alcanzarían aproximadamente los 2.800 metros de profundidad, mientras que los pozos exploratorios podrían superar los 3.000 metros.
En ese marco, se explicó que la incorporación del nuevo equipamiento, forma parte de los compromisos de inversión correspondientes al segundo sub-período 2025-2027, asumidos en el marco de la prórroga de las concesiones hidrocarburíferas aprobada por la Provincia.
José Llugdar, Secretario General del Sindicato del Personal Jerárquico del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral subrayó que la puesta en funcionamiento de un equipo perforador tiene un impacto que supera ampliamente a quienes trabajan directamente en el pozo.
“Aquí no solamente va a trabajar la gente que tiene que ver con el equipo. Hay compañías de servicios, compañías que transportan los caños y gente que produce esos caños”, explicó.
Asimismo, destacó que ya se encuentran disponibles los materiales necesarios para avanzar con los trabajos de entubación de los pozos.
El dirigente celebró el regreso de la actividad perforadora y sostuvo que representa una señal positiva para toda la cadena productiva y laboral vinculada al petróleo.
La puesta en marcha del equipo perforador CGC-001 en Tres Picos forma parte de una estrategia orientada a recuperar producción, generar empleo y fortalecer la actividad de toda la cadena hidrocarburífera de Santa Cruz, destacó el gobierno provincial.
YPF presentó en audiencia pública la planta de separación de gas se realizó en Plaza Huincul. Foto: Matías Subat,
PLAZA HUINCUL.- Un respaldo unánime consiguió este jueves YPF para la construcción de la mega planta de separación de gases en Neuquén que formará parte del proyecto Argentina LNG para exportar GNL por las costas de Río Negro. En una audiencia pública que se realizó en Plaza Huincul con cerca de 20 oradores, se ratificó el apoyo a la inversión, aunque con pedidos para que las pymes puedan integrarse como proveedoras, se generen puestos de trabajo en la comarca petrolera y se contemple la infraestructura que demandará la zona.
Para Plaza Huincul y Cutral Co, el proyecto significa una oportunidad para resurgir como polo energético e integrarse al desarrollo de Vaca Muerta que, hasta ahora, las había corrido del «centro de gravedad» de la industria. En esta región surgió la historia petrolera de Neuquén, pero la privatización de YPF en los años 90 generó una crisis social de la que aún persisten marcas.
«Es una posibilidad histórica la que estamos viendo. Acá nació todo, el Pozo Uno, hay una expertise muy clara, hay maravillosas pymes que trabajan para la industria y que van a hacer posible esto», afirmó el intendente de Huincul, Claudio Larraza, quien ofició de anfitrión del evento.
El intendente de Plaza Huincul, Claudio Larraza. Foto: Matías Subat.
En concreto, YPF presentó en la audiencia el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de la Planta Integrada de Tratamiento de Gas y Facilidades Asociadas (IGTP, por sus siglas en inglés) que estará ubicada en Meseta Buena Esperanza, una de las cinco áreas dedicadas para el proyecto Argentina LNG.
Según explicaron, está previsto que su construcción comience en 2027, sujeto a la firma de la Decisión Final de Inversión (FID), y que se ponga en marcha, en una primera etapa, en 2029. Las exportaciones se iniciarían en el 2030.
La planta, que se emplazará a unos 25 kilómetros de la comarca, permitirá separar los principales productos que se extraigan de los bloques y transportarlos por un gasoducto de 48 pulgadas y un poliducto de 24 pulgadas hasta el Golfo San Matías en Río Negro, donde habrá una segunda planta.
El gerente de Asuntos Públicos de GNL en YPF, Ariel Gordon, afirmó que «la magnitud del proyecto es inmensa» y permitirá generar exportaciones por más de 10.000 millones de dólares anuales durante dos décadas, el equivalente a lo que produce hoy toda la industria. «Si esto no se hace, van a quedar recursos ociosos», apuntó.
Sobre el desarrollo económico y social para la región, planteó que generará unos 20.000 empleos directos, indirectos e inducidos, con «picos de hasta 40.000 cuando haya frentes de obra simultáneos».
En la etapa de operación, serán alrededor de 8.000 empleos anuales, de los cuales «más del 80% se espera sean empleos con residencia nacional y local».
Respecto a los proveedores, detalló que estiman una inversión de 15.000 millones de dólares en contratación de servicios y bienes nacionales.
Empleo y capacitación, dos ejes
La Uocra copó el salón de la audiencia pública y reclamó que los empleos sean para los locales. Foto: Matías Subat.
En la audiencia, que fue organizada por la Secretaría de Ambiente de Neuquén, hubo 20 oradores anotados para exponer, aunque solo 17 fueron los que finalmente participaron, todos a favor del proyecto. Uno de los ausentes fue, sorpresivamente, el intendente de Cutral Co, Ramón Rioseco.
El secretario general de Uocra, Víctor Carcar, fue uno de los que copó con integrantes del gremio el salón del hotel Antu Malal. «Venimos por directiva de nuestro secretario general nacional (Gerardo Martínez) a apoyar este proyecto, pero queremos manifestar que la idea de nuestro sector es ser parte de esto, trabajar en conjunto con los intendentes, las operadoras, las constructoras y tratar de ordenar», advirtió.
Ungió a Natalio Benavídez, delegado en Cutral Co y Plaza Huincul, como el referente sindical que estará «a cargo» del proyecto y anticipó que le exigirán «a todas las empresas que se le dé prioridad a la mano de obra local». «No vamos a claudicar en eso, y vamos acompañar a los intendentes con el tema social y las pymes», sostuvo.
Horacio Spesot, vicedecano de la Facultad Regional de Neuquén de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), puso el foco en la capacitación y aseguró que en la institución están «dispuestos y queremos ofrecer nuestros servicios para que la gente, los chicos, se formen y puedan estar dentro de esos 40.000 puestos de trabajo que se están mencionando».
«También queremos que nuestras empresas y pymes formen parte de los trabajos que se van a ejecutar», solicitó y sostuvo que acompañarán el proyecto «siempre y cuando se realice bajo todas las normas vigentes de seguridad y medio ambiente».
Las pymes, en el «centro de gravedad»
Plaza Huincul fue la ciudad sede de la audiencia pública por la planta de separación de gas. Foto: Matías Subat.
El presidente de la cooperativa de servicios públicos Copelco, Máximo Rubén Cisneros, trazó un panorama de las dificultades que atraviesan hoy los jóvenes y los comercios en la comarca petrolera y analizó que la planta volverá a poner a la región «en el eje productivo de la provincia y, principalmente, a las localidades de Cutral Co y Plaza Huincul».
«Se vislumbran miles de puestos de trabajo y actividad comercial y empresarial que prometen estar presentes en una magnitud difícil de imaginar», planteó. Sin embargo, dijo que hará falta «competitividad pero también proteccionismo estatal» para que las pymes puedan prepararse e integrarse al proyecto.
Hubo varios representantes de empresas de la región vinculadas a la industria que adelantaron sus expectativas con la inversión de Argentina LNG, pero también la necesidad de que se generen condiciones para que puedan participar.
«En los 90 perdimos a YPF, no nos dimos cuenta en ese momento, pero se nos corrió el eje del trabajo. Esto volvería a traernos al centro de gravedad», graficó uno de los empresarios que participó en la audiencia.
Infraestructura y cuidado del agua
Norma Romero, vocera de la comunidad mapuche Wirkaleo de Sauzal Bonito. Foto: Matías Subat.
En la audiencia hubo poca presencia de la política local, pese a que desde el gobierno de Rolando Figueroa se presentó el proyecto como un nuevo «hito fundacional» para Vaca Muerta.
Solo asistieron, por fuera del intendente de Plaza Huincul, la diputada provincial Brenda Buchiniz (Cumplir) junto al exdiputado nacional del PRO, Francisco Sánchez. El dirigente, quien ahora se posiciona junto a la legisladora como una opción opositora al gobierno de la provincia, fue uno de los oradores y apuntó al impacto que se generará en la infraestructura, sobre todo en rutas.
«Es un proyecto importantísimo que queremos todos, pero si no nos anticipamos a los problemas que vamos a tener en la comarca, después nos vamos a terminar lamentando como ocurre en Añelo o incluso en Neuquén», planteó.
En el tramo de las preguntas del público, hubo pedidos de información sobre el uso del agua del río Neuquén que hará el proyecto y la disposición de residuos, entre otros planteos ambientales.
La vocera de la comunidad mapuche Wirkaleo de Sauzal Bonito, Norma Romero, quiso saber qué se hará con el agua residual y qué previsión tiene la empresa respecto del polvo «que perjudica a la flora y la fauna» en una comunidad como la que representa, que se dedica a la agricultura y ganadería.
Desde YPF aclararon que el proyecto «va a respetar los lineamientos más altos en seguridad y medio ambiente» y que «se va a intensificar el reúso del agua en todo lo que se pueda». Aclararon también que la planta va a consumir «menos del 1% de los valores más secos identificados en la historia del caudal del río Neuquén», unos 4.800 m3 por día.
La iniciativa, impulsada por la jefa de la bancada oficialista, Patricia Bullrich, había obtenido dictamen la semana pasada, y se preveía que La Libertad Avanza iba a llevarla al recinto unto con algunos bloques de la oposición dialoguista, pero diferencias internas hicieron que se suspendiera la reunión de labor parlamentaria.
“Los que empujan el proyecto no terminaron juntando los votos”, explicaron desde el oficialismo sobre la postergación del tratamiento del proyecto. La frase apunta a las senadoras de las provincias productoras de azúcar (bioetanol) que, a priori, serían las más beneficiadas con los cambios al régimen vigente.
En esa lista se anotan, entre otros, las peronistas Flavia Royón (Salta) y Carolina Moisés (Jujuy), que responden al gobernador Gustavo Sáenz; y Beatriz Ávila (Tucumán), alineada con el mandatario de su provincia, Osvaldo Jaldo. Las tres habían acordado con Bullrich avanzar con cambios en la ley de biocombustibles.
Pero el proyecto genera también polémica en torno a cómo se reparte el mercado ampliado, en especial en el biodiésel. Las empresas no integradas en una cadena productiva, muchas de ellas pequeñas y medianas empresas (Pymes) que dependen del cupo obligatorio, reclaman una mayor protección frente a las compañías con mayor escala de producción y capacidad exportadora.
Esa es la posición de las empresas que operan en la provincia de Buenos Aires, que denuncian que de concretarse los cambios las plantas productoras ubicadas en Santa Fé serán las grandes beneficiarias -son de mayor tamaño que las bonaerenses y están asociadas a compañías exportadoras- mientras que las bonaerenses quedarán al borde de la quiebra.
El dictamen firmado la semana pasada propone un nuevo marco regulatorio de los biocombustibles que establece elevar el corte obligatorio de bioetanol en naftas al 15%, distribuido entre caña de azúcar, maíz y un tramo sujeto a competencia, y llevar el biodiésel en gasoil al 10% de manera gradual.
También incorpora límites a la concentración empresarial, habilita mecanismos de contratación más abiertos y busca dar previsibilidad de largo plazo a las inversiones del sector.
El Gobierno anunció una nueva serie de denuncias contra empresas sospechosas de desarrollar actividades vinculadas al petróleo y el gas en la Plataforma Continental Argentina, luego de que el presidente Javier Milei anunciara en cadena nacional una serie de decisiones sobre el ejercicio de la soberanía argentina sobre las Islas Malvinas.
En un comunicado, el Gobierno confirmó las demandas contra diferentes compañías ya que las acusó de infringir la Ley de Hidrocarburos: “La Oficina del Presidente informa que se presentarán nuevas denuncias penales contra empresas que estarían desarrollando actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina, en violación de las prohibiciones dispuestas por la Ley N.º 26.659″.
En tal sentido, remarcó que las presentaciones también comprenderán a los directivos de las firmas: “Las denuncias alcanzarán no sólo a nuevas empresas involucradas, sino que también individualizará a directores, gerentes, administradores, representantes y otras personas que han intervenido en decisiones vinculadas con dichas actividades. Ello derivará tanto en la ampliación de procesos judiciales preexistentes como la apertura de otros nuevos”.
En tanto, la administración libertaria se refirió a su postura contra las violaciones a la integridad territorial. “El Estado Nacional sigue y seguirá avanzando en la implementación de aquellas acciones que permitan responsabilizar a todos aquellos que se encuentren violando nuestra soberanía nacional. Estas acciones no se limitarán a las personas jurídicas y alcanzarán a quienes, desde sus cargos y funciones, hayan intervenido en la realización de estos ilícitos”, expresó.
“El Gobierno Nacional continuará utilizando todos los medios que tenga a su disposición para impedir que empresas o particulares desarrollen actividades que vulneren los derechos soberanos de la República Argentina y para sancionar a los responsables”, concluyó.
Qué dice la Ley 26.659 mencionada por el Gobierno
La Ley 26.659 prohíbe a toda persona física o jurídica, nacional o extranjera, desarrollar actividades hidrocarburíferas en la Plataforma Continental Argentina —que incluye las Islas Malvinas— sin contar con una habilitación otorgada por la autoridad nacional competente. Del mismo modo, prohíbe tener participación directa o indirecta en las empresas que desarrollen estos proyectos, prestarles servicios o realizar cualquier transacción sin la autorización correspondiente.
Para quienes incumplan la Ley, las sanciones incluyen:
Inhabilitación por el plazo de 5 a 20 años.
Cese de las concesiones hidrocarburíferas (en caso de poseerlas), que se revertirán al Estado nacional o a los estados provinciales, según corresponda.
Cese inmediato de las exenciones, facilidades impositivas o previsionales que se le hubieran concedido.
Prisión de 5 a 10 años, multa equivalente al valor de mercado de 20 mil a 100 mil barriles de petróleo crudo (WTI) e inhabilitación especial por el doble del tiempo de la condena para realizar cualquier actividad comercial para el que, sin autorización de la autoridad competente, encargare o realizare cualquier actividad de búsqueda de hidrocarburos.
Prisión de 10 a 15 años, multa equivalente al valor de mercado de 150 mil a 1.5 millones de barriles de petróleo crudo (WTI) e inhabilitación especial por el doble del tiempo de la condena para realizar cualquier actividad comercial para el que, sin autorización, encargare o realizare cualquier actividad de extracción de hidrocarburos, o su transporte o almacenamiento.
En el caso de las personas jurídicas, las sanciones también pueden incluir la suspensión total o parcial de actividades por hasta 10 años; la suspensión para participar en concursos o licitaciones de obras o servicios públicos por hasta 10 años, y la cancelación de la personería.
La petrolera YPF volvió al mercado internacional de capitales con una emisión de deuda por US$1200 millones, el mayor monto conseguido por una empresa argentina en los últimos 11 años, y logró además el diferencial de tasa más bajo de su historia respecto de los bonos del Tesoro de Estados Unidos.
“Esto es una señal enorme de la confianza que el mercado tiene en nuestra compañía, en nuestro presente y en el futuro que estamos construyendo”, afirmó el presidente de YPF, Horacio Marín.
La compañía colocó títulos con vencimiento en junio de 2035, a 9 años de plazo, con una tasa de interés de 7,55% y una tasa efectiva de 7,85%. El diferencial frente a los bonos estadounidenses se ubicó en 300 puntos básicos, indicador que YPF utiliza como referencia del costo adicional que debe pagar por encima de una inversión considerada de menor riesgo.
La operación recibió ofertas por hasta US$2200 millones, casi el doble de los US$1200 millones finalmente colocados, después de que ejecutivos de la petrolera mantuvieran durante dos días reuniones con más de 50 inversores internacionales en Nueva York.
La diferencia entre la demanda recibida y el monto finalmente adjudicado le permitió a la compañía completar la colocación sin ampliar el volumen previsto. Ese nivel de interés también funcionó como respaldo para una emisión de largo plazo, en un contexto en el que el costo de financiamiento depende tanto de las condiciones internacionales como de la percepción de riesgo sobre cada emisor.
YPF usará parte de los fondos para cancelar deuda
YPF informó que utilizará parte del dinero para la precancelación de dos Obligaciones Negociables internacionales que vencen entre 2027 y 2029, mientras que el resto será aplicado al financiamiento de su plan de crecimiento, denominado Plan 4×4.
La sustitución de obligaciones con vencimientos más próximos por un bono que vence recién en 2035 permite a la petrolera desplazar hacia adelante una parte de sus compromisos financieros y extender la vida promedio de su deuda.
De esta manera, reduce la concentración de vencimientos en los próximos años y le da a la compañía un horizonte más largo para administrar sus pagos. Al mismo tiempo, evita que la totalidad de los fondos captados tenga que destinarse al refinanciamiento y deja una parte disponible para acompañar las inversiones previstas dentro de su estrategia de crecimiento.
Para YPF, la colocación representa además una mejora respecto de su propio antecedente de diciembre de 2017, cuando había logrado un diferencial de 375 puntos básicos frente a los bonos del Tesoro estadounidense. La baja a 300 puntos muestra que la prima adicional exigida por los inversores para prestarles fondos a la compañía fue menor que en aquella emisión.
En la colocación internacional participaron BBVA, Itaú, J.P. Morgan, Santander y Balanz. En el mercado local intervinieron Galicia, Macro, CMF, Cucchiara, Latin Securities, Cocos y Puente Hnos.
El consejo de gobernadores del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) votó el miércoles a favor de remitir el caso de Irán al Consejo de Seguridad de la ONU por su “incumplimiento” nuclear, en una medida diplomática para aumentar la presión sobre la república islámica, a la vez que Teherán sostuvo que esa resolución “no dará ningún resultado”.
La resolución, a la que tuvo acceso la AFP y citada por France 24, fue aprobada por 23 votos a favor, tres en contra y ocho abstenciones. Rusia, China y Níger votaron en contra.
La iniciativa, presentada por Gran Bretaña, Francia, Alemania y Estados Unidos, marca la primera vez en 20 años que Irán es remitido al Consejo de Seguridad por incumplir sus obligaciones de información nuclear.
El embajador de Irán ante la ONU en Viena, Reza Najafi, afirmó que la resolución era una “herramienta política”. “Irán cooperará solo en la medida en que las circunstancias y la seguridad lo permitan”, declaró a los periodistas tras la votación de la junta.
“Esta resolución fue aprobada bajo presión política de Estados Unidos y sus aliados y, en nuestra opinión, carece de fundamento y no dará ningún resultado”, declaró a la televisión estatal Reza Najafi.
El viceministro iraní de Asuntos Exteriores, Kazem Gharibabadi, culpó a Estados Unidos de destruir las instalaciones nucleares y luego afirmar que necesitan entrar en ellas.
“Atacan las instalaciones nucleares de Irán que están bajo salvaguardias, interrumpen el proceso normal de verificación y luego utilizan esa misma interrupción como pretexto para emitir una resolución en la Junta de Gobernadores”, dijo Gharibabadi en X.
“Con estas invenciones, no se puede compensar el fracaso de sus políticas y acciones ni lograr nada en el Consejo de Seguridad”.
El OIEA no ha tenido acceso a instalaciones nucleares clave en Irán desde que Israel, con el apoyo de Estados Unidos, lanzó una guerra de 12 días en junio de 2025 que incluyó ataques contra emplazamientos nucleares.
Las instalaciones nucleares también han sido atacadas en la última guerra, que estalló el 28 de febrero, y el OIEA ha insistido repetidamente en que se le permita el acceso a ellas.
Esta medida se considera en gran medida simbólica, ya que China y Rusia, aliados de Irán, tienen poder de veto para imponer cualquier sanción contra Teherán.
El texto señala “con grave preocupación… el continuo incumplimiento por parte de Irán de sus obligaciones” y “reitera su llamamiento a Irán para que subsane urgentemente dicho incumplimiento”.
Asimismo, insta a Teherán a “participar seriamente y sin condiciones previas en conversaciones destinadas a generar confianza internacional en el carácter exclusivamente pacífico del programa nuclear iraní”.
El OIEA ha afirmado reiteradamente que su falta de información y acceso supone una “preocupación por la proliferación” y ha instado a Irán a abordar esta cuestión con “la máxima urgencia”.
El director general del OIEA, Rafael Grossi, declaró el lunes que otorgar al organismo nuclear de la ONU, con sede en Viena, acceso a instalaciones nucleares clave en Irán tendría “repercusiones positivas” para la república islámica.
La misión de Irán ante la ONU en Viena instó el lunes a Grossi a que pidiera a Estados Unidos e Israel que detuvieran sus “ataques ilegales”.
“La agencia debe poner fin a los reportajes poco profesionales, subjetivos, semitécnicos y con influencias políticas”, decía en una publicación en X.
Antes de los ataques de junio de 2025, el OIEA calculó que Irán poseía aproximadamente 440 kilogramos de uranio enriquecido al 60 por ciento, lo que se acerca al 90 por ciento necesario para fabricar una bomba y supera con creces el límite del 3,67 por ciento establecido por un acuerdo con Irán de 2015, ahora extinto.
Bytedance, la empresa dueña de TikTok, está invirtiendo más de 200.000 millones de reales en un centro de datos en Ceará, en el noreste de Brasil.
Los proyectos de datacenters en Brasil que se acojan a los beneficios fiscales del programa Redata finalmente podrán utilizar generación térmica a gas natural para alimentar su consumo eléctrico. Se trata de una victoria para el gobierno de Lula da Silva, que busca destrabar inversiones valuadas en más de US$ 30.000 millones. También puede representar un incentivo a las exportaciones de gas de Vaca Muerta, puesto que el programa contempla beneficios adicionales para la instalación de centros de datos en la región Centro Oeste de Brasil.
En concreto, el Congreso del Brasil sancionó el proyecto que crea el Régimen Especial de Tributación para Servicios de Centro de Datos (Redata). El régimen beneficiará a las empresas con exenciones impositivas que tendrán un costo fiscal estimadodeUS$ 1420 millones (7250 millones de reales) durante el período 2026-2028.
El objetivo central es destrabar inversiones en centros de datos, principalmente aquellos enfocados en computación en la nube e inteligencia artificial. El ministerio de Minas y Energía contabiliza pedidos de conexión a la red eléctrica nacional para datacenters equivalentes a 38.000 MW (casi un tercio de la potencia instalada de Brasil), de los cuales 7100 MW representan inversiones por US$ 31.500 millones (159.000 millones de reales).
Entre las reducciones impositivas figuran la suspensión por cinco años del Impuesto a la Importación, de impuestos de la seguridad social (PIS/Cofins) y del Impuesto sobre Productos Industrializados (IPI) sobre los bienes tecnológicos e informáticos destinados a los proyectos. La suspensión se aplicará a la compra de dichos componentes tanto dentro como fuera de Brasil.
Gas de Vaca Muerta para datacenters en Brasil
La ley fue aprobada por el Senado con una enmienda pensada paraincluirala generación térmica entre las fuentes de energía para los centros de datos. El gobierno y el Senado negociaron una modificación para incluir fuentes de bajas emisiones en los criterios de elegibilidad para el consumo de energía. De esta forma, el uso delgas natural puede incorporarse en la reglamentación. El texto original estipulaba fuentes “limpias” o “renovables”. Ahora solo resta la promulgación de la ley.
El texto además genera un guiño para el gas de Vaca Muerta, puesto que contempla beneficios adicionales para las empresas que instalen sus datacenters en las regiones Norte, Noreste y Centro Oeste. Esta última está conformada por los estados de Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul y el Distrito Federal (Brasilia).
El régimen Redata contempla que al menos el 10% de los servicios prestados por un centro de datos debe destinarse al mercado brasileño. Queda prohibido asignar esta cuota a la exportación o al uso interno, incluso si se alega falta de demanda en Brasil. El objetivo es garantizar el impacto directo de los incentivos fiscales en la economía local y promover la soberanía tecnológica. Esta exigencia es reducida parcialmente para las mencionadas regiones.
El gasoducto Gasbol (Bolivia-Brasil) entra a territorio brasileño por Corumbá, en Mato Grosso do Sul. Justamente, la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) señala que la infraestructura existente vía Bolivia es competitiva para abastecer a ese estado con gas argentino. También lo es para abastecer a proyectos de fertilizantes nitrogenados, como la urea.
En el primer encuentro de un ciclo sobre integración energética que tuvo lugar esta semana en la sede del Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI), el organismo destacó que Brasil requiere obras para ampliar la llegada de gas de Presal para lograr el abastecimiento con gas nacional en la región Centro-Oeste, y para recibir gas argentino en Porto Alegre debe construir Uruguaiana-Porto Alegre y revertir y ampliar los flujos desde Porto Alegre a San Pablo.
La posibilidad de abrir el juego a la generación térmica representa una victoria para el gobierno. Tras la sanción de la ley, el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, defendió al gas natural como fuente de energía para los centros de datos y afirmó que la aprobación de Redata crea el entorno legal para atraer grandes proyectos al Brasil.
«Soy un firme defensor del gas natural, porque Estados Unidos está construyendo actualmente centros de datos con una capacidad de 6,5 GW de gas natural», afirmó Silveira.
La sanción de Redata también fue bien recibida por las empresas. La vicepresidenta de Amazon Web Services (AWS) para Latinoamérica, Paula Bellizia, señaló que la aprobación del régimen debería cambiar el tono de las conversaciones comerciales de la empresa con sus clientes en Brasil. «Sin duda, esto destrabará conversaciones. La evaluación no es perfecta, pero es una buena noticia. Ahora tendremos que centrarnos en ello desde la perspectiva de la implementación», afirmó.
Algunas empresas proyectan construir megacomplejos para entrenamiento de IA en el país: se tratan de verdaderas “ciudades” por su consumo de agua y las potencias que demandarán. Hay al menos tres empresas empujando proyectos de este tipo en cuatro estados: Elea Data Centers tiene el proyecto Río Al City (3200 MW) en Río de Janiero, Scala Data Centers tiene el proyecto Scala Al City (5400 MW) en Rio Grande del Sur , y RT One posee un proyecto de 400 MW en Paraná y otro de igual demanda de potencia en Minas Gerais.
Por el momento, el único mega proyecto cuya construcción realmente está avanzando es uno de Bytedance, la empresa dueña de TikTok., en el noreste de Brasil. ByteDance está invirtiendo US$ 40.000 millones (más de 200.000 millones de reales) para construir su mayor centro de datos fuera de China en el Complejo Industrial y Portuario de Pecém, en el estado de Ceará.
El complejo será exclusivo para la exportación de capacidad de procesamiento y datos de usuarios de TikTok fuera de Brasil, por lo que no buscaría aplicar a los beneficios de Redata. La previsión inicial de potencia demandada es de 200 MW, con potencial para alcanzar hasta 900 MW o 1 GW en el futuro.
Datacenters: impacto económico y captura de valor
Brasil es líder en datacenters en Latinoamérica por amplio margen. Para agosto, el país contaba con un total de 706 MW de capacidad de centros de datos, alcanzando así cerca de la mitad de la capacidad total de Latinoamérica, según un estudio reciente de JLL Research. Se espera que la capacidad brasileña continúe creciendo, con un total de 660 MW en construcción, con el 56% de su capacidad ya comercialmente comprometida.
FGV Projetos, la unidad de consultoría técnica de la Fundación Getulio Vargas, estima que un centro de datos de 100 MW destinado a inteligencia artificial podría implicar inversiones de aproximadamente 25.000 millones de reales y crear 37.200 empleos, entre directos, indirectos y aquellos generados por el aumento del consumo de las familias. La inversión se reparte entre 5000 millones en infraestructura física y otros 20.000 millones en servidores, GPU, sistemas de almacenamiento y otros equipos informáticos.
Justamente, el programa Redata reduce los costos de compra del equipamiento informático, ya sea importado o de fabricación nacional, que representan el principal costo en un proyecto. Sin embargo, también contiene algunas previsiones para proteger parcialmente a los fabricantes nacionales de equipamientos informáticos.
Otro objetivo es en materia de autoabastecimiento de servicios digitales. Cerca del 60% de las cargas digitales brasileñas se procesan en el extranjero según el Ministerio de Hacienda. El gobierno considera que esta dependencia incrementa los costos, reduce la competitividad de las empresas brasileñas y representa un riesgo para la soberanía digital del país.
Ubicado en Banda del Río Salí, el nuevo centro de distribución de Gulf Agro cuenta con ocho tanques verticales independientes para abastecer con rapidez a las economías regionales del NOA.
La emblemática multinacional de origen estadounidense Gulf inauguró en la localidad tucumana de Banda del Río Salí su primer centro de distribución exclusivo para el agro. Esta decisión le permitió multiplicar la logística de abastecimiento regional y reducir hasta en un 85% los tiempos de entrega de sus soluciones para la protección de cultivos en todo el Noroeste argentino.
La nueva operación Gulf Agro está ubicada en un punto logístico clave del norte del país y cuenta con infraestructura preparada para almacenar y distribuir aceites minerales destinados a la protección de cultivos. Desde allí abastecerá de forma directa a productores, empresas agroindustriales, distribuidores y agronomías de Tucumán, Salta, Jujuy, Catamarca, Santiago del Estero y La Rioja.
La medida busca resolver un histórico cuello de botella logístico para el NOA, donde el traslado de estos insumos desde Buenos Aires o la región central solía demandar entre cinco y diez días. Con este stock permanente en origen, la empresa prevé concretar las entregas en un plazo de 24 horas dentro de Tucumán y de hasta 48 horas en las provincias vecinas.
Desde la firma explicaron que la disponibilidad inmediata del producto resulta crítica para garantizar la efectividad de las aplicaciones agrícolas ante imprevistos sanitarios o climáticos. Contar con insumos a poca distancia del campo disminuye la dependencia de los fletes de larga distancia y facilita intervenciones ágiles durante los momentos determinantes de cada ciclo productivo.
La elección de la provincia de Tucumán responde a su liderazgo dentro de la industria citrícola mundial -particularmente en la producción y exportación de limones- y a su rol como nodo articulador de las economías regionales. El establecimiento dispone de ocho tanques verticales independientes configurados para el despacho a granel en camiones cisterna y la entrega fraccionada en contenedores, tambores e IBC.
Con stock permanente en origen, la compañía podrá abastecer en un plazo máximo de 24 a 48 horas a productores y agroindustrias de seis provincias del Noroeste.
Si bien el sector citrícola concentra una porción relevante de la demanda local, el portafolio de soluciones está diseñado para atender también las necesidades de producciones de olivo, vid, tomate, frutilla, arándano, palta, tabaco y hortalizas. En una primera etapa, el centro distribuirá la línea Gulf Argenfrut, compuesta por aceites minerales parafínicos altamente refinados.
El nuevo esquema operativo aporta ventajas operativas y financieras a los distribuidores locales, que podrán programar reposiciones de mercadería con mayor frecuencia. De este modo, los actores del sector lograrán optimizar la gestión de sus inventarios sin verse obligados a inmovilizar capital en el almacenamiento prolongado de grandes volúmenes.
Esta inversión es parte de un plan de expansión más amplio de Gulf Agro para fortalecer su presencia en los principales polos productivos de la Argentina y la región. El proyecto contempla además programas de capacitación técnica para productores y distribuidores, así como la priorización de transportistas y proveedores de servicios locales.
El gobierno busca obstaculizar el proyecto Sea Lion que llevan adelante la inglesa Rockhopper Exploration y la israelí Navitas Petroleum.
A partir del despliegue de la bandera de las Islas Malvinas en la semifinal del Mundial 2026, se generó un efecto dominó que derivó hace pocos días en el anuncio de medidas por parte del presidente Javier Milei contra compañías que estén desarrollando actividades hidrocarburíferas en las islas, puntualmente se busca obstaculizar el proyecto Sea Lion que llevan adelante la inglesa Rockhopper Exploration y la israelí Navitas Petroleum.
Nicolás Gadano, Flavia Royón, Jimena Latorre y Juan José Carbajales analizaron en una nueva emisión de Dínamo, bajo la conducción de Nicolás Gandini, la viabilidad del proyecto y las medidas adoptadas por el Gobierno, y plantearon un debate sobre qué debería hacer la Argentina para impulsar la exploración de su propio offshore.
Sea Lion: un proyecto de riesgo y con un conflicto jurisdiccional
Frente a la pregunta por la viabilidad y capacidad real del proyecto, Nicolás Gadano, ex gerente general del BCRA y consultor en energía, relativizó la escala del desarrollo y advirtió que, además de los riesgos propios de cualquier proyecto offshore, Sea Lion enfrenta una situación jurídica particular por el reclamo argentino sobre el archipiélago.
“Hay que invertir varios billions para poner la infraestructura y el desarrollo de este supuesto reservorio offshore. Es un proyecto altamente riesgoso, incierto, hoy tal vez estimulado como tantos proyectos por los precios altos del petróleo. Además, tiene el riesgo de que hay un conflicto jurisdiccional notorio porque Argentina reclama ese territorio”, señaló el economista.
Flavia Royon, exsecretaria de Energía de la Nación, dividió el caso en cuatro puntos. El primero fue que, según la exfuncionaria, el debate va más allá de la viabilidad del proyecto. “Acá hay una decisión final de inversión, en teoría el proyecto avanza. Ya que exploren es grave y amerita una posición del gobierno argentino”, afirmó. Como segundo y tercer punto, no negó la existencia de un “oportunismo político en un momento en donde el gobierno va perdiendo imagen” ni de un contexto geopolítico que influyó en el momento elegido por el Gobierno, algo que también había planteado Gadano.
Por último, agregó otra dimensión al debate: “Nosotros como país tenemos que entender que también tenemos que avanzar en el desarrollo económico de nuestra plataforma, porque tener actividad en nuestra plataforma también es una cuestión de soberanía”.
Por su parte, la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, puso el foco en la señal que la Argentina envía hacia los inversores internacionales. Según sostuvo, no hacer valer la normativa argentina frente al financiamiento de Sea Lion “estaría dando una señal a la comunidad internacional de que la comunidad y fondos internacionales pueden fondear proyectos para desarrollar en la Argentina en violación del marco normativo argentino. Eso creo que le restaría seguridad jurídica en la que estamos trabajando para promover más inversiones, desde la nación y desde las provincias también”.
“El quid de la cuestión acá está en la coherencia respecto a la administración del desarrollo de los recursos. Creo que es una posición estratégica del Gobierno nacional, no de oportunismo, de utilizarlo como una estrategia de negociación, porque hoy esta reconfiguración geopolítica está asentada sobre el dominio de recursos estratégicos”, planteó.
Y agregó: “Si queremos dar señales claras de que la Argentina es un jugador importante, tiene que ser claro y contundente el mensaje hacia afuera”.
Sin embargo, Gadano planteó reparos sobre la posibilidad de extender esa estrategia hacia empresas que también tienen actividad en la Argentina. “En el ejercicio de una política exterior de presión sobre Gran Bretaña, vamos a someter a todo el sistema petrolero a ‘o estás con ellos o estás con nosotros’. Me preocupa”, afirmó.
El debate por el offshore argentino
La discusión sobre Sea Lion abrió una segunda pregunta: qué está haciendo la Argentina para explorar y desarrollar los recursos hidrocarburíferos de su propia plataforma continental.
Juan José Carbajales, exsubsecretario de Hidrocarburos de Argentina y actual titular de la consultora Paspartú, sostuvo que las medidas para obstaculizar Sea Lion anunciadas por el Ejecutivo deberían complementarse con una política más activa sobre el offshore argentino.
“El gobierno anunció muchas acciones defensivas para obstaculizar la operatoria de Sea Lion, incluso utilizando Vaca Muerta como activo, lo cual me parece muy bien. Pero hay otro costado: nuestro offshore. ¿Qué hacemos nosotros en nuestro litoral marítimo?”, planteó.
“Si Argentina quiere realmente mostrarle a Inglaterra y al mundo que le interesan sus recursos estratégicos, no solo es frenar lo que están haciendo en un territorio cuya soberanía reclamamos, sino en el nuestro”, agregó.
Ante la pregunta sobre qué herramientas podría utilizar el Estado después de que el pozo Argerich (Equinor, YPF y Shell)no encontrara hidrocarburos en cantidades comerciales, Carbajales propuso acelerar la exploración.
Nicolás Gandini: —¿Qué más podríamos hacer para incentivar el offshore?
Juan José Carbajales: —Es muy simple: profundizar y acelerar.
Gandini: —¿Cómo?
Carbajales: —Pasando a la siguiente etapa. Los permisos exploratorios te exigen actividad en cada período. Bueno, pasar al siguiente. ¿Te fue mal en un pozo? Hacé otro al lado.
Gandini: —Pero eso no depende de tu voluntad como Estado.
Carbajales: —Yo tengo la solución. Primero YPF, que es el brazo ejecutor de políticas públicas.
Gandini: —¿Quién pone la plata?
Carbajales: —El Estado.
La propuesta abrió una discusión sobre quién debería asumir el riesgo económico de la exploración offshore.
Latorre rechazó que sea el Tesoro el que financie ese proceso. “El mejor ejercicio de la soberanía, más que recitarlo como un concepto abstracto, es justamente desarrollar económicamente actividades en nuestro territorio”, sostuvo, pero advirtió: “No coincido en que sea el Estado nacional el que tenga que fondear ese desarrollo, menos aún cuando estamos hablando de actividades económicas de alto riesgo como son las actividades exploratorias”.
Carbajales respondió que podrían participar tanto el sector público como el privado y destacó dos medidas recientes destinadas a incentivar inversiones: una convocatoria a licitación internacional a partir de una manifestación de interés privada y la reducción del monto mínimo requerido para que los proyectos offshore puedan acceder al RIGI.
“Creo que ese es el rol del Estado, esos mecanismos o incentivos hacia los privados, no poner fondos del Tesoro a desarrollar actividades de alto riesgo”, respondió Latorre.
Royon coincidió: “Usar recursos del Estado en cualquier tipo de exploración es riesgoso”.
Gadano también cuestionó la posibilidad de utilizar YPF como instrumento directo para impulsar nuevas perforaciones.
“YPF es una empresa mixta, no le podés decir que ahora se dedique a perforar acá o allá”, sostuvo. En cambio, consideró razonable adaptar instrumentos de incentivo como el RIGI a las particularidades de la exploración offshore, donde los desembolsos iniciales son menores que en la etapa de desarrollo de un descubrimiento.
“Me parece perfecto [usar instrumentos como el RIGI]. Creo que no es YPF ni Enarsa ni el presupuesto público”, concluyó.
El límite de la estrategia argentina frente a Sea Lion
Sobre el final del debate sobre la temática, volvió a aparecer otro punto de tensión: hasta dónde debería llegar la presión argentina sobre las compañías vinculadas directa o indirectamente con Sea Lion.
Gadano advirtió que una estrategia demasiado amplia podría terminar afectando al propio sector petrolero argentino. “¿Cuál es el límite de que si una empresa estuvo cerca directa o indirectamente del proyecto de Malvinas no puede trabajar en Argentina? Llega un momento en que eso nos empieza a perjudicar a nosotros y mete un riesgo adicional en la industria petrolera. Tenemos que ser muy cuidadosos con eso”, señaló.
Gandini: —Fue novedoso que el gobierno lograra que empresas como Schlumberger Limited (SLB) y Halliburton, probablemente las dos empresas de servicios petroleros del mundo, o Tenaris, salieran a decir que no tienen vinculación ni ningún tipo de interés en el proyecto Malvinas.
Jimena Latorre: —En cierto modo muestra buenos primeros resultados de esa política o posicionamiento, y estamos hablando de las empresas de servicios más grandes. Si lo que se está buscando es marcar la cancha y mostrar cuáles son las reglas y los recursos de Argentina, y esto se respeta, creo que está empezando a mostrar cierta seriedad y robustez institucional en la decisión. No creo que sea disuasivo.
Hoy nadie en sano juicio puede ignorar lo que hasta hace pocos años sólo conocían los habitantes de zonas en los que la industria minera se desarrollaba. Los impresionantes números de Inversiones previas a que arranquen lo que hoy sólo son proyectos avanzados, llamó la atención de todo un país que empieza a descubrir que su riqueza nacional no sólo está en la Pampa Húmeda.
Hidrocarburos a partir de Vaca Muerta más minerales como el cobre, oro, plata, uranio y litio nos muestran que podemos tener otras dos más.
Vaca Muerta a través de plantas de licuefacción según la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos señalan exportaciones de gas por más de USD 41.700M para el 2035. El petróleo desde su descubrimiento en diciembre del 1907 fue política de estado en 10 provincias argentinas, y hoy empieza a recibir inversiones para un nuevo impulso productivo hacia los enormes valores señalados.
La minería metalífera en cambio no cuenta con esa historia ni prestigio cultural, no hubo la continuidad que permitía una geología que siempre indicó enormes oportunidades. Diferente a nosotros Canadá, Australia, Suecia, México, Brasil, EE. UU., Chile, Perú y en muchos otros países la minería fue sinónimo de desarrollos económicos y sociales que continúan en nuestros días.
Luego de 213 años de aquel primer RIGI, el reglamento minero sancionado por la Asamblea del año XIII, nuestras generaciones tienen la posibilidad de lograr un punto de inflexión histórico con el comienzo del aprovechamiento de nuestra riqueza metalífera.
El abandono geopolítico dejó secuelas, el desconocimiento en la sociedad la más grande de ellas, mientras miles de compatriotas eran condenados junto a sus familias a una pobreza innecesaria. Vivieron y partieron, a pesar de estar rodeados de importantes tesoros.
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La inexistencia de una cultura minera hace necesario más que en ningún otro país explicar en qué consisten las oportunidades personales que brinda, los desarrollos que provoca y los tiempos necesarios para ponerla en marcha, es decir, evitar sobre expectativas. En el caso del cobre, la soja de los minerales, malas opiniones generan raíces en el desconocimiento popular.
Es común escuchar a quienes gobiernan afirmar que las grandes inversiones llegarán porque ellos son los que gobiernan. Esconden que las demandas están disparadas desde el Acuerdo del 2015 en París por más de 196 países, pues las emisiones antrópicas de gases efecto invernadero empezó a amenazar la habitabilidad humana del planeta, que la electromovilidad y las energías renovables son el camino para no seguir aumentando la temperatura ambiente, y minerales como el cobre, litio, uranio y plata (hablando de los que poseemos) son esenciales para lograrlo.
Es ese escenario el que estalló frente a nosotros, y el que nos brinda una oportunidad como la que tuvimos en la primera mitad del siglo pasado con una Europa en guerra y nosotros proveyéndoles alimentos.
Pero hay algo que no entendemos y puede frustrarnos una vez más: No somos el único país que tiene cobre, litio, uranio o plata. Las esenciales Inversiones que necesitamos requieren Competitividad y Confianza, ambas amenazadas por un populismo que no afloja y pseudo-nacionalismos.
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Sepamos que no somos el único país que tiene cobre, el Congo y Zambia nos lo recuerdan. En poco tiempo estarán produciendo más del doble y del triple de lo que pueden producir el total de nuestros ocho proyectos adelantados. Por lo que deberíamos sellar una competitividad inteligente para no perder ni demorar la llegada de las Inversiones.
El RIGI fue lo que nos puso dentro de la cancha del mercado mundial, a pesar de que algunos economistas de nota y periodistas se esfuerzan por relativizarlo. Poder construir infraestructuras donde no las hay y generar competitividad tributaria desde las provincias sería trabajar por el Interés General.
Los IIBB provinciales y las aduanas pre-1853 que levantaron muchas provincias mineras en materia de empleo y de autodefinidos proveedores locales repartiéndose lo que no llegó, marchan a 180 grados de la dirección correcta.
La Industria minera metalífera no compite con ninguna otra producción local, y seguramente requerirá en el caso del cobre varios centenares de pymes proveedoras de bienes y de servicio desde cada uno de los proyectos. Muchas empresas serán locales, otras nacionales y una parte menor de proveedores internacionales.
Es la tecnología requerida, la dimensión y característica de los accesos, de los equipos de arranque, transportes, moliendas y tratamientos, el destino del commodity, los mantenimientos, softwares, capacidades profesionales y la IA los que marcarán los desafíos a la hora de proveer bienes y servicios.
Había y hay mucho por hacer en materia de profesiones requeridas y capacitaciones necesarias. Establecer una alianza permanente entre Empresas, Gobiernos, Universidades, Proveedores y Entidades Financieras. Ese es el camino, el del diálogo, los acuerdos para la superación; no violentar la Constitución Nacional decretando de prepo: “Primero Yo”.
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La falta de conocimientos de buena parte de la dirigencia política que cree que el saber se adquiere ganando una elección, de economistas refiriendo a la enfermedad Holandesa con aires petulantes y periodistas creyendo que la audiencia es el nuevo Vox Dei, son trampas donde se puede trabar el Desarrollo Argentino.
Esta imagen resume un importante trabajo de la Cámara Minera de Chile y nos enseña claramente como se repartió el valor exportable de las producciones de cobre. Desde el año 2010 al 2021 fueron USD 440.000M exportados. El 81% del total, USD 335.000M, fue empleado para hacerlo, y USD 105.000M se repartió entre ganancia de las empresas, impuestos nacionales y regalías.
¿A que debemos que se soslaye ese 81% del valor exportado que queda mayoritariamente en un país? Que con aire doctoral se diga que un punto más o menos de regalías es lo esencial, eso sí, callan sobre los enormes beneficios en salarios, proveedores de bienes, servicios y de bienes de capital?
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Silencian también lo que acaba de señalar la Comisión Chilena del Cobre (COCHILCO), coincidiendo con el estudio que concluimos en el 2017 desde la Subsecretaría de Desarrollo de Septiembre del 2026 la Nación sobre el impacto económico y social de la minería del oro en San Juan: Por cada punto de aporte directo en el PBI, hay otro generado vía demanda indirecta, efecto inversión y efecto compras.
Distintos organismos internacionales empezaron a señalarnos la necesidad de mirar la competitividad y generar confianzas. Para lo primero establecer regalías progresivas y móviles como Perú, y la eliminación de uno de los impuestos más regresivo, IIBB, es un camino inteligente para lograrlo. Además el crecimiento económico a partir de la llegada de las grandes inversiones permitiría eliminar IIBB en las provincias que decreten.
Para la confianza el diálogo interpartidario es un camino que despejaría los miedos de una nueva marcha atrás con la vuelta a subsidios, protecciones, cierres de la economía, precios regulados, retenciones, de SIRA y emisión descontrolada.
Batallas por elecciones y reelecciones; aduanas internas levantadas en provincias que se sublevaron con la Constitución Nacional que las eliminó en 1853; economistas que relativizan el desarrollo que generarían las grandes inversiones; periodistas a los que no les interesa la verdad, sólo importa la audiencia. Todo esto forma parte en nuestros días de una especie de teatro al que se subieron como protagonistas: EGOS, DESCONOCIMIENTOS Y MALA FE.
La compañía TotalEnergies avanza en Neuquén con la solicitud de una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) en el bloque San Roque, con el objetivo de desarrollar su ventana petrolera y presentar el proyecto al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Durante el encuentro Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World, celebrado el 3 de septiembre en Houston, Sergio Mengoni, director general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, anticipó que la empresa apunta a cerrar negociaciones rápidamente y comenzar un piloto de producción petrolera en 2027.
San Roque ofrece ventajas iniciales: dispone de instalaciones que permitirían poner en marcha el piloto aprovechando infraestructura existente. Para un desarrollo de mayor escala, la compañía prevé construir una nueva planta. Total opera el área en sociedad con YPF, Pan American Energy y Harbour Energy.
En sus resultados del primer semestre de 2026, Harbour Energy informó que la obtención de la licencia permitiría avanzar con un programa de 16 pozos desde 2027, en línea con el horizonte planteado por Mengoni.
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La cercanía con Aguada Pichana Este (APE) también influye en la decisión. Ambos bloques se operan de manera integrada, compartiendo recursos e infraestructura. APE alcanzó recientemente los 14,2 millones de m³ diarios, el máximo de capacidad de su planta, y Total ya trabaja en proyectos de ampliación.
El bloque San Roque combina las tres ventanas de Vaca Muerta: gas, gas + condensado y petróleo. Según datos de Aleph Energy, produjo en junio 1,8 millones de m³ diarios de gas convencional, con un incremento de 260.000 m³ respecto de mayo.
Mengoni defendió el ingreso al RIGI como una herramienta para acercar las condiciones locales a las que ofrecen otros países que compiten por capital internacional. “Esto va a requerir inversiones importantes”, señaló, subrayando que el criterio para avanzar será obtener una producción competitiva y con bajas emisiones.
En Houston, el directivo reafirmó la visión de largo plazo de TotalEnergies en Argentina, descartando versiones sobre una posible salida. “Nosotros miramos siempre el largo plazo”, afirmó, destacando que Total Austral alcanzó en agosto su récord histórico de producción, incluyendo el desarrollo offshore en la cuenca Austral.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, anunció un acuerdo para acceder a 65.000 millones de barriles de petróleo venezolano, calificándolo como “el mayor acuerdo petrolero de la historia mundial”. La noticia generó indignación y preocupación dentro de Venezuela, incluso entre sectores tradicionalmente enfrentados.
De acuerdo con la Casa Blanca, la empresa North American Blue Energy Partners (NABEP) recibirá un contrato de arrendamiento de 100 años sobre 17 yacimientos. El gobierno estadounidense obtendría una participación del 35% en la compañía, acceso al 20% de la producción a precio de costo y un derecho de preferencia sobre el resto. Trump aseguró que el acuerdo podría atraer hasta US$ 100.000 millones en inversiones y garantizar suministro de crudo pesado a las refinerías estadounidenses.
Por su parte, las autoridades venezolanas describen el proyecto como un acuerdo bilateral de 25 años, insistiendo en que el país mantiene la soberanía sobre sus recursos. La vicepresidenta Delcy Rodríguez afirmó que los yacimientos podrían producir más de 1,5 millones de barriles diarios y generar US$ 209.000 millones en ingresos fiscales.
La falta de transparencia sobre los términos exactos ha encendido las alarmas. Ninguno de los gobiernos ha publicado el texto completo, y la diferencia entre un contrato de 25 años y una concesión de 100 años plantea dudas sobre la legitimidad y la seguridad jurídica del acuerdo.
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La líder democrática María Corina Machado advirtió que “la legitimidad política y la seguridad de la inversión no pueden separarse”, subrayando que solo un gobierno democrático puede ofrecer certeza a los inversores. Exfuncionarios chavistas como Rafael Ramírez y Elías Jaua también calificaron el acuerdo de ilegítimo y de “ocupación extranjera”, mostrando cómo el nacionalismo petrolero trasciende las divisiones ideológicas.
En el plano social, ciudadanos como el arquitecto caraqueño Lisandro Castro expresaron su preocupación: “Existe una auténtica preocupación colectiva en Venezuela en este momento por lo que estamos presenciando”.
Los riesgos identificados son múltiples: un futuro gobierno electo podría impugnar el acuerdo, los tribunales cuestionar la autoridad de Rodríguez, las compañías limitar inversiones por falta de garantías y el resentimiento público convertir el proyecto en símbolo de explotación extranjera.
En definitiva, Venezuela necesita inversión para recuperar una producción que hoy ronda 1,25 millones de barriles diarios, muy por debajo de los niveles de los años 90. Pero la opacidad y la controversia política podrían transformar lo que Trump presentó como “el mayor acuerdo petrolero de la historia” en una fuente de incertidumbre para el futuro energético del país.
La sesión del Senado prevista para el jueves 10 de septiembre se cayó. El oficialismo comprobó que no tenía los votos para aprobar el nuevo régimen de biocombustibles. El proyecto no fue rechazado: quedó postergado. Pero la suspensión expuso una disputa más profunda que el simple aumento del corte obligatorio. Detrás del texto hay dos reformas superpuestas: una energética —más biocombustible y menos fósil por litro vendido— y otra económica —quién produce, quién vende y quién captura la renta de ese mercado—. La sesión se cayó por la segunda.
El dictamen, que busca reemplazar y modificar sustancialmente la Ley 27.640 por un régimen de 15 años, unificó siete proyectos que venían discutiéndose en las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y de Presupuesto y Hacienda. Entre sus impulsores aparecen Patricia Bullrich, Flavia Royón, Beatriz Ávila y otros senadores. El objetivo central era elevar los cortes: en gasoil, llevar el biodiésel del 5% actual al 7,5% inicialmente y al 10% al cabo de un año; en naftas, mantener el 12% el primer año y luego subir al 15%.
El esquema del etanol quedó desglosado: de ese 15%, un 6% provendría de caña de azúcar, otro 6% de maíz y un 3% quedaría sujeto a competencia. Además, se fijaba un límite de participación de mercado de no más del 20% del volumen por empresa. Eso explica el interés de Tucumán, Salta y el NOA por la caña; de Córdoba por el etanol de maíz; y de Santa Fe y las provincias sojeras por el biodiésel.
Pero lo decisivo no era el corte. El proyecto buscaba pasar gradualmente del actual sistema de cupos y participación protegida para determinados productores hacia uno de mayor competencia y apertura. Allí estalló el conflicto con las pymes de biodiésel “no integradas” con las grandes aceiteras y productoras de materia prima. Esas empresas tienen hoy una participación protegida en el abastecimiento interno. El nuevo esquema contemplaba una reducción progresiva hasta su desaparición en 2036. Las pymes reclamaban conservar un 7,5% del mercado. Ese punto puso en tensión a representantes de Santa Fe, La Pampa y Buenos Aires, que exigieron mayores garantías para las empresas pequeñas y medianas.
La coalición que se armó fue peculiar. LLA había logrado un principio de acuerdo con senadores dialoguistas y con provincias interesadas en aumentar el bioetanol. Pero varios aliados avisaron que no votarían la ley si no se modificaba la situación de las pymes de biodiésel. Sin votos asegurados, se suspendió la reunión de Labor Parlamentaria y, con ella, la sesión.
El gran ganador potencial: el biodiésel integrado
La Ley 27.640 vigente establece que el biodiésel destinado al corte obligatorio debe provenir de empresas no vinculadas directa o indirectamente con la exportación de biodiésel ni de sus principales insumos. Es decir, excluye deliberadamente del mercado protegido a buena parte de las grandes aceiteras y exportadoras integradas. El proyecto cambia esa arquitectura.
Con el dictamen, inicialmente las no integradas conservan los 7,5 puntos. Cuando el corte sube a 10%, quedan 6,5 puntos reservados y 3,5 abiertos. Luego la transición avanza: 2029, 5,5 reservados y 4,5 abiertos; 2030, 5 y 5; 2031-2035, 3 reservados y 7 abiertos. Después termina la transición prevista. Por tanto, “desregulación” no es una palabra neutral en términos distributivos.
La gran aceitera integrada controla la cadena soja, desde la producción, el crushing el aceite y la producción de biodiésel y exporta y vende al mercado interno. La pyme, en cambio, compra aceite, produce biodiésel y vende. La primera captura margen en varios eslabones y controla su materia prima; la segunda tiene el costo del aceite como insumo externo. Por eso CIARA defendió explícitamente que no se distinga entre integradas y no integradas, y sostuvo que debe haber mercados competitivos y cortes crecientes. CARBIO consideró el dictamen un avance porque deja “abierto el mercado para todos”. CEPREB ve la otra cara: sostiene que las plantas regionales pasan de controlar los actuales 7,5 puntos a tener solo 3 puntos protegidos.
Refinadoras y productores: no todos pierden igual
Si el biodiésel pasa de B7,5 a B10 y el etanol de E12 a E15, las refinadoras colocan menos molécula fósil por litro de combustible terminado. En naftas, por cada 100 litros vendidos, el componente hidrocarburífero pasa de aproximadamente 88 a 85 litros. En gasoil, el efecto es mayor: el gasoil fósil pasaría de unos 95 a 90 litros por cada 100 litros de producto terminado.
Pero de ahí no se sigue que las refinadoras sean perdedoras automáticas. La Cámara Argentina de la Energía apoyó expresamente el proyecto Bullrich y reclamó permitir la participación plena de las refinadoras de petróleo en el negocio de los biocombustibles. La refinadora puede aceptar menor participación del hidrocarburo en cada litro a cambio de participar económicamente en la molécula renovable y comprarla en un mercado competitivo en lugar de hacerlo a precio administrado. Además, el dictamen aparentemente les permite el coprocesamiento de materias primas no fósiles en sus propias refinerías, con límites.
El productor puro de petróleo tiene menos capacidad de capturar ese beneficio. Para una demanda total constante, aumentar el corte implica sustituir parte de la demanda doméstica de derivados fósiles. No necesariamente la producción petrolera argentina debe caer en la misma proporción —el crudo puede exportarse o destinarse a otros usos—, pero el mercado interno de combustibles para transporte absorbe una proporción menor de producto fósil.
La distinción decisiva es otra: integrados versus no integrados. Una empresa verticalmente integrada —producción de crudo, refinación y comercialización— pierde demanda de su componente fósil, pero captura renta a lo largo de toda la cadena y puede participar directa o indirectamente del componente renovable. Una refinadora no integrada upstream compra crudo, lo refina y comercializa derivados. Si sube el corte, necesita menos crudo para producir una cantidad dada de combustible terminado, pero debe adquirir más biocombustible. No simplemente “pierde”: cambia la composición de sus costos, sus márgenes y la utilización de su capacidad de refinación.
Etanol, territorio y automotrices
En el etanol la coalición es más amplia. El esquema 6% caña más 6% maíz más 3% competitivo permite que las dos grandes geografías productivas no se disputen inmediatamente todo el mercado. La Cámara de Bioetanol calificó el dictamen como un paso importante y cuestionó el régimen actual por considerarlo demasiado cerrado y regulado. El proyecto Bullrich había sido trabajado con la Cámara de Bioetanol de Maíz y el Centro Azucarero Argentino. Así se entiende la coalición territorial: Córdoba y el maíz, por un lado; Tucumán, Salta y Jujuy con la caña, por otro. El conflicto más duro queda en Santa Fe, Buenos Aires, Entre Ríos y La Pampa por el biodiésel pyme.
El Gobierno ocupa una posición precisa. Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería, dijo en el Senado que el proyecto Bullrich “interpreta la voluntad del Ejecutivo”. La Casa Rosada defiende competencia, eliminación progresiva de cupos y aumento moderado de cortes. Su objetivo principal no es maximizar el biocombustible: rechazó propuestas de llevar el biodiésel al 15% porque encarecerían estructuralmente el gasoil, aunque consideró razonable llevar el etanol del 12% al 15%. Quiere abrir el mercado, no necesariamente maximizar la sustitución del petróleo.
ADEFA adoptó una posición conservadora. Pidió mantener E12. Admitió que podría aceptar E15, pero preferentemente como techo y no como piso, y rechazó una trayectoria automática de aumentos. Su argumento es tecnológico y económico: mayores porcentajes de etanol pueden exigir recalibraciones, cambios de materiales, componentes y sistemas de combustible, además de alejar a los vehículos argentinos de algunos estándares de exportación.
El eje real
La reforma no parece simplemente transferir renta del petróleo a los biocombustibles. Hace algo más específico: transfiere una fracción adicional del mercado de combustibles desde la molécula fósil hacia la agroindustrial; abre esa nueva renta a actores de gran escala e integrados; reduce progresivamente la protección de los productores independientes; y permite que las propias refinadoras tengan mayor participación en el nuevo mercado.
El conflicto distributivo, entonces, no sería solo “pymes de biocombustibles vs. grandes productores de biocombustibles”. Hay una redistribución estructural entre cadenas: donde el combustible fósil cede una fracción obligatoria del mercado a maíz, caña y soja. El Estado, vía regulación, transfiere parte de la demanda cautiva del transporte desde la cadena hidrocarburífera hacia la agroindustrial.
Queda por precisar el posicionamiento explícito de YPF, Raízen/Shell, Axion y las cámaras petroleras. También qué empresas concretas quedan habilitadas para capturar el aumento del corte. Pero el eje analítico más potente ya no es “petroleras vs. biocombustibles”, sino actores verticalmente integrados vs. productores independientes, atravesando incluso la frontera entre hidrocarburos y agroindustria. La pregunta de fondo no es solo cuánto biocombustible se mezclará, sino quién capturará la renta de ese mercado en transición.
La petrolera argentina YPF sumó el primer set de fractura eléctrica del país para operaciones no convencionales en la Cuenca Neuquina, un avance tecnológico que busca optimizar productividad y reducir costos en el desarrollo de shale oil y shale gas.
Con este nuevo equipamiento, desarrollado por Halliburton, la compañía dispone de unidades de bombeo capaces de entregar de forma sostenida hasta 5.000 caballos de fuerza. El sistema incorpora controles de alta precisión que permiten ajustes instantáneos durante las operaciones, marcando un salto respecto de los equipos convencionales de fractura hidráulica.
En su comunicado, YPF subrayó que la tecnología eléctrica ofrece una operación más eficiente y confiable, con menores necesidades de mantenimiento y una reducción en los tiempos de ejecución en cada locación. Este aspecto resulta clave en un contexto de alta competencia internacional por atraer inversiones hacia proyectos de shale.
Esta incorporación se enmarca en la estrategia 4×4 de YPF, diseñada para acelerar el desarrollo del shale y consolidar el crecimiento de la actividad en Vaca Muerta. El plan busca multiplicar la producción, mejorar la competitividad y posicionar a la compañía como líder global en operaciones no convencionales.
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El vicepresidente ejecutivo de Upstream, Matías Farina, destacó: “Estamos incorporando la última tecnología disponible en el mundo para seguir mejorando la productividad, la eficiencia y la competitividad de nuestras operaciones. Nuestro objetivo es claro: convertir a YPF en la compañía de no convencionales más importante del mundo”.
Gracias a este sistema, la petrolera busca incrementar la eficiencia de sus operaciones, reducir costos y mejorar la productividad de los pozos. La apuesta tecnológica también apunta a disminuir la huella ambiental, ya que los equipos eléctricos reducen emisiones y ruido en comparación con los sistemas tradicionales.
El salto tecnológico posiciona a Argentina entre los mercados que comienzan a adoptar esta tecnología de última generación. Para YPF, significa un paso dentro de su proceso de modernización, reforzando su competitividad en el principal reservorio energético del país y alineando sus operaciones con estándares internacionales.
La llegada del set eléctrico constituye, además, una señal hacia los inversores: la compañía está dispuesta a incorporar innovación para sostener su crecimiento. En un escenario donde la eficiencia y la sustentabilidad son cada vez más valoradas, la apuesta de YPF marca un camino de transformación para Vaca Muerta y para el sector energético argentino en su conjunto.
La petrolera argentina YPF concretó una emisión internacional de bonos corporativos por US$ 1.200 millones, en lo que constituye la mayor colocación de una empresa argentina en los últimos once años. Los fondos se destinarán a la cancelación anticipada de obligaciones negociables y al financiamiento del plan de crecimiento de la compañía.
En su comunicado oficial, la empresa precisó que la operación se realizó a 9 años de plazo, con vencimiento en 2035 y una tasa de interés efectiva del 7,85% anual. La demanda superó las expectativas: se recibieron ofertas por US$ 2.200 millones, casi el doble del monto buscado.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, celebró la operación al afirmar: “Hoy hicimos historia con YPF. Emitimos 1.200 millones de dólares en el mercado internacional a 9 años: el mayor monto de los últimos 11 años para una empresa argentina”.
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Con los recursos obtenidos, la compañía cancelará de manera anticipada dos series de obligaciones negociables internacionales con vencimiento entre 2027 y 2029, además de fortalecer el financiamiento de proyectos estratégicos vinculados a Vaca Muerta y al desarrollo de exportaciones de crudo y gas natural licuado.
Entre las entidades financieras que participaron como colocadores en la plaza internacional se destacan BBVA, Itaú, JP Morgan, Santander y Balanz, junto con bancos locales como Galicia y Macro.
YPF, cuyo mayor accionista es el Estado argentino, es el principal operador en la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta y cotiza sus acciones en las bolsas de Nueva York y Buenos Aires.
En el primer semestre de 2026, la compañía obtuvo una ganancia neta de US$ 1.614 millones, multiplicando por 34 los beneficios respecto al mismo período de 2025, cuando había registrado US$ 48 millones.
En la Patagonia, la expansión global de la inteligencia artificial impulsa una carrera por nuevas localizaciones de centros de datos. Empresas como Pampa Energía, OpenAI y FlexDomes analizan proyectos que podrían alcanzar inversiones de hasta US$ 25.000 millones, atraídas por la disponibilidad energética y el clima frío de la región.
Desde Chubut, la firma polaca Green Capital proyecta el complejo Atlas GigaHub, con una primera etapa de 300 MW y una inversión cercana a US$ 3.000 millones, utilizando generación propia a partir de parques eólicos y solares.
En Neuquén, Pampa Energía evalúa instalar un centro de datos junto a su central térmica de Loma de la Lata. La iniciativa contempla una primera etapa de entre 20 y 40 MW, con posibilidad de ampliación hasta 500 MW. Si se concreta, la infraestructura demandaría alrededor de US$ 900 millones.
Por otro lado, la estadounidense FlexDomes analiza un proyecto de 120 MW con una inversión de US$ 1.400 millones, mientras que OpenAI y Sur Energy estudian una instalación de 500 MW alimentada con energía limpia, con una inversión potencial de US$ 25.000 millones.
Desde el Gobierno neuquino, el ministro de Infraestructura Rubén Etcheverry planteó que la intención es construir un clúster de centros de datos, con la expectativa de que la llegada de una empresa reduzca las dudas de otros inversores.
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La disponibilidad de energía es uno de los principales atractivos de la región: a la producción de gas de Vaca Muerta se suman la generación hidroeléctrica, las bajas temperaturas que reducen costos de refrigeración y la disponibilidad de terrenos para ampliar instalaciones.
En paralelo, el ENACOM anticipó la creación de una segunda estación de amarre de fibra óptica submarina en la Patagonia, clave para garantizar la conectividad que requieren este tipo de emprendimientos.
La competencia regional suma presión sobre Argentina: mientras Amazon construye un centro de datos en Chile, Google avanza en Uruguay y Paraguay anunció un proyecto respaldado por Taiwán. La Patagonia busca posicionarse como hub tecnológico, aunque especialistas advierten que “no es un producto que espera un comprador; alguien tiene que construirlo”, en palabras de Hadassa Lutz, cofundadora de Cloud2Ground.
En Comodoro Rivadavia, la gestión municipal encabezada por el intendente Othar Macharashvili alcanzó una meta clave: la concreción de 1.000 conexiones de gas domiciliarias en más de 20 barrios de la ciudad. La obra se financió íntegramente con recursos propios, en un contexto marcado por la paralización de la obra pública nacional.
Desde el inicio de su mandato en diciembre de 2023, Macharashvili definió como prioridad responder a demandas históricas de infraestructura básica postergadas tras el boom petrolero. Con una inversión acumulada cercana a $40.000 millones, el municipio avanzó en la ampliación de redes de gas para sectores del norte y sur comodorense.
Por su parte, el intendente destacó que “esta ampliación es parte de un proyecto rector para ir dotando de instalaciones de gas a muchos otros sectores de Comodoro”, subrayando el carácter estratégico de la obra.
Dentro del alcance territorial, los trabajos beneficiaron barrios como Abel Amaya, Cordón Forestal, Jorge Newbery, Stella Maris, Ceferino Namuncurá, Don Bosco, Restinga Alí, Laprida, Presidente Ortiz y General Mosconi, entre otros. En Abel Amaya, por ejemplo, se invirtieron $161 millones para desplegar 850 metros de cañería y conectar a 60 familias.
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A nivel productivo, la llegada del servicio a zonas como Kilómetro 17 refuerza la visión del Ejecutivo local sobre el gas como vector de desarrollo económico y comunitario. “El acceso al gas natural representa una mejora sustancial en la calidad de vida y un impulso para quienes desarrollan actividades en el sector”, remarcó Macharashvili.
En paralelo, el municipio gestionó reclamos ante la distribuidora Camuzzi, exigiendo inversiones en redes troncales que acompañen el crecimiento poblacional. El intendente sostuvo que “cada ampliación de red significa una mejora concreta para los vecinos, pero necesitamos que Camuzzi se comprometa con las obras troncales que demandan una erogación enorme”.
La inversión se distribuyó de manera escalonada: $10.955 millones en 2024, $15.322 millones en 2025 y $7.396 millones en 2026. A esto se suman cerca de $3.000 millones canalizados mediante convenios con la SCPL para obras complementarias de agua y cloacas.
La concreción de estas 1.000 conexiones representa un hito dentro del plan rector de desarrollo urbano de Comodoro Rivadavia. Con esta estrategia, la gestión municipal consolida su decisión de avanzar con fondos propios para garantizar servicios esenciales y mejorar la calidad de vida en cada rincón de la ciudad.
La senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza, llevó a la Cámara Alta el reclamo del gobierno de Rolando Figueroa a Vialidad Nacional por el traspaso de rutas nacionales, a más de dos años de iniciado el pedido. En un intercambio con el titular del organismo, Marcelo Campoy, se reveló una de las trabas que impiden cerrar el acuerdo, vinculada al financiamiento de las mejoras.
Neuquén solicitó al gobierno de Javier Milei que le transfiera la administración de la Ruta 22 desde el Tercer Puente, en el límite con Río Negro, hasta Arroyito. La hoy llamada Autovía Norte es una arteria estratégica para el tránsito desde y hacia la capital y una de las principales vías de conexión con Vaca Muerta.
Por otro lado, el gobierno provincial también busca que Vialidad Nacional le transfiera rutas del interior del territorio vinculadas con los pasos internacionales a Chile.
Es el caso de la Ruta 242 que va hacia el Paso Internacional Pino Hachado en la zona centro, donde Figueroa anticipó que buscará instalar peajes, el control de la Ruta 231 hacia el Paso Cardenal Samoré, parte de la 40 en el sur y de la 237 en el límite con Río Negro, para «ordenar la circulación y terminar también la Circunvalación de Villa La Angostura».
Las gestiones comenzaron en el 2024 y continúan frenadas hasta hoy. Por ahora, el gobierno de Neuquén pudo avanzar en acuerdos para avanzar en los accesos de la Ruta 22 y conectarla con un nuevo cruce a nivel con la Ruta 67, según se anunció en los últimos días.
«Estamos esperando para firmar»
El miércoles, la comisión de Infraestructura, Vivienda y Transporte del Senado recibió al administrador general de Vialidad Nacional, Marcelo Campoy, quien dio un panorama sobre la situación de las rutas nacionales y la recién creada Red Federal de Concesiones (RFC) mediante la cual el gobierno de Javier Milei pretende concesionar 9.000 kilómetros al sector privado.
Neuquén no forma parte de este proyecto que, por ahora, se concentra en las regiones Centro, Norte, Litoral y Cuyo, principalmente. El funcionario mencionó los peajes que establezcan las empresas adjudicatarias «no puede superar los tres dólares cada 100 kilómetros».
En su intervención, la senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza, destacó que el gobierno provincial repavimentó alrededor de 650 kilómetros y tiene en marcha o en licitación otros 1.000 kilómetros de asfalto nuevo con fondos propios, financiamiento de organismos internacionales y a través de acuerdos con las petroleras. Parte de esa inversión está destinada a los pasos fronterizos, detalló.
«Ahí sí entra Vialidad Nacional porque hay algunos acuerdos que estamos esperando poder firmar para hacernos cargo de esas rutas nacionales. Cuando alguien muere en una ruta, nadie se fija si es nacional o provincial y la responsabilidad cae sobre quienes gobiernan», sostuvo.
Corroza aclaró que hay negociaciones en curso entre el gobernador y el jefe de Gabinete, Diego Santilli, pero se unió al reclamo para «empujar» que se concreten los acuerdos y que Neuquén pueda hacerse cargo de la Ruta 242 a Pino Hachado y de la 231 hacia el Paso Cardenal Samoré.
«Nosotros tratamos siempre de tener un vínculo de diálogo y de construcción con el gobierno nacional, pero lo que se pueda acordar para hacer ya el traspaso de estas rutas, para nosotros es importante», planteó la senadora, quien alertó que «el tiempo pasa, el clima es duro en el sur y la nieve ya destrozó la 242 este invierno».
La explicación de Vialidad
La respuesta de Campoy en la comisión fue que el gobierno nacional ya aprobó los proyectos presentados por el ministro de Economía provincial, Guillermo Koenig, y la de Infraestructura, Tanya Bertoldi, para intervenir la Ruta 22 y que, respecto de las rutas del interior, no tienen «ningún problema en firmarlo». Pero aclaró: «Lo que no estamos firmando es si hoy hacen una inversión y el día de mañana quieren recuperarla porque no quieren concesionar. Eso el Estado no lo hace».
«La directiva de Economía es esa. Quedaría poder saldar el tema de que la ejecutan y la realizan», zanjó.
En el caso de Río Negro, que acordó recientemente el traspaso de la Ruta 151 y de la Ruta 22, el convenio estableció que todas las mejoras que realice la Provincia «pasarán a integrar el patrimonio del Estado Nacional», sin perjuicio del derecho expresamente reservado por Río Negro al «recupero, compensación, reconocimiento económico o amortización de dichas inversiones en esquemas futuros de peaje, concesión, financiamiento, reasunción, rescisión o reestructuración vial».
Figueroa ya había dicho semanas atrás que una concesión de 20 años, como acordó su par Alberto Weretilneck, no alcanzaría para la magnitud de las obras que se precisan en Neuquén. «Estamos buscando la vuelta para que, o nos prorroguen esos años a la llegada del vencimiento, o bien quede un crédito para la provincia», dijo entonces.
PAE evalúa redefinir el esquema operativo de la refinería de Campana para incrementar el procesamiento de crudo no convencional de Vaca Muerta y reducir la dependencia del crudo pesado.
Pan American Energy (PAE) analiza cómo redefinir la configuración de la refinería de Campana, que opera bajo la marca Axion Energy, ante la menor disponibilidad de crudo pesado Escalante y la irrupción masiva del crudo Medanito de la Cuenca Neuquina. Esta reestructuración de activos se da en un contexto de transformación de la matriz de producción de hidrocarburos en la Argentina, donde el crecimiento sostenido del shale de Vaca Muerta, sumado al declino de los yacimientos maduros de crudos pesados, obliga al parque refinador a revisar su mix de procesamiento.
El análisis de esta reestructuración fue parte de los debates del encuentro regional organizado por la World Refining Association. Durante el seminario, ejecutivos y funcionarios del sector evaluaron las oportunidades y desafíos que afrontan los refinadores latinoamericanos en un entorno de alta volatilidad de mercados, marcos regulatorios fragmentados y presiones crecientes por la descarbonización e integración industrial.
Del Panel de Líderes «¿Quién Lidera y Quién se Queda Atrás en América Latina?» participaron Mauricio Martin, vicepresidente de Downstream & Midstream de YPF;Diego Mouriño, vicepresidente de Refining de Pan American Energy;Alejandro Vago, director de la Refinería Buenos Aires; previa exposición de Horacio Federico Veller, subsecretario de Hidrocarburos de la Nación.
Las deliberaciones expusieron la necesidad de ajustar las estrategias operativas de las refinerías locales frente a las nuevas oportunidades globales y regionales. Los especialistas coincidieron en que la flexibilidad de las dietas de crudo, la eficiencia energética, la digitalización mediante inteligencia artificial y la incorporación de biocombustibles resultan factores clave para sostener la competitividad de la próxima década.
El shale transforma el mix de refinado en la Argentina
Para PAE, la evolución de la cuenca madura motiva un punto de inflexión en el diseño industrial del activo de Campana. «La refinería es una planta que históricamente corrió Escalante en un 80%, y el Escalante es un crudo cada vez más escaso porque la cuenca está muy madura. Por otro lado, el crudo neuquino empieza a ser cada vez más ofertado; entonces, estamos mirando un cambio en la configuración de Campana que nos permita procesar más crudo neuquino que Escalante», señaló Mouriño.
«PAE es una de las empresas argentinas que tiene integrado el negocio, con lo cual la estrategia la pensamos integrada. Por eso, si el Medanito se encarece, como negocio integrado nos conviene exportar Medanito e importar algo más barato. Una de las cosas que en la Argentina podemos aprender del resto de América Latina es empezar a mirar estas posibilidades: no solo el crudo argentino es el que tienen que aprovechar las refinerías», sostuvo el VP de PAE.
La planta de Axion en Campana, en el norte bonaerense, registra inversiones por unos US$1.500 millones par su modernización en los últimos años.
La compañía invirtió más de US$ 1.500 millones en ese activo industrial que tenía entre sus objetivos hacer más eficiente la planta y dio un salto de escala en la competitividad. «10 años después, y con la escasez del Escalante viniendo, esa inversión hay que repensarla si efectivamente el Medanito es la mejor opción. En el mediano plazo es repensar cómo transformar esas moléculas una vez que cambiemos la dieta de crudo», sentenció el directivo.
En cuanto a la cartera de proyectos, Mouriño destacó que «el cambio de la dieta de crudo es clave para Campana y tiene que suceder en los próximos años. En eficiencia energética estamos construyendo una nueva cogeneración para bajar los costos de generación eléctrica de la refinería. A eso sumamos proyectos en renovables que siguen siendo rentables, como la tecnología de SAF, y la transformación de plásticos en combustibles que experimenta una demanda creciente», concluyó.
La visión local y el escenario internacional
El subsecretario Veller remarcó que «la industria de la refinación está viviendo un momento especial a nivel global, impactada por los efectos de la disrupción del estrecho de Ormuz, de la guerra Irán-Estados Unidos, cómo eso impactó en el suministro de crudo a nivel global y cómo impactó sobre los precios en general de la energía y los márgenes en particular del mercado de refinación», sostuvo la autoridad.
En ese contexto, Veller remarcó las ventajas operativas que otorga la disponibilidad de hidrocarburos no convencionales. «La Argentina es largo en crudos livianos, crudo shale, y crecientemente está siendo corto en crudos pesados, entonces está el debate de que el crudo liviano tiene ventajas. Eso quiere decir que es mucho más eficiente y más barato correr una refinería a partir de shale y esto es visto por otros mercados y lo que hacen es presionar al alza sobre el precio del shale», expresó.
El subsecretario Federico Veller explicó que la Argentina es larga en crudos livianos y el desafío es cómo integrar regionalmente el parque refinador.
«Hay oportunidades de procesar ese excedente creciente que se tiene de crudo shale o intercambiar crudos e importar crudo que sea más adecuado para el parque refinador local. Ese tipo de integraciones en la región son las que se habilitan a partir de esta situación. También el impacto que tiene la digitalización, la irrupción de la inteligencia artificial y la optimización son todas cuestiones que hacen que este momento de la industria sea realmente muy interesante para desarrollarlo», sintetizó Veller.
Con una mirada similar de integración, Martin planteó «la necesidad de compartir experiencias, de entender qué moléculas produjimos y qué moléculas necesitamos en Latinoamérica. Individualmente vamos a tener restricciones por cuestiones de escala. Grupalmente tenemos la capacidad de ser protagonistas y liderar ese cambio para ser una región de clase mundial», afirmó el directivo de YPF.
«La palabra que nos atraviesa a todos es confiabilidad. La confiabilidad es un activo, no solo por términos económicos, sino que el principal activo es la seguridad de los procesos que hacen que nuestras refinerías sean resilientes, seguras y compliance. Con el shale oil, han existido cambios y ha evolucionado esa calidad de materia prima que nos obliga a ser flexibles. Flexibilidad va mucho de la mano de la supervivencia para sacar el usufructo de esa capacidad», concluyó el VP de YPF.
Eficiencias, competitividad y nuevos negocios
Por su parte, el director de la Refinería Buenos Aires de Latam Downstream (ex Raízen), Alejandro Vago, expuso cómo la planta logró adaptar su procesamiento al crudo no convencional y diversificar la oferta hacia especialidades. «Apostamos muy fuerte al desarrollo del crudo de la Argentina. Somos una refinería que hoy tiene alrededor del 70% de procesamiento de Vaca Muerta y esperamos seguir incrementándolo».
«Vaca Muerta es ‘conversión gratis’, es un crudo que tiene muy buenos destilados y pocos fondos, con lo cual con una configuración sin tener que invertir tanto en aumentar tu conversión», explicó. Asimismo, enfatizó la importancia de ganar competitividad en nichos de mayor valor agregado ajenos a los combustibles tradicionales y en la transición hacia renovables.
«Las refinerías tienen que ser también competitivas en los ‘non fuels’. Nuestra refinería tiene oportunidad de vender muy bien productos como bitumen, lubricantes, propelentes y alimentaciones para químicos. En Latinoamérica hay mucha biomasa; hay que ver a dónde nos enfocamos, tener capacidad de coproceso es casi gratis. Todos esos cambios que hagamos para reemplazar o modernizar activos que llegaron al final de su vida útil hoy tienen otro soporte tecnológico y diseños muy diferentes», finalizó.
En Colombia, el Gobierno lanzó una estrategia para recuperar la producción petrolera y alcanzar nuevamente el millón de barriles diarios, nivel que el país logró en 2015. La ministra de Minas y Energía, María Nohemí Arboleda, explicó que el plan contempla acelerar 270 contratos vigentes, activar un Comité Intersectorial de Hidrocarburos y revisar las condiciones fiscales para atraer nuevas inversiones.
Hoy, la producción se ubica en 730.966 barriles diarios, muy por debajo de la meta. Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), las reservas probadas alcanzan 7,4 años de petróleo y 5,9 años de gas, lo que plantea un desafío para la seguridad energética.
Por su parte, la ministra sostuvo que el petróleo sigue siendo clave para la economía y las finanzas públicas. “Colombia necesita más barriles y más moléculas de gas y ese es el criterio con el que estamos actuando”, afirmó Arboleda.
Dentro del corto plazo, el foco estará en destrabar proyectos que ya cuentan con decisiones de inversión. El Comité Intersectorial, que se activará a fines de septiembre, coordinará mecanismos para eliminar cuellos de botella regulatorios.
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A nivel estratégico, el Gobierno reconoce que agilizar contratos vigentes no será suficiente. Por eso, junto con la ANH, evaluará nuevas áreas de exploración —convencionales y no convencionales— y revisará el esquema fiscal para hacerlo más competitivo frente a otros países de la región.
En el plano regional, la competencia es intensa: Argentina alcanzó en julio un récord de 916.200 barriles diarios gracias al fracking, mientras que Venezuela proyecta llegar a 1,5 millones de barriles diarios tras su acuerdo petrolero con Estados Unidos.
Además, el panorama energético se complica por la caída en la producción de gas. Entre 2022 y 2025, el volumen comercializado se redujo un 26%, pasando de 1.073 a 794,3 millones de pies cúbicos diarios.
Con este escenario, el Ministerio estima que 2026 cerrará con un promedio de entre 725.000 y 735.000 barriles diarios, lejos de la meta del millón. El desafío será cerrar esa brecha y garantizar la seguridad energética del país en los próximos años.
YPF colocó este miércoles US$ 1.200 millones en el mercado internacional a través de un nuevo bono a nueve años con una tasa nominal del 7,55% anual (7,85% de yield efectiva), en lo que constituyó la mayor operación corporativa de una empresa de la Argentina en más de una década.
Con una demanda de inversores globales que superó los US$ 2.200 millones, casi duplicando el monto final emitido, YPF logró comprimir el spread a 300 puntos básicos sobre los bonos del Tesoro de los Estados Unidos, marcando la brecha más baja registrada en la historia de la compañía.
Al cierre de la operatoria, la petrolera informó al mercado sobre el resultado de la colocación luego de reunirse con más de 50 inversores internacionales. «El monto de la emisión será utilizado para la precancelación de dos Obligaciones Negociables internacionales que vencen entre los años2027 y 2029 y para la financiación del plan de crecimiento de YPF en el marco del Plan 4×4«, precisó.
Mediante esta transacción, YPF logra mejorar su perfil de vencimientos de deuda y extender su vida promedio. Los bancos y entidades financieras internacionales que participaron como colocadores fueron BBVA, Itaú, J.P.Morgan, Santander y Balanz, mientras que a nivel local operaron Galicia, Macro, CMF, Cucchiara, Latin Securities, Cocos y Puente Hnos.
Mejora en las notas de crédito y despeje del horizonte financiero
Como resultado de la colocación, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, expresó en X la satisfacción por la operatoria. «Hoy hicimos historia con YPF. Emitimos US$ 1.200 millones en el mercado internacional a 9 años: el mayor monto de los últimos 11 años para una empresa argentina».
El directivo amplió que «la tasa efectiva fue de 7,85%, reflejando un diferencial contra los bonos del Tesoro americano de300 puntos básicos, el más bajo obtenido por la compañía en su historia de financiamiento global».
El último reporte de YPF a los inversores actualizaba la progresión de compromisos de deuda entre 2027 y 2029, hotizonte que comienza a ser despejado con la colocación de hoy.
En la presentación de los resultados financieros de YPF correspondientes al segundo trimestre del año, la petrolera exhibió un perfil de vencimientos de deuda con compromisos acotados para lo que resta de 2026, los cuales alcanzan los US$ 676 millones entre el tercer y cuarto trimestre.
No obstante, el mayor desafío financiero se concentraba entre2027 y 2029, período en el que la compañía debía afrontar vencimientos acumulados por US$ 5.004 millones, impulsados principalmente por los compromisos de bonos internacionales y locales.
A pesar de la concentración de vencimientos en los años inmediatos, la empresa mostró un marcado saneamiento con un ratio de endeudamiento neto que descendió a1,09 veces, lo que representa unacaída del 48% en comparación con el pico alcanzado en el tercer trimestre del año anterior.
A este parámetro se sumó una mejora generalizada en las calificaciones crediticias por parte de las principales agencias internacionales —Fitch elevó la nota a B-, S&P a B y Moody’s a B1—, respaldada por precancelaciones de deuda por unos US$ 220 millones y una buena generación de flujo de caja.
El petróleo volvió a dispararse y alcanzó nuevamente los US$100, en medio de la creciente tensión entre Estados Unidos e Irán y los temores por la seguridad del tránsito de buques petroleros por el estrecho de Ormuz.
El Brent, crudo de referencia en Europa, avanzó este miércoles un 2,56% hasta los US$100,43 por barril, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) subió 2,12% y llegó a US$95,01.
El salto en los precios se produce en un escenario de fuerte incertidumbre internacional. En lo que va de septiembre, el Brent acumula una suba cercana al 20% y regresó al nivel de los US$100 por primera vez desde el 23 de julio.
El conflicto entre Washington y Teherán volvió a recrudecer luego de una tregua que se extendió durante casi un mes. Desde fines de agosto se retomaron los ataques y la escalada militar volvió a poner en alerta a los mercados internacionales.
Uno de los principales focos de preocupación es el estrecho de Ormuz, una vía estratégica por la que circula aproximadamente una quinta parte del suministro mundial de petróleo. Cualquier interrupción o riesgo para el transporte marítimo podría generar nuevas presiones sobre el precio del crudo.
En las últimas horas, Estados Unidos lanzó ataques contra cinco buques petroleros iraníes, mientras que Teherán respondió con ataques contra dos buques y una base militar estadounidense en Jordania, además de otros ocho petroleros en el Golfo Pérsico.
El temor de los inversores es que la escalada continúe y termine afectando todavía más el abastecimiento energético mundial. En ese contexto, el secretario de Estado estadounidense, Marco Rubio, advirtió: “Irán sigue intentando atacar buques de la Armada estadounidense, y cada vez que lo hagan o intenten hacerlo, perderán petroleros”.
Ataques cruzados y buques destruidos en el Golfo Pérsico
La escalada militar también tuvo como escenario las aguas del Golfo Pérsico. Fuerzas estadounidenses destruyeron cinco buques petroleros iraníes en represalia por ataques del Cuerpo de Guardianes de la Revolución Islámica (CGRI) contra embarcaciones de guerra de Estados Unidos.
Según el Comando Central estadounidense, los tripulantes fueron advertidos para abandonar las embarcaciones antes de que fueran atacadas e inutilizadas. Los incidentes ocurrieron cerca de la isla iraní de Kharg, una zona estratégica para las exportaciones de petróleo.
Irán, por su parte, aseguró haber respondido con ataques contra dos buques estadounidenses y ocho petroleros en el Golfo. Además, el CGRI afirmó haber capturado un sumergible no tripulado estadounidense y confirmó un ataque con misiles contra una base militar de Estados Unidos en Al Azraq, Jordania.
En las inmediaciones de Pichanal, Salta, un pozo petrolero abandonado desde 1983 continúa expulsando gases y líquidos contaminantes que han generado un grave problema ambiental y sanitario para la comunidad local. El aire cerca de la perforación se vuelve irrespirable a apenas cien metros, con una fuerte presencia de gases que obliga a quienes transitan la zona a utilizar máscaras protectoras.
El terreno alrededor del pozo está cubierto por lagunas de hidrocarburos y residuos tóxicos que se extienden ya a unos 500 metros del lugar. La sustancia que brota presenta tonalidades que varían entre el amarillo, verde y negro, y al evaporarse deja un residuo inflamable y espeso similar a la grasa. La contaminación ha provocado la muerte de animales en la zona, con al menos 13 vacas fallecidas contabilizadas en el acceso al sitio.
Los habitantes, como Ramón, productor afectado, expresan su preocupación y tristeza: “Uno ve los cuervos y ya sabe que se murió otro animal”. La degradación ambiental también impacta en la vegetación, donde áreas que antes eran verdes ahora muestran tierra erosionada y plantas secas, evidenciando un daño irreversible en el ecosistema local.
Una pericia oficial confirmó la existencia de contaminación ambiental significativa en la zona. Las autoridades judiciales informaron que las muestras tomadas superan los límites legales para hidrocarburos y otras sustancias químicas peligrosas, entre ellas etilbenceno, fenantreno, naftaleno, pireno, tolueno y xileno. Los expertos alertan sobre el riesgo de que esta contaminación alcance las napas freáticas, lo que podría afectar la salud de la población de Pichanal.
La solución más clara sería el sellado del pozo, conocido técnicamente como “abandono de pozo”, pero las pericias indican que esta operación no puede realizarse de forma inmediata debido a los altos riesgos involucrados. Además, representantes del sector petrolero señalan que el cierre es posible pero implicaría un costo elevado en el contexto actual.
Mientras se definen responsabilidades y se planifican acciones para contener el derrame y llevar a cabo la remediación ambiental, el pozo continúa abierto y el líquido contaminante sigue brotando sin control. La empresa concesionaria, President Petroleum, se encuentra en quiebra y su propietario, el empresario británico Peter Michael Levine, está fuera del país. Por su parte, los organismos provinciales encargados de la supervisión no han brindado respuestas ni informaron sobre medidas tomadas.
La comunidad local vive con la incertidumbre y el temor de que la contaminación siga avanzando. Un vecino afectado expresó con preocupación: “Parece que tendría que ocurrir una tragedia para que se actúe”. El caso pone en evidencia la necesidad de una acción urgente para proteger el ambiente y la salud pública en Salta.
El Gobierno de Cubadenunció este martes el impacto de las restricciones de Estados Unidos a la importación de combustibles sobre la generación eléctrica en la isla caribeña.
Según la posición expresada por Cuba, el cerco energético, junto con otras medidas de intensificación extrema del bloqueo, constituye un “acto de genocidio” y un castigo colectivo contra la población cubana, además de una violación del Derecho Internacional, del Derecho Internacional de los Derechos Humanos y del Derecho Internacional Humanitario.
El ministro de Relaciones Exteriores de Cuba, Bruno Rodríguez, señaló en la red social X que “100 millones de dólares“, monto similar a la pregonada ayuda humanitaria ofrecida por el Gobierno de Estados Unidos, equivalen solo al combustible necesario en Cuba para la generación eléctrica limitada por dos semanas”.
One hundred million dollars, an amount similar to the much vaunted humanitarian aid offered by the US government, is hardly equivalent to the amount of fuel #Cuba needs for limited power generation during two weeks.
El canciller explicó que el bloqueo energético y de combustibles impuesto por Washington impide la importación de fuel y diésel para los grupos electrógenos de la generación distribuida, cuyo funcionamiento permitiría reducir los apagones, así como la adquisición de paneles solares y baterías destinados a nuevos parques fotovoltaicos.
Cuba presentará los días 27 y 28 de octubre ante la Asamblea General de las Naciones Unidas un informe que sustenta el proyecto de resolución titulado “Necesidad de poner fin al bloqueo económico, comercial y financiero impuesto por los Estados Unidos de América contra Cuba”.
El informe establece que, entre el 1 de marzo de 2025 y el 28 de febrero de 2026, los daños provocados por el bloqueo estadounidense contra Cuba ascendieron a 8.083 millones 300.000 dólares a precios corrientes, cifra que constituye un récord hasta el momento.
De acuerdo con el documento, la orden ejecutiva del presidente de Estados Unidos del 29 de enero decretó el bloqueo de combustibles, lo que impide los suministros, incluso aquellos pagados, debido a la amenaza de sanciones, además de intimidar y acosar a las compañías propietarias de buques tanqueros.
Las medidas también amenazan a las navieras y les prohíben transportar partes y piezas destinadas a las centrales termoeléctricas cubanas, algunas con más de 40 años de explotación.
Aunque Cuba ha acelerado la transformación de su matriz energética hacia la generación solar, el informe señala que las restricciones también amenazan el suministro de paneles solares y baterías para los nuevos parques fotovoltaicos.
El documento indica que Cuba ha desarrollado capacidades para instalar esos parques en 45 días, pero las medidas dirigidas contra las navieras dificultan la llegada de los componentes necesarios para esas instalaciones.
Las empresas petroleras que operan en Vaca Muerta acordaron con el gobierno neuquino adelantar fondos por US$154,5 millones para financiar obras en rutas estratégicas en la zona del yacimiento.
Unas 13 operadoras de la cuenca neuquina adelantarán regalías, cánones y peajes para financiar la pavimentación y reparación de rutas estratégicas en las inmediaciones de Vaca Muerta tras un acuerdo de cooperación público-privada con el gobierno de Neuquén.
El convenio fue firmado en la Casa de Gobierno de Neuquén con la administración de Rolando Figueroa y los representantes de YPF, Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Phoenix Global Resources, Pluspetrol, Shell, Total Austral, Vista Energy, GeoPark, Tecpetrol, Harbour y Continental, según informó la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH).
El esquema de financiamiento establece que la contribución de cada compañía se determinará a través de una fórmula polinómica basada en su proporción de producción no convencional dentro de la cuenca neuquina y en sus obligaciones fiscales con la provincia.
Para garantizar la transparencia y ejecución de los trabajos, las contribuciones empresarias se depositarán en un fideicomiso y los desembolsos se concretarán gradualmente a medida que se certifique el avance de las obras.
Los fondos aportados por la industria se destinarán a la pavimentación de la Ruta Provincial 8 en el tramo ubicado entre el empalme con la Ruta Provincial 6 y el Camino de la Tortuga. También se harán trabajos de reparación y colocación de nuevo pavimento en la Ruta Provincial 51.
Por su parte, el Estado provincial asumió la obligación de ejecutar con fondos propios, ya sea de forma directa o mediante contrataciones con terceros, intervenciones complementarias sobre las rutas provinciales 6 y 7.
Este entendimiento tiene otro antecedente entre el sector público y el privado, ya que se encuentra en marcha la construcción del Bypass de Añelo, un trazado diseñado para desviar el tránsito pesado fuera del centro urbano de esa localidad, el cual es financiado por un consorcio integrado por diez empresas productoras.
YPF anunció el resultado de una nueva emisión internacional de bonos a junio de 2035 por un monto de U$S 1.200 millones, el más grande obtenido por una empresa argentina en los últimos 11 años.
Además, el nuevo bono con 9 años de plazo se emitió a una tasa de interés de 7.55 % y tasa efectiva de 7.85 %, reflejando un spread contra bonos del Tesoro americano (“riesgo YPF”) de 300 puntos básicos, el más bajo obtenido por la compañía en su larga trayectoria en el mercado internacional de capitales.
Luego de reunirse con más de 50 inversores internacionales durante 2 días en Nueva York, la compañía captó una demanda de hasta 2.200 millones de dólares, casi duplicando el monto final emitido.
El monto de la emisión será utilizado para la precancelación de dos Obligaciones Negociables internacionales que vecen entre los años 2027 y 2029 y para la financiación del plan de crecimiento de YPF en el marco del Plan 4×4.
Mediante esta transacción YPF logra mejorar su perfil de vencimientos de deuda y extender su vida promedio.
Los bancos y entidades financieras internacionales que participaron como colocadores fueron, BBVA, Itaú, J.P.Morgan, Santander y Balanz, y localmente fueron colocadas por Galicia, Macro, CMF, Cucchiara, Latin Securities, Cocos y Puente Hnos.
Acerca de esta operación, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó “Emitimos U$S 1.200 millones en el mercado internacional a 9 años, reflejando un diferencial contra los bonos del Tesoro americano de 300 puntos básicos, el más bajo obtenido por la compañía en el mercado internacional”.”Esto es una señal enorme de la confianza que el mercado tiene en nuestra compañía, en nuestro presente y en el futuro que estamos construyendo”.
En el área que engloba minería e hidrocarburos, los graduados de centros terciarios nacionales crecieron de 282 a 469 entre 2022 y 2026.
En los últimos cuatro años creció la cantidad de egresados de las carreras terciarias especializadas en energía, minería e hidrocarburos de los institutos de formación nacionales. Según el Registro Federal de Instituciones de Educación Técnico Profesional (RFIETP-INET), en 2022 se graduaron 144 técnicos en el área de energía, una cifra que se expandió a 284 este año. Un incremento mayor registró el sector de energía eléctrica, cuya matrícula de egresados subió de 166 a 354 entre 2022 y 2026. En el área que engloba minería e hidrocarburos, los graduados de centros terciarios nacionales crecieron de 282 a 469 en el mismo período (ver gráfico aparte).
En la Argentina hay 735 entidades de formación técnica superior (con título oficial de validez nacional) que integran el RFIETP-INET. Una de ellas es el Instituto Superior Tecnológico 9-019, que posee dos sedes en Mendoza y tiene un fuerte foco en la industria de energía. Por ejemplo, dicta las tecnicaturas superiores en Energías Renovables, Metalmecánica, Minería, Petróleo y Gas, y Seguridad e Higiene, que tienen tres años de duración. Pablo Aceña, rector de la entidad que tiene 1.000 estudiantes, aseguró a EconoJournal que se orientan en la “formación de mandos medios con sólidas capacidades técnicas y habilidades de liderazgo”.
“La tecnicatura en Petróleo y Gas, por ejemplo, tiene trayectoria y gran poder de convocatoria, especialmente en nuestra sede de Rivadavia, en la zona este de Mendoza, donde la actividad petrolera está arraigada. La matrícula se ha sostenido de manera muy firme en el tiempo”, explicó. En cuanto a la oferta en Minería, el directivo admite que el nivel de inscriptos había tendido a disminuir, pero “en el último año y medio ha crecido fuertemente y despierta mayor interés”.
Según Aceña, la inserción laboral de los egresados es alta, pero la dinámica de contratación varía de acuerdo con cada carrera. “Los egresados de Petróleo y Gas y Minería frecuentemente reciben ofertas de trabajo fuera de la provincia –explica-. Suele implicar esquemas de trabajo por rotación (roster), donde viajan al yacimiento o proyecto, y luego regresan. En el caso de la minería, la demanda se concentra en empresas de servicios (como construcción y perforación), con la expectativa de que los proyectos locales de explotación comiencen formalmente”, sostuvo.
Tecnicatura de Petróleo y Gas del Instituto Superior Tecnológico 9-019.
Aunque hay una gran diversidad de posiciones “en líneas generales, quienes egresan trabajan de técnicos instrumentistas y de laboratorio; técnicos de Seguridad y Salud Ocupacional; en Control de Calidad, como calculistas, ‘company man – woman’, quinto hombre, perforistas y montajistas de paneles solares”. Y cuenta que, en el área de Energías Renovables, en los dos últimos dos años “han surgido al menos cuatro empresas creadas por graduados del Instituto”.
Con sede en la localidad de Catriel, en el norte de la provincia de Río Negro, el Instituto Técnico Superior N° 3 tiene una matrícula de aproximadamente 570 estudiantes, muchos de los cuales también provienen de La Pampa. Allí se dicta la tecnicatura Superior en Petróleo. Según el director de la entidad, Roque Callejo, “prepara a los estudiantes para asistir y colaborar en tareas de exploración, desarrollo y explotación de yacimientos de petróleo y gas; gestionar actividades operativas y logísticas vinculadas a la producción, el abastecimiento y la comercialización; operar instrumentos e instalaciones de transporte y almacenaje, y procesar información y elaborar informes técnicos”.
Sobre las perspectivas de inserción laboral, la ciudad de Catriel tradicionalmente concentraba la mayor demanda de empleo del sector petrolero, pero el directivo afirma que actualmente el mercado laboral “se ha expandido fuertemente hacia la zona del Valle, como Cipolletti, Neuquén, Vaca Muerta”.
Qué perfiles demandan las empresas
A medida que se desarrollan los proyectos de energía y minería se expande la demanda laboral de posiciones técnicas. Desde perfiles operativos y puestos iniciales para quienes están estudiando o recién se gradúan, hasta los niveles de supervisión, la inserción en estas industrias presenta una multiplicidad de ocupaciones y calificaciones. Y también de opciones de formación terciaria. Aun así, se registra escasez en ciertos puestos.
“La industria de Oil & Gas continúa demandando perfiles especializados en producción, reservorios, perforación, exploración y seguridad e higiene. Adquiere particular relevancia en Vaca Muerta por la escala, velocidad y complejidad de las operaciones no convencionales”, expresó a EconoJournalMartín Jiménez Obarrio, Senior Client Partner de la consultora de Recursos Humanos Korn Ferry.
Obarrio aclara que en los yacimientos convencionales estos perfiles siguen siendo críticos, “aunque con desafíos diferentes, muchas veces vinculados con la optimización de activos maduros, eficiencia operacional, recuperación y control de costos”. Y agrega que las personas con experiencia en operaciones no convencionales pueden aportar un diferencial en Vaca Muerta, “especialmente en funciones relacionadas con la productividad y eficiencia de los activos”.
¿Cómo es la trayectoria de quienes ingresan en el sector? “Un técnico que comienza luego de su formación terciaria, normalmente se incorpora en un nivel ‘entry level’ y puede evolucionar hacia posiciones intermedias y senior, con mayor dominio técnico, capacidad de decisión, autonomía y responsabilidad frente a situaciones más complejas”, señala el especialista.
De acuerdo con un informe de Korn Ferry elaborado para EconoJournal, las remuneraciones anuales brutas que se abonan en Vaca Muerta (ver gráfico aparte) pueden arrancar, para una posición de ingreso como técnico de exploración, en $62,5 millones (incluye salario base, pagos variables y adicionales). El mismo puesto, pero de nivel senior, puede percibir una compensación anual de $92,9 millones (incluye salario base, pagos variables y adicionales).
La demanda no convencional
La transición hacia los recursos no convencionales plantea desafíos para dar con los perfiles adecuados. “La actividad convencional tradicionalmente se ha apoyado en personal operativo con una formación técnica clásica y mucho desarrollo de habilidades directamente en el campo, como posiciones en boca de pozo. En cambio, la operación no convencional demanda perfiles mucho más enfocados en el manejo de datos, sistemas de gestión, procesos de automatización, y uso de telemetría y herramientas digitales para controlar los procesos de manera remota”, distingue Darío Mattei, gerente de Recursos Humanos de TanGo Energy, empresa de exploración, desarrollo y producción de hidrocarburos convencionales y no convencionales en Mendoza, Río Negro y Neuquén. Como la demanda es muy alta y ciertos puestos técnicos no se encuentran en el mercado, la compañía desarrolla iniciativas de formación interna orientadas a la recalificación.
Una visión similar aporta Jiménez Obarrio, de Korn Ferry, para quien los perfiles técnicos “están evolucionando”. Es que además del conocimiento de su disciplina, “se valora cada vez más la capacidad de trabajar con datos y tecnología, interactuar con distintas áreas, y comprender el impacto operativo y económico de las decisiones”, destaca.
TanGo Energy, que tiene una dotación de 530 personas, hoy se enfoca en la operación y rentabilidad de las áreas convencionales. Pero este escenario cambiará en el corto plazo. En breve, la empresa comenzará a operar pozos no convencionales en Río Negro, y si los resultados son los que esperan, se implementará un plan de desarrollo “que generará un crecimiento importante de la compañía y se incrementará la demanda de perfiles orientados al desarrollo del no convencional”, revela Mattei.
El ejecutivo advierte que, más allá de la formación y el foco en competencias digitales, “buscamos técnicos capaces de desempeñarse en los ambientes de la industria del petróleo, que puedan trabajar con procesos, en un marco de seguridad, con disciplina operativa y capacidad de adaptación, ya que es una actividad muy dinámica, sobre todo la industria no convencional”, indica.
El proceso de reclutamiento se abrirá a todo Neuquén y Río Negro. También apuestan a incorporar personal que está migrando desde provincias como Santa Cruz, Chubut, Mendoza y Salta. Algunos de los puestos que se requerirán son: operadores de equipos de fractura, técnicos de mantenimiento de bombas de alta presión, instrumentistas, técnicos eléctricos y electrónicos, y operadores de ‘coiled tubing’. En los niveles de mayor jerarquía se necesitarán supervisores de Terminación (Company Man NOC) y de servicios específicos, principalmente de fractura y’ coiled tubing’.
“Buscamos técnicos capaces de desempeñarse en los ambientes de la industria del petróleo», señalan en Tango Energy.
La minería en carrera
Según datos de la Secretaría de Minería, el sector minero actualmente emplea 40.141 personas. La provincia que concentra la mayor ocupación es Santa Cruz (8.887 personas), seguida de San Juan (5.579) y Salta (5.569).
En esta industria, “la demanda de perfiles técnicos está muy vinculada con la ubicación de los proyectos y las operaciones”, sostiene Jiménez Obarrio. “Entre las especialidades más relevantes encontramos técnicos vinculados con geología, operaciones mineras, metalurgia, mantenimiento, electricidad, instrumentación, seguridad y medio ambiente”, completa.
En este caso, las compensaciones anuales (ver gráfico aparte) parten de $68 millones (salario bruto anual y bono target) para los técnicos recién graduados sin experiencia y llegan a $95,6 millones (incluye salario bruto anual y bono target) para quienes tienen un nivel técnico pleno, con mayor expertise y capacidad para abordar situaciones de más complejidad.
“Por las características de la minería, atraer y retener estos perfiles tampoco depende únicamente de la compensación. La ubicación de las operaciones, los esquemas de trabajo y roster, traslados, alojamiento, beneficios y oportunidades de desarrollo forman parte de la propuesta de valor para el talento técnico”, destaca el consultor de Korn Ferry.
Al igual que sucede en Oil&Gas, a su entender, la especialización “continúa siendo fundamental, pero las compañías valoran cada vez más la capacidad de trabajar con datos y nuevas tecnologías, interactuar con otras disciplinas y comprender cómo su trabajo impacta en la productividad, los costos, la seguridad y ambiente”.
Débora Migoni, directora de Recursos Humanos de la compañía Eramet, con yacimientos de litio en la provincia de Salta, señala a EconoJournal que la demanda de empleo está en función de las distintas etapas, de proyecto y producción, que atraviesan las operaciones de la empresa. En el caso del personal de nivel terciario, los requerimientos mayormente se concentran en los puestos con mayor experiencia de las áreas de Mantenimiento, Operaciones en Planta y Laboratorio, donde los instrumentistas y los especialistas en mantenimiento mecánico y eléctrico son los más críticos y difíciles de encontrar en el mercado. En cuanto a la formación, las tecnicaturas que cuentan con mayor demanda son las especializadas en electromecánica.
Según la directiva, todavía hay escasez de perfiles con experiencia específica en la minería de litio. Por lo tanto, a la hora de reclutar, “en algunos casos, como en el sector de Mantenimiento, tenemos que acudir a quienes tienen experiencia en otras industrias con similares procesos y necesidades técnicas, y también a graduados de otras provincias”.
Para resolver ese desafío, Migoni cuenta que la compañía ha implementado programas de formación internos y mantiene una colaboración activa con institutos de formación técnica superior en la provincia de Salta. Actualmente, la estrategia se enfoca en crear un “semillero” de talentos jóvenes que puedan evolucionar profesionalmente dentro de la operación minera.
Puertas afuera, la demanda laboral también impacta en la cadena de valor. A través de sus empresas proveedoras y contratistas, la directiva de Eramet comenta que la industria minera también demanda perfiles técnicos de las áreas de administración, alimentos (para la supervisión de los servicios de catering) y enfermería o auxiliares médicos.
Empleo en minería: región por región
El especialista de Korn Ferry destaca que las provincias del NOA, como Salta, Jujuy y Catamarca, “concentran una parte importante de la actividad vinculada al litio”, lo que genera demanda de técnicos en geología, hidrogeología, procesos químicos, operaciones, mantenimiento, y seguridad y medio ambiente. “El crecimiento de distintos proyectos aumenta la competencia por perfiles técnicos que ya conocen este tipo de operaciones”, indica.
Las explotaciones emplazadas en la Patagonia reclutan perfiles similares; pero el consultor advierte que, “por la ubicación de muchas de las operaciones, son especialmente valoradas la autonomía, la capacidad de trabajo en campo y la adaptación a esquemas de trabajo remotos”.
En la región de Cuyo, especialmente en San Juan, la minería necesita técnicos de similar calificación: geología, operaciones mineras, metalurgia, mantenimiento, electricidad, instrumentación, y seguridad y medio ambiente. Allí, “la evolución de nuevos proyectos puede incrementar progresivamente la necesidad de estos perfiles especializados”.
El proyecto Nueva Planta de Uranio (NPU) quedó sin finalizar en Formosa. Nano Energy propone invertir US$ 230 millones para producir tanto dióxido de uranio como hexafloruro de uranio, este último con destino de exportación.
La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) transferirá su tecnología de producción de hexafloruro de uranio(UF6) a la empresa estatal Dioxitek. La transferencia le permitirá a Dioxitek, una empresa cuyo capital accionario se lo reparten entre la Secretaría de Asuntos Nucleares (51%), la CNEA (48%) y la provincia de Mendoza (1%), poder desarrollar a escala industrial la producción de UF6, un compuesto indispensable en la fabricación de combustibles para centrales nucleares que utilizan uranio enriquecido. La empresa también fue habilitada a emplear esta tecnología en proyectos con empresas privadas.
Justamente, la empresa estadounidense Nano Nuclear Energy presentó al Ministerio de Economía en abril de este año una propuesta de inversión de US$ 230 millones para finalizar la Nueva Planta de Uranio (NPU) en la provincia de Formosa a través de una sociedad conjunta con Dioxitek, con el objetivo de producir dióxido de uranio (UO2) para el mercado doméstico y hexafloruro de uranio para la exportación.
Fuentes conocedoras del proyecto consultadas por EconoJournal matizaron que la CNEA no compartirá su tecnología con otras empresas que no sean Dioxitek y que no está definido qué tecnología de producción de UF6 emplearía el proyecto. «La planta en Formosa podría emplear tecnología provista por CNEA o por Nano. Tampoco está definido quién la operaría, son todos temas en conversación», indicó una fuente.
El hexafloruro de uranio es el compuesto que se utiliza como materia prima en el proceso de enriquecimiento de uranio. Las centrales nucleares argentinas utilizan combustibles de “uranio natural”(dióxido de uranio), por lo que una eventual producción de UF6 en la Argentina sería para abastecer la demanda internacional de combustibles con uranio enriquecido. Dióxitek produce UO2 en su planta en la provincia de Córdoba y tiene una planta sin finalizar en Formosa.
EconoJournal accedió a dos documentos internos de CNEA y uno de Dioxitek con detalles sobre la transferencia de la tecnología. Entre estos, una adenda al contrato vigente entre la CNEA y Dioxitek, firmada el último fin de semana, en donde queda establecido que la empresa podrá emplear la «tecnología de fabricaciónen las sociedades en las que participe». La principal actividad de Dioxitek es producir dióxido de uranio (UO2), la materia prima de los combustibles para las centrales nucleares argentinas.
«Este es un acuerdo que se debería haber realizado hace muchos años. El acuerdo que actualmente tiene la CNEA por la operación del complejo de Córdoba no dejaba expresamente establecido que Dioxitek pueda utilizar la tecnología de fabricación en la NPU ubicada en Formosa. La idea es que, a través de Dioxitek, se pueda dar un desarrollo comercial de la tecnología y le brindemos beneficios a la CNEA, tanto en materia de desarrollo de capacidades humanas como de mayores ingresos y de revalorización del paquete accionario de Dioxitek. En ese esquema, el dueño de la tecnología seguirá siendo la CNEA. Dioxitek, tal como sucede en la planta en Córdoba, tendrá una licencia para utilizarla», explicó otra fuente, vinculada con la conducción del sector nuclear.
La adenda no especifica cuáles son las tecnologías de fabricación. Sin embargo, en una nota anterior, fechada el 28 de agosto y que lleva la firma de dos gerentes de área en CNEA, estos convalidan la habilitación a Dioxitek para que pueda acceder a la tecnología de producción de hexafloruro de uranio que se encuentra en el complejo tecnológicoPilcaniyeu en Río Negro.
En cambio, otras fuentes advierten que replicar la tecnología de «Pilca» en otras plantas abriría las puertas a compartir tecnología de enriquecimiento con las empresas con las que constituya sociedades. «El manejo de UF6 y el enriquecimiento de uranio es técnicamente complejo y políticamente sensible, son materiales que se deben controlar muy de cerca», cuestionó una fuente en CNEA.
Por otro lado, Dioxitek no estaría obligada a transferir a la CNEA las eventuales mejoras que desarrolle sobre dicha tecnología. Como mucho, el organismo científico tendrá un “derecho de uso gratuito” sobre las mismas. Este detalle tendría una mayor implicancia ante la eventualidad de una privatización completa o parcial de la empresa. La Secretaría de Asuntos Nucleares (SAN), en la órbita del Ministerio de Economía, tiene el control del 51% de las acciones.
Adenda al contrato entre Dioxitek y CNEA
La CNEA y Dioxitek firmaron el sábado 29 de agosto una adenda al Contrato de Servicios Mutuos vigente entre las partes desde 1998. El contrato original establece la obligación de CNEA de suministrar a Dioxitek la “tecnología de fabricación” necesaria para su principal negocio, que es la importación y conversión del concentrado de uranio (yellowcake) a dióxido de uranio, actividad que realiza en su planta en la provincia de Córdoba.
La adenda le permitirá a la empresa replicar la tecnología de producción de dióxido de uranio en otras plantas y esquemas societarios en los que participe. “Las PARTES convienen que, en el marco de lo dispuesto en el Artículo 7 del CONVENIO, DIOXITEK queda facultada para emplear la TECNOLOGÍA DE FABRICACIÓN en las sociedades en las que participe. A tales efectos, la TECNOLOGÍA DE FABRICACIÓN comprenderá la totalidad de las etapas, procedimientos y operaciones que integran el proceso de beneficiación y conversión de uranio”, indica el artículo I de la adenda.
La otra novedad es que Dioxitek tendría también acceso a la tecnología de fabricación de hexafloruro de uranio. En un informe técnico firmado el 28 de agosto, la gerenta de Área de Investigación y Desarrollo de Grandes Proyectos (GAIYDGP), María Magdalena Villaverde, y el gerente de Área de Energía Nuclear, Pablo Daniel Katz, evaluaron “conveniente” la utilización de la tecnología vinculada con la producción de UF 6 por parte de Dioxitek.
“La autorización de uso permitiría que un desarrollo tecnológico generado y preservado por la CNEA encuentre una aplicación industrial concreta, evitando que el conocimiento acumulado permanezca limitado al ámbito experimental, tecnológico o de investigación y posibilitando su incorporación efectiva a la cadena de valor nuclear. Consecuentemente, entendemos que la Adenda le da un cauce de explotación concreto a través de su sociedad participada, evitando que permanezca ociosa o se desactualice”, afirmaron los gerentes en la nota que este medio reproduce debajo.
El complejo tecnológico Pilcaniyeu (CTP) quedó bajo el control de la GAIYDGP, como parte de una reestructuración gerencial aprobada en julio por el organismo que redujo las gerencias de área de 11 a 7. Previamente, existió una gerencia CTP, dependiente de la Gerencia de Área del Ciclo del Combustible Nuclear.
«Antes de esta reestructuración, Pilca estaba en la gerencia de Combustibles. Ahora unificaron esa gerencia con la gerencia de Área de Energía Nuclear, pero sacaron Pilca y lo pasaron a la gerencia de grandes proyectos de Villaverde», explicó una fuente en el organismo.
La gerencia que conduce Villaverde absorbió también las gerencias de área CAREM y del RA-10, constituyéndose en una «mega» gerencia con más de 1000 empleados y contratados. Justamente, Villaverde viene de conducir la ex gerencia que lideraba el proyecto CAREM, en donde enfrenta cuestionamientos por el desfinanciamiento del desarrollo del reactor prototipo de 32 MWe y la reducción salarial a gran parte del personal que trabaja para el proyecto.
Por otro lado, Pablo Katz fue contratado por la CNEA en julio para liderar la gerencia de Área de Energía Nuclear. Su nombramiento llamó la atención en el sector por su reconocida trayectoria en la gestión de proyectos nucleares y por ser uno de los gerentes en Nucleoeléctrica que fueron despedidos al inicio de la presidencia de Demian Reidel en la empresa estatal generadora. Katz se desempeñó como Gerente de la Unidad de Proyectos Nucleares de Nucleoeléctrica, en donde participó en hitos como el diseño, construcción y puesta en marcha de instalaciones de Almacenamiento en Seco de Combustibles Gastados para las centrales nucleares Atucha I y II y la Extensión de Vida de la Central Nuclear Atucha I. Reidel renunció a la empresa a comienzos de este año en medio de un escándalo por presuntos sobreprecios.
Qué ocurrirá con la transferencia de tecnología de hexafloruro de uranio
La CNEA desarrolló y mantiene su capacidad de producción de hexafloruro de uranio en el complejo tecnológico Pilcaniyeu en Río Negro.
Si bien la CNEA no se desprenderá de su tecnología de producción de UF6, el artículo II de la adenda establece que Dioxitek tendrá la titularidad sobre los eventuales desarrollos o «mejoras» que realice sobre la base de esa tecnología. La CNEA tendrá derechos limitados sobre esos desarrollos.
«Las PARTES aclaran que las mejoras que se desarrollen sobre la TECNOLOGÍA DE FABRICACIÓN en los términos del Artículo 7 del CONVENIO serán de titularidad de la Parte que las hubiere desarrollado, instrumentado y/o implementado. Sin perjuicio de lo expuesto ut supra, las PARTES establecen que gozarán, respecto de las mejoras desarrolladas por cada una de ellas un derecho de uso, de carácter no exclusivo, intransferible y gratuito», dice el segundo artículo.
Es decir, la CNEA tendrá un derecho de uso gratuito sobre los desarrollos de Dioxitek, aunque la empresa no está obligada a transferirlos al organismo nuclear. Es un detalle sensible que tendría otra connotación ante una eventual privatización total o parcial de Dioxitek. «Están permitiendo el uso de esa tecnología con terceros», criticó una fuente.
El gobierno nacional incluyó a la empresa en el listado de empresas públicas a privatizar en la versión original de la Ley de Bases, pero fue finalmente retirada en la versión sancionada por el Congreso.
Desde la perspectiva de Dioxitek, la adenda «otorga la certeza jurídica indispensable para sus esquemas asociativos y habilita una nueva unidad de negocios en torno al UF6», según un informe firmado por el presidente de la empresa, Bruno Oberlis, con fecha del 4 de agosto, en donde se convalida la adenda y señalan las ventajas que generará.
«La regla de titularidad de mejoras en cabeza de quien las desarrolla incentiva la inversión de DIOXITEK en optimización de procesos, garantizándole la propiedad de sus innovaciones y, a la vez, el uso gratuito de las mejoras de la CNEA», indica el documento visto por EconoJournal.
«La facultad expresa de emplear la tecnología en las sociedades en las que participe remueve el principal obstáculo interpretativo para estructurar vehículos societarios (en particular, el esquema asociativo vinculado a la finalización de la planta NPU-1 y a la futura instalación de conversión a UF6)», agrega el reporte.
La propuesta de Nano Energy en Formosa
La empresa de capitales estadounidenses en abril presentó ante el Ministerio de Economía una iniciativa para invertir más de 230 millones de dólares en la finalización de la NPU de Dioxitek en Formosa.
La empresa estatal seguiría siendo la dueña de la planta y del terreno, transfiriendo su uso a una nueva sociedad con Nano Energy, a cambio del pago de un usufructo por la utilización del activo, según pudo saber este medio.
El proyecto contempla dos hitos principales. El primero consiste en la finalización de la construcción, puesta en marcha y operación de la instalación NPU-1 destinada a la producción de UO2.
Esta etapa incluye la adecuación de instalaciones, la incorporación de equipamiento faltante, así como la implementación de todos los sistemas técnicos, operativos y de seguridad necesarios para alcanzar condiciones de operación industrial segura y eficiente conforme a los estándares regulatorios nacionales e internacionales aplicables a la actividad nuclear.
El segundo hito prevé la construcción, puesta en marcha, operación y mantenimiento de una instalación complementaria, para la conversión de UO2 en UF6 (hexafloruro de uranio).
La construcción de la NPU en Formosa comenzó en 2014 y estuvo sujeta a multiples retrasos. El proyecto fue originalmente pensado como alternativa a la planta en la Ciudad de Córdoba (sujeta a presiones recurrentes de la municipalidad para que cese sus operaciones), de forma tal de suministrar el UO2 que necesitan las centrales argentinas actuales y para eventuales expansiones del parque nuclear con la tecnología de uranio natural y agua pesada.
En cambio, el acuerdo con Nano Energy busca redefinir los alcances del proyecto, en una sociedad que habilitará un negocio de exportación de UF6 y preservará la producción de UO2 para las centrales actuales.
En Vaca Muerta, el crecimiento de la producción abrió un nuevo frente de inversión: la necesidad de infraestructura para evacuar cada barril de crudo. En ese contexto, Techint E&C lidera la construcción de Duplicar Norte, un oleoducto de 207 kilómetros que conectará Auca Mahuida (Neuquén) con Allen (Río Negro).
Con un contrato EPC adjudicado por Oldelval, el ducto de 24 pulgadas avanzará por etapas: primero transportará 220.000 barriles diarios a fines de 2026, luego 300.000, y alcanzará los 500.000 barriles por día en el primer trimestre de 2027. La obra incluye 150 cruces especiales, trampas de scraper y 13 predios de válvulas, con una dotación máxima de 850 personas.
En paralelo, Techint participa junto con Sacde en el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), un oleoducto de 437 kilómetros y 30 pulgadas que conectará la cuenca neuquina con Punta Colorada en la costa de Río Negro. El proyecto busca convertirse en una nueva vía de salida para el petróleo argentino hacia los mercados internacionales.
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Recientemente, la UT Techint-Sacde completó su tramo del VMOS tras 15 meses de trabajos que incluyeron soldadura automática, planta de doble junta y cruces especiales sobre el río Negro. La infraestructura se integra con el sistema troncal de Oldelval y permitirá escalar la evacuación de crudo de Vaca Muerta.
La experiencia de Techint en grandes obras energéticas también se refleja en el Gasoducto Perito Moreno (573 km, 36 pulgadas) y en la Reversión del Gasoducto Norte, que modificó el sentido de circulación para llevar gas de Vaca Muerta al norte argentino.
Fuera del país, la compañía dirigida por Paolo Rocca finalizó en Chile el proyecto SADDN, con una inversión de US$1.000 millones. La obra incluyó 160 km de tuberías de 48 pulgadas, tres estaciones de bombeo y un reservorio de 250.000 m³ para transportar agua desalinizada desde la costa del Pacífico hasta las minas de Codelco en la cordillera.
Mientras tanto, el mercado argentino de grandes obras energéticas se vuelve más competitivo: Techint-Sacde enfrenta nuevos jugadores y quedó fuera de licitaciones recientes como el gasoducto San Matías y el proyecto Argentina LNG. Sin embargo, su participación en Duplicar Norte y VMOS la mantiene en el centro de la infraestructura crítica para la próxima etapa exportadora de Vaca Muerta.
En Vaca Muerta, YPF dio un paso clave al incorporar el primer sistema de fractura eléctrica del país. El equipo, bautizado Zeus y desarrollado por Halliburton, hasta ahora solo había operado en Estados Unidos. Con esta llegada, la formación neuquina se convierte en la primera experiencia internacional de la tecnología.
Con un contrato plurianual, YPF y Halliburton apuestan por un cambio estructural en la operación no convencional. El Zeus reemplaza los motores diésel por unidades eléctricas que generan energía en el propio sitio de trabajo, alcanzando entre 20 y 30 MW de potencia, equivalente al consumo de una ciudad de 30.000 habitantes.
Según datos técnicos, las unidades de bombeo entregan de forma sostenida hasta 5.000 caballos de fuerza, con ajustes instantáneos de presión y caudal. Menos piezas mecánicas significan menos paradas por mantenimiento y mayor confiabilidad operativa, tal como se comprobó en experiencias previas en Estados Unidos.
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En paralelo, el contrato incluye la implementación de OCTIV Auto Frac, una plataforma de automatización que estandariza cada etapa de fractura. “Estamos incorporando la última tecnología disponible en el mundo para seguir mejorando la productividad, la eficiencia y la competitividad de nuestras operaciones”, señaló Matías Farina, vicepresidente ejecutivo de Upstream de YPF.
Dentro de la estrategia 4×4 de YPF, el objetivo es acelerar el desarrollo de recursos shale mediante tecnología que reduzca tiempos de operación y mejore estándares ambientales.
Otro cambio visible es la reducción de camiones cisterna en locación, al no depender de diésel para los motores. También se percibe una baja significativa en los niveles de ruido, lo que impacta en mejores condiciones de trabajo.
Por último, el monitoreo remoto desde los centros de control de YPF se vuelve central: permite seguir cada parámetro en tiempo real y disminuir la exposición del personal en campo.
El programa incluyó contenidos vinculados con habilidades socioemocionales y laborales, además de capacitación técnica relacionada.
Latitud 45, compañía especializada en servicios de pumping en la Argentina, llevó adelante un programa de formación destinado a jóvenes de Vista Alegre y comunidades próximas, en Neuquén, con el objetivo de acercarlos al mundo laboral y a las oportunidades de desarrollo profesional que ofrece la industria del Oil&Gas.
La primera edición de la iniciativa reunió a 14 jóvenes de entre 18 y 29 años, quienes completaron 35 horas de formación distribuidas en ocho semanas. El programa incluyó contenidos vinculados con habilidades socioemocionales y laborales, además de capacitación técnica relacionada con las actividades que desarrolla la compañía.
La propuesta surgió a partir de la necesidad de abordar, con una mirada de largo plazo, la disponibilidad de personal capacitado que requerirá el crecimiento de la actividad en Vaca Muerta. En ese marco, Latitud 45 planteó un esquema orientado a generar un primer acercamiento entre los jóvenes de las comunidades cercanas y las posibilidades laborales que ofrece el sector energético.
El programa para la formación de jóvenes
El programa fue diseñado e implementado a partir de la articulación entre las capacidades técnicas y operativas de Latitud 45, organizaciones especializadas e instituciones locales. La idea inicial fue desarrollada junto con Luz García Cuerva, directora ejecutiva de la Fundación Horacio Zorraquin y consultora en sostenibilidad y capital humano, quien acompañó el proceso y trabajó en el vínculo entre los participantes y la compañía.
El recorrido comenzó con tres talleres centrados en habilidades socioemocionales, trabajo en equipo, comunicación y cultura laboral. Las capacitaciones estuvieron a cargo de Fundación Empujar, organización especializada en la preparación de jóvenes de contextos vulnerables para su incorporación al mercado laboral formal.
Formación técnica
Luego, los participantes realizaron siete jornadas presenciales de formación técnica dictadas por instructores internos de Latitud 45. Allí abordaron contenidos vinculados con la industria de petróleo y gas, servicios de pumping, seguridad, salud y ambiente, equipos de cementación, líneas de alta y baja presión y conducción vehicular.
Las últimas dos jornadas se desarrollaron en la base que la compañía posee en Vista Alegre. En ese espacio, los jóvenes tuvieron contacto directo con los equipos utilizados en las operaciones y pudieron conocer parte de las tareas que realizan los trabajadores de la empresa.
El cierre del programa contó con la entrega de certificados a los participantes, en reconocimiento por su desempeño, compromiso y dedicación. Del encuentro participaron Gaspar Melia, presidente de Latitud 45, y Marcelo Rucci, secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, junto con integrantes de los equipos de operaciones y capital humano de la compañía y representantes de la Comisión Directiva, la Mutual MEOPP y la obra social OSPEPRI.
“Tenemos una industria con enormes oportunidades de desarrollo y creemos que una parte fundamental de ese crecimiento es generar las condiciones para que el talento local pueda conocerla, formarse y proyectarse dentro de ella. Este programa nació con esa convicción y lo desarrollamos con el mismo nivel de profesionalismo y compromiso que ponemos en nuestra operación”, señaló Gaspar Melia durante el cierre.
Capacitación
Desde el ámbito sindical también destacaron el componente de capacitación y, particularmente, los contenidos relacionados con seguridad. “Es importante que se capaciten, sobre todo en seguridad. Esta iniciativa que tuvo esta empresa es lo que nosotros queremos hacer en nuestro centro de capacitación, que está próximo a inaugurarse”, sostuvo Marcelo Rucci.
Los participantes realizaron una evaluación de la experiencia al finalizar el programa. Entre las devoluciones recogidas se destacó la valoración de las herramientas adquiridas durante las distintas etapas de formación. “Sigan como van, que le están cambiando la vida a los pibes a base del conocimiento”, escribió uno de los jóvenes en la encuesta de cierre.
Cuando hablamos de “baterías de litio” solemos imaginar una única tecnología. Pero no existe una sola batería de litio. Existen distintas familias, con características muy diferentes, diseñadas para resolver problemas distintos.
Todas comparten un principio básico: los iones de litio se mueven de un lado a otro de la batería para almacenar y liberar energía. Lo que cambia es el material utilizado en los electrodos. Y ese cambio determina buena parte de lo que nos importa como usuarios: cuánta energía puede almacenar una batería, cuánto dura, qué tan segura es y cuánto cuesta.
La familia LFP, basada en litio, hierro y fosfato, es actualmente una de las más utilizadas en autos urbanos, taxis y baterías domésticas para paneles solares. Su principal ventaja es la seguridad: resiste temperaturas elevadas y es más difícil de incendiar. También soporta miles de ciclos de carga y descarga. La contrapartida es una menor densidad energética, por lo que para lograr la misma autonomía un vehículo puede necesitar una batería más pesada.
En el otro extremo aparece la química NMC, que combina níquel, manganeso y cobalto. Es habitual en vehículos eléctricos de alta gama y largo alcance porque permite almacenar más energía en el mismo espacio. Eso se traduce en autos más livianos y con mayor autonomía. A cambio, presenta una mayor sensibilidad al calor y, por ahora, un costo de fabricación superior.
Existe también el LTO, basado en titanato de litio, pensado para aplicaciones en las que la velocidad de carga y la cantidad de ciclos son prioritarias. Se utiliza en trenes, ómnibus eléctricos y sistemas de respaldo. Puede cargarse rápidamente y soporta una enorme cantidad de ciclos, aunque almacena menos energía por kilogramo y resulta más costoso. Esto permite entender algo importante: no existe una química “mejor” en términos absolutos. Existe una química más adecuada para cada necesidad.
Un mismo fabricante puede utilizar LFP en sus modelos de entrada y NMC en los vehículos de mayor rendimiento. No porque una batería sea buena y la otra mala, sino porque cada una prioriza características diferentes.
Alejandro Pérez Vargas, expresidente del Consejo Profesional de Ingeniería Química
Diversidad de baterías
Esta diversidad también ayuda a poner en perspectiva muchas noticias sobre “la nueva batería”. En general, no se trata de haber inventado nuevamente el litio, sino de modificar la combinación de materiales para conseguir una determinada ventaja: mayor autonomía, más seguridad, carga más rápida o menor costo.
Pero todas estas tecnologías comparten una limitación importante: utilizan un electrolito líquido inflamable. Ese componente permite el movimiento de los iones, pero también está detrás de uno de los principales riesgos de las baterías actuales.
Por eso, la próxima gran transformación no pasa solamente por mejorar las químicas existentes. También busca cambiar el corazón mismo de la tecnología.
Las baterías de estado sólido reemplazan ese electrolito líquido por un material sólido, como una cerámica, un cristal o un polímero especial. El objetivo es reducir el riesgo asociado a la inflamabilidad y, al mismo tiempo, habilitar el uso de litio metálico, que permite almacenar mucha más energía con el mismo peso.
Primeras versiones de las baterías de litio
Las primeras versiones ya están siendo probadas, pero las versiones plenas todavía no llegaron masivamente al mercado. El desafío es, fundamentalmente, de ingeniería: fabricar a gran escala, con materiales que mantengan un buen contacto eléctrico y bajo condiciones de humedad extremadamente controladas.
La evolución de las baterías no consiste, entonces, en encontrar una única tecnología que reemplace a todas las demás. Consiste en desarrollar soluciones diferentes para necesidades diferentes. La batería del futuro no será necesariamente una sola. Probablemente serán varias. Entenderlo es importante no solo para interpretar hacia dónde va la movilidad eléctrica y el almacenamiento energético. También para comprender que, detrás de cada avance tecnológico, hay una combinación de química, ingeniería, costos, seguridad y escala industrial.
(*) Expresidente del Consejo Profesional de Ingeniería Química.
En diálogo con Energía 360 Radio, el titular de Vialidad Rionegrina, Raúl Grün, confirmó que la provincia asumirá progresivamente la gestión y el mantenimiento de las rutas nacionales 22 y 151, tras el convenio firmado con Nación el 24 de agosto. Con 305 kilómetros ya liberados y obras críticas en agenda, el objetivo es garantizar corredores transitables, señalizados y seguros.
Con financiamiento en gestión por USD 60 millones de FONPLATA y el Ministerio de Economía, la Provincia busca intervenir los sectores más deteriorados. La declaración de emergencia vial aprobada por la Legislatura permitirá acelerar contrataciones y obras prioritarias.
De acuerdo con Grün, el desafío incluye proyectar una nueva traza para el Alto Valle y Vaca Muerta, que descomprima el tránsito de la RN22 y acompañe el desarrollo energético regional. “Estamos ante un gran desafío”, subrayó.
Entre los puntos críticos figuran el ingreso por Río Colorado, donde Nación reparará el puente; la rotonda de Choele Choel, que será transferida mediante contrato vigente; y la RN151, con 105 km en negociación para ser administrados por la Provincia.
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En cuanto a medidas técnicas, Vialidad Rionegrina instalará balanzas dinámicas en las rutas nacionales para controlar el peso de los camiones, una acción clave para preservar la infraestructura.
El gobernador Alberto Weretilneck y su par neuquino acordaron en el marco del Consejo Federal de Inversiones (CFI) realizar un estudio sobre la traza ideal para el Alto Valle y Vaca Muerta, con el fin de mejorar la conectividad y acompañar el crecimiento energético.
En los próximos días, Río Negro recibirá una misión de FONPLATA y del Ministerio de Economía para definir aspectos técnicos de la operación de préstamo y priorizar intervenciones en los tramos más críticos de ambas rutas.
Juan Cruz López, presidente de Transporte Peduzzi.
En Vaca Muerta, cada dato de producción esconde una operación logística que rara vez ocupa el centro de la escena: camiones disponibles, choferes habilitados, documentación al día. Cuando algo de eso falla, no hay pozo que se complete ni fractura que se ejecute. «La logística no acompaña la operación de Vaca Muerta: la sostiene», resume Juan Cruz López, presidente de Transporte Peduzzi, la compañía de transporte que junto con Brava Ingeniería conforma un grupo con más de 900 colaboradores y una huella operativa de más de 1.200.000 kilómetros recorridos por mes.
De las planillas sueltas a una sola fuente de verdad
El eje de esa confiabilidad es HYDRA, la plataforma tecnológica que Peduzzi desarrolló puertas adentro en lugar de adoptar un sistema estándar del mercado. HYDRA integra ocho áreas de la operación —control documental, RR.HH., logística, sala de control, mantenimiento, compras, almacenes y seguridad— en más de 120 pantallas operativas, con 13 procesos que corren de forma automática todos los días y 7 sistemas conectados entre sí: GPS, Tango, biometría, cámaras a bordo y portales de las operadoras, entre otros.
En la práctica, eso significa una sala de control con mapa en vivo de toda la flota y alertas automáticas ante excesos de velocidad, unidades detenidas o eventos de cámara; un parte diario que funciona como una foto exacta de qué unidad está operativa, en stand-by o en reparación en cada turno; y un esquema de mantenimiento preventivo calculado sobre kilómetros reales reportados por GPS —no por carga manual— que permite proyectar el alistamiento de la VTV con anticipación.
A esa base tecnológica se sumó recientemente una alianza con RSV bajo el concepto de inteligencia operativa, un paso que busca convertir la información en acciones automáticas sin depender de que una persona esté mirando una pantalla. «Menos pantallas, más automatización con criterio humano sobre lo crítico», sintetiza López.
Una demanda que puede duplicarse
El desafío que viene no es menor: la demanda de arena para fractura proyecta pasar de 4 a 8 millones de toneladas anuales, una presión directa sobre la disponibilidad de unidades, choferes habilitados y la coordinación simultánea entre múltiples operadoras y proveedores. Para Peduzzi, la pregunta no es solo cómo transportar más, sino cómo escalar sin resignar trazabilidad ni seguridad.
Ahí aparece la segunda pata del grupo. Brava Ingeniería, enfocada en operación y mantenimiento y en proyectos de movimiento de suelos, es la forma concreta en que el grupo busca correr aguas arriba en la cadena de valor: no quedarse solo en el transporte del insumo, sino integrar el servicio completo alrededor de la operación del cliente.
Ese movimiento viene acompañado de una agenda de sostenibilidad que incluye la medición y compensación de la huella de carbono de la operación, la incorporación de unidades a GNC a fines de 2025 y el desarrollo de proyectos de energía solar.
La escala, medida en números
Detrás de cada mensaje hay un tablero de control que lo respalda: 1.200.000 kilómetros recorridos por mes, monitoreados en tiempo real vía GPS; 200.000 horas hombre gestionadas mensualmente entre operación, mantenimiento y administración; un equipo de 900 colaboradores; y un sistema de prevención de incidentes que rankea la conducta de manejo de cada chofer con datos reales de GPS. A eso se agrega una matriz de cumplimiento documental —personas y unidades cruzadas por operadora— con semáforo de vencimientos que anticipa problemas antes de que se conviertan en una unidad parada en portería.
Para López, ese conjunto de indicadores es también la respuesta a la pregunta de fondo sobre qué significa este momento para la compañía:
«Hoy movemos 1.200.000 kilómetros y gestionamos 200.000 horas hombre por mes con 900 personas en el equipo. La escala ya la tenemos: lo que estamos construyendo es que funcione con la misma confiabilidad el día que se duplique”, aseveró Juan Cruz López, presidente de Transporte Peduzzi.
En una cuenca donde el crecimiento suele medirse en pozos y toneladas, Peduzzi y Brava proponen mirar también el otro lado de la ecuación: la infraestructura logística y tecnológica que tiene que estar lista antes de que la demanda llegue.
En el corazón de la actividad hidrocarburífera argentina, ROSEN Group inauguró una nueva oficina operativa en Neuquén. La compañía global, especializada en inspección y gestión de integridad de activos críticos, busca acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y responder con mayor agilidad a las necesidades de la industria.
Con casi 30 años de trayectoria en Argentina, ROSEN acumula más de 130.000 km de ductos inspeccionados en los últimos 15 años. La nueva base permitirá ofrecer servicios regionales de inspección avanzada, ingeniería de integridad, software, investigación y desarrollo, además de análisis predictivo con inteligencia artificial.
De acuerdo con Eduardo Soria, vicepresidente senior para Sudamérica, “Argentina está atravesando un cambio de paradigma en materia energética, pasando de ser un país importador de energía a convertirse en un exportador. La apertura de nuestra oficina en Neuquén es un paso importante para consolidar nuestra presencia tanto en el país como en la región”.
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Por su parte, Agustín Giai Levra, country manager de ROSEN Argentina, destacó que estar presentes en Neuquén les permitirá “trabajar más cerca de nuestros clientes, responder con mayor agilidad a sus necesidades y acompañarlos en la gestión de la integridad de su infraestructura crítica”.
En cuanto al contexto sectorial, el desarrollo de Vaca Muerta exige mayor control de ductos y activos críticos, bajo estándares de seguridad, eficiencia y sustentabilidad. La inspección avanzada y la gestión de integridad se vuelven claves para extender la vida útil de los sistemas y anticipar riesgos.
A nivel global, ROSEN cuenta con 45 años de trayectoria, más de 4.000 empleados y presencia en 110 países. Su estrategia combina tecnología de vanguardia con conocimiento local bajo el lema “Think globally, act locally”.
Entre sus soluciones destaca Data Fusion MFL, una tecnología que convierte datos de señales en perfiles 3D de alta resolución, mejorando evaluaciones de tuberías y elevando estándares de seguridad.
Dow es una de las firmas que se destaca por la construcción sostenible a nivel mundial.
La construcción sostenible es una práctica técnica y consciente sobre los recursos que se emplean tanto para el desarrollo como para la operación de un edificio. En su esencia más pura, un edificio sustentable es sinónimo de un edificio eficiente, capaz de optimizar el consumo de energía eléctrica, reducir desperdicios y gestionar el agua de forma inteligente.
Uno de los grandes mitos que aún persisten en el sector es el costo asociado a este modelo constructivo. Si bien suele estimarse que incorporar criterios de sostenibilidad puede implicar un incremento inicial marginal de entre el 2% y el 3% en el presupuesto de una obra, el retorno de inversión a largo plazo compensa con creces ese desembolso inicial.
De hecho, estudios de referencia como la Guía de Implementación del Proceso Integrativo del Consejo Colombiano de Construcción Sostenible (CCCS) demuestran que, al integrar equipos y decisiones en etapas tempranas, es posible lograr proyectos sostenibles que prácticamente no incrementan los costos iniciales y maximizan los ahorros operativos durante todo su ciclo de vida.
Ahorros operativos
Los ahorros operativos sostenidos durante la vida útil del inmueble devuelven con creces cada recurso invertido, transformando el gasto en rentabilidad tangible. A esto se suma el rol prioritario de la transparencia: la sustentabilidad debe ser comprobable y rigurosa. Por ello, las certificaciones otorgadas por terceros, especialmente bajo estándares globales como LEED en su reciente versión 5 -la herramienta más avanzada y completa disponible hoy-, resultan fundamentales para brindar métricas verificables y confiables a desarrolladores, fondos de inversión y a la comunidad.
América Latina cuenta con un escenario y un potencial sumamente interesantes en este camino. Informes sobre el estado de la descarbonización de la edificación en la región elaborados por el U.S. Green Building Council (USGBC) y Green Building Certification Inc. (GBCI) señalan que, si bien la región aporta cerca del 4% de las emisiones globales -en gran parte gracias a matrices eléctricas limpias en países como Costa Rica, Uruguay, Chile o Colombia-, el desafío principal radica en descarbonizar las cadenas productivas desde el origen, abordando la huella de los materiales a lo largo de todo su ciclo de vida.
Alianza con la ciencia y la innovación
En este eslabón, la alianza con la ciencia y la innovación en química de materiales -a través de insumos bajos en carbono, formulaciones biobasadas y tecnologías que reducen el uso de cemento y clinker- marca el verdadero punto de inflexión para toda la industria. A modo de ejemplo, la empresa multinacional Dow trabaja en diversos sectores vinculados a la construcción con productos diseñados desde su origen con una matriz sustentable.
A través de su negocio de construcción química, ofrece marcas y líneas de materiales seguros de baja huella de carbono fabricados con energías renovables, soluciones de base biológica (como emulsiones acrílicas derivadas de bioetanol), aditivos para adhesivos cerámicos con menor contenido de cemento y clinker, y emulsiones libres de sustancias restringidas (alquilfenoles etoxilados, amoníaco o formaldehído) con bajo contenido de compuestos orgánicos volátiles (VOC).
Los materiales que elegimos desde la etapa de diseño determinan el impacto ambiental del proyecto a lo largo de todo su ciclo de vida. Por eso, comprender la trazabilidad, la química y la eficiencia de estos insumos es una prioridad estratégica para el sector. El camino hacia una construcción verdaderamente sostenible no admite recetas aisladas ni atajos teóricos: requiere articulación, ciencia aplicada y el compromiso de todos los eslabones de la industria.
(*) Director de Expansión y Crecimiento de América Latina de Green Building Certification Inc. (GBCI).
En el mercado internacional, el petróleo Brent cerró este martes cerca de los US$98/barril, tras rozar los US$100 durante la sesión, su nivel más alto desde finales de julio. El repunte se produjo tras explosiones en la isla de Kharg, principal centro de exportación de crudo de Irán, y ataques hutíes contra instalaciones energéticas en Arabia Saudí.
Por su parte, el West Texas Intermediate (WTI) alcanzó los US$93/barril, su mayor nivel desde junio de 2026. La escalada de hostilidades en Medio Oriente refuerza los temores de interrupciones en el suministro global de hidrocarburos.
De acuerdo con Goldman Sachs, los mercados descuentan cada vez más un conflicto prolongado en la región, con riesgos al alza para los precios si persisten las interrupciones en el transporte marítimo hasta 2027. La firma elevó sus estimaciones de precio del crudo.
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En cuanto a los combustibles refinados, el gasóleo en Europa se acerca a los US$200/barril, mientras que las reservas mundiales disminuyen aceleradamente. Para Vitol Group, la pérdida de unos 4 millones de barriles diarios de exportaciones (2 millones de Medio Oriente y 2 millones de Rusia) explica la creciente escasez.
El estrecho de Ormuz, por donde transitan unos 10 millones de barriles diarios, se convierte en un punto crítico. Irán y Omán negocian una ruta de tránsito temporal, aunque persisten dudas sobre la seguridad de los cargamentos.
A nivel de demanda, China incrementó sus compras en agosto, lo que permitió aumentar exportaciones de productos refinados y dio cierto alivio a los mercados. Sin embargo, la volatilidad sigue marcada por los ataques y la incertidumbre logística.
“Cada vez que pensábamos que íbamos a avanzar, todo se venía abajo. Estamos prácticamente en el punto de partida” dijo Chris Weston (Pepperstone Group) para cerrar.
En mayo de 2026, Chile promulgó su primera Ley de Desalinización, tras siete años de debate parlamentario. La norma busca ordenar un sector en expansión, clave para abastecer la minería del cobre en el norte del país, aunque especialistas advierten que deja vacíos ambientales críticos.
A nivel productivo, el crecimiento minero explica la urgencia: entre enero y junio de 2026 el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) aprobó 23 proyectos por US$3.275 millones, y recibió otros 34 por más de US$18.000 millones. Según Cochilco, el consumo hídrico del sector pasará de 18,5 m³/s en 2024 a 20,6 m³/s en 2034, con el agua de mar cubriendo 67,6 % del abastecimiento.
Dentro de la nueva normativa, se crea una concesión especial de desalinización y se obliga a que proyectos industriales ingresen al sistema de evaluación ambiental. También se establece la elaboración de una Estrategia Nacional de Desalinización en un plazo máximo de 18 meses, con objetivos de seguridad hídrica y adaptación al cambio climático.
Por su parte, las críticas apuntan a que la ley no fija estándares específicos para las descargas de salmuera, ni protocolos obligatorios de monitoreo. Tampoco regula la captación de organismos marinos ni los impactos acumulativos de varias plantas sobre un mismo ecosistema. Para la oceanógrafa Laura Farías, la normativa “tiene buenas perspectivas para el cambio climático, pero no tiene una mirada desde el mar”.
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En cuanto al impacto ambiental, la bióloga marina María José Díaz advierte que la captación funciona como “una gran bomba que succiona todo”, incluyendo fitoplancton, huevos y larvas. Estudios en Caldera muestran cambios en la biodiversidad cerca de los emisarios, con disminución de especies sésiles y desplazamiento de organismos móviles.
A nivel energético, el desafío es igualmente relevante: Cochilco proyecta que el uso de agua de mar en minería demandará 5,4 TWh en 2034, equivalente al consumo de dos millones de hogares. Casi el 80 % de esa energía se destinará a bombear agua desde la costa hasta faenas mineras en altura.
En conclusión la ley avanza en ordenar concesiones y procedimientos, pero deja para una etapa posterior las normas ambientales concretas. El riesgo, según especialistas, es que la expansión de la desalinización avance más rápido que la regulación destinada a medir y limitar sus impactos.
El río Atuel también es pampeano: los fallos de la CSJN de 1987, 2017 y 2020 establecen y ratifican su interprovincialidad.
