La iniciativa busca ampliar el alcance a todos los bomberos voluntarios del área de distribución de la compañía. El acuerdo consolida un trabajo que, desde 2023, ya capacitó a más de 800 integrantes de distintas asociaciones de la Ciudad y la provincia de Buenos Aires.
MetroGAS y Fundación Bomberos de Argentina formalizaron un acuerdo para profundizar el trabajo conjunto, con el foco puesto en la capacitación y la preparación de las fuerzas de emergencia ante situaciones de crisis vinculadas al gas natural. Las prácticas se desarrollan en un predio único en el país, que simula una ciudad diseñada para recrear escenarios de riesgo bajo condiciones estrictas de seguridad.
El programa que lleva adelante MetroGAS contempla contenidos sobre la industria del gas, la identificación de combustibles y la lucha contra incendios, además de entrenamientos específicos sobre sistemas de evacuación de gases. Las actividades combinan módulos teóricoscon prácticas en escenarios simulados y, de este modo, los bomberos voluntarios que participan incorporan herramientas concretas para su actuación ante diferentes situaciones críticas.
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El acuerdo fue firmado por el CEO de MetroGAS, Sebastián Mazzucchelli, y el presidente de Fundación Bomberos, Antonio Sette, en el Centro de Entrenamiento Técnico (CET) que laprincipal distribuidora de gas del país tiene en la localidad bonaerense de Llavallol, partido de Lomas de Zamora.
Este predio cuenta con una particularidad única en el país, ya que es una ciudad simulada y diseñada de forma específica para la realización de prácticas seguras y la recreación de distintos escenarios de riesgo. Allí, la principal distribuidora de gas de Argentina realiza jornadas de formación tanto para el personal externo como interno de la compañía.
“La preparación y el entrenamiento son fundamentales para una respuesta más eficiente ante una emergencia. El trabajo articulado con quienes tienen la responsabilidad de intervenir en primera instancia nos permite la anticipación a situaciones críticas, el intercambio de conocimientos y la mejora en nuestra capacidad de respuesta”, señaló Mazzucchelli, tras la firma del convenio.
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Por su parte, Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de MetroGAS, destacó el recorrido previo de la iniciativa: “La rúbrica de este acuerdo es la consolidación de un trabajo que, solo en los últimos tres años, alcanzó a más de 800 bomberos.
El objetivo es la continuidad en el intercambio de saberes y herramientas con quienes tienen la responsabilidad de actuar frente a una emergencia, para que lo hagan de manera cada vez mássegura y coordinada”.
A través de los ejercicios prácticos se entrenan técnicas de intervención ante escapes con y sin fuego y, para ello, se utilizan simuladores que reproducen situaciones complejas como fuego de trinchera, jet fire y escapes laterales.
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“La capacitación es una herramienta fundamental de prevención. Esta formación a nuestro cuerpo de bomberos voluntarios se replica luego en la comunidad, las escuelas, los hogares, los comedores y los cuarteles. Con estas capacitaciones mejoran las condiciones para dar respuesta de manera rápida y segura, lo que significa un paso adelante para nuestra comunidad”, destacó Antonio Sette, presidente de Fundación Bomberos de Argentina, una organización sin fines de lucro que trabaja por las 1100 Asociaciones de Bomberos Voluntarios y 29 Federaciones Provinciales.
La alianza entre MetroGAS con la entidad permitirá la continuidad de estas iniciativas y robustece una red de colaboración que combina el conocimiento técnico, el entrenamiento y la articulación institucional.
De esta manera, el acuerdo marco entre ambas instituciones no constituye un punto de partida, sino la formalización de una trayectoria de trabajo. El próximo desafío de la empresa y la fundación se centra en la extensión del alcance de la capacitación para llegar a toda la zona de distribución de MetroGAS, buscando consolidar comunidades más preparadas y seguras.
El CEO de YPF, Horacio Marín, ratificó que la compañía busca alcanzar exportaciones por US$30.000 millones en 2030, transformando el crecimiento hidrocarburífero en una estrategia nacional de desarrollo. La definición fue realizada en el X Foro Pymes de ADIMRA, con presencia de gobernadores de Neuquén, Mendoza y Río Negro.
Dentro de esa propuesta, YPF se posiciona en un rol que excede su función como empresa energética. Marín planteó que el salto exportador debe articularse con provincias, municipios, sindicatos y pymes industriales, para que la expansión de Vaca Muerta se convierta en una plataforma de desarrollo productivo.
Los números son claros: con abastecimiento pleno del mercado interno, dos de cada tres barriles producidos se destinarían a exportación. La meta de US$30.000 millones supone convertir la producción hidrocarburífera en una fuente estructural de divisas para Argentina.
Por su parte, los mandatarios provinciales presentes destacaron la necesidad de integrar proyectos energéticos con infraestructura, empleo y proveedores locales. El vínculo con las pymes metalúrgicas aparece como clave para sostener la expansión, aportando equipamiento, logística y servicios especializados.
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A nivel macroeconómico, el desafío consiste en que el crecimiento exportador no opere como un circuito aislado de la economía nacional. La estrategia de YPF apunta a conectar el sector energético con el resto del aparato productivo, ampliando el efecto multiplicador sobre la industria y el empleo.
En cuanto a la premisa de Marín, la energía puede convertirse en una plataforma de desarrollo para el país. La meta de US$30.000 millones fija una referencia concreta hacia 2030, pero su cumplimiento dependerá de decisiones sobre producción, transporte, infraestructura y capacidad de proveedores.
Finalmente, la frase del CEO sintetiza el desafío: “El objetivo de YPF es un objetivo de país”. La meta exportadora será más que un número si logra arrastrar detrás suyo a una red de empresas, trabajadores y territorios capaces de transformar los recursos energéticos en desarrollo sostenido.
El crudo Medanito de Vaca Muerta consolidó un corredor logístico hacia Uruguay que ya funciona con la regularidad de una ruta permanente. La refinería de La Teja, operada por ANCAP, recibe cada vez más petróleo neuquino gracias a la renovación de su boya de amarre y a la ampliación de capacidad en Puerto Rosales, que duplicó su volumen de despacho a fines de 2025.
Los números muestran el salto: de 62.800 toneladas en 2023 a 240.000 en 2025, cuadruplicando el flujo en apenas tres años. Solo en junio de 2026 se embarcaron 200.000 toneladas, equivalentes a 1,5 millones de barriles. La cercanía geográfica y el ahorro en fletes transformaron a Uruguay en el socio más estable del Cono Sur.
La integración energética regional dejó de ser un proyecto en discusión para convertirse en un hecho operativo. El muelle offshore de Otamerica despacha entre 20 y 25 embarques mensuales, mientras la boya de José Ignacio recibe buques de hasta 150.000 toneladas.
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Pero el auge exportador convive con una tensión interna. YPF decidió extender los plazos de pago a proveedores de 45 a 75 días, trasladando sus problemas de caja hacia las pymes. El Centro de Economía Política Argentina (CEPA) advierte que esta medida obliga a financiar un mes adicional de sueldos, cargas fiscales y costos operativos sin respaldo de cobro.
El riesgo es claro: una red de servicios descapitalizada y debilitada podría no acompañar el ritmo de crecimiento que exhibe Vaca Muerta. Embargos y cadenas de incumplimientos comienzan a aparecer como síntomas de un modelo que privilegia el balance de la petrolera por encima de la salud del entramado productivo.
La paradoja es evidente: mientras el corredor exportador avanza con regularidad hacia Uruguay, las pymes proveedoras enfrentan dificultades crecientes en un marco económico hostil. El desafío para YPF será sostener la expansión sin erosionar la base de servicios que hace posible el boom neuquino.
El vocero presidencial, Adrian Ravier, remarcó la postura del gobierno nacional manifestada la semana pasada acerca de las sanciones previstas por Ley (26.659/2011) para las empresas que participen de la exploración y/o explotación de hidrocarburos en las Islas Malvinas anunciada por el consorcio británico-israelí, Rockhopper-Navitas, en el offshore Sea Lion, de la Cuenca Malvinas Norte.
Se refirió también a la decisión de iniciar la construcción de una Base Naval Integrada en Tierra del Fuego para aumentar capacidades en telecomunicaciones e inteligencia en ésa región estratégica del Atlantico Sur.
Ravier, expresó que “si no actuamos hoy con firmeza y celeridad, en pocos meses estas corporaciones tendrán la capacidad de apropiarse de las reservas del petróleo de nuestro mar. Permitir este avance sentaría un precedente peligroso, que podría facilitar que el Reino Unido profundice su usurpación y continúe explotando impunemente nuestros recursos estratégicos”.
“Ante esta amenaza, desplegamos todas las herramientas diplomáticas, económicas, judiciales y legales del Estado para defender nuestra soberanía”, señaló.
Y detalló que “en primer lugar, se firmó el decreto reglamentario 868 de 2026 para dar la máxima celeridad y coordinación a los procedimientos sancionatorios de la Ley 26.659”. A partir de este decreto, se nombra oficialmente al Ministerio de Relaciones Exteriores como autoridad de aplicación de la Ley referida, lo que permite concentrar las competencias administrativas y sancionatorias en el mismo ministerio que define la estrategia diplomática.
El funcionario destacó que además “se introduce una modificación al reglamento del RIGI a partir de la cual los representantes legales de los proyectos que adhieren al régimen deberán presentar una declaración jurada asegurando que ningún participante del proyecto viole la Ley 26.659”.
Y, por último, “se establece que todos los interesados en operar en el sector hidrocarburífero nacional deberán presentar una declaración jurada asegurando de forma expresa que ni ellos ni las personas humanas o jurídicas con participación directa o indirecta en sus empresas incurren o incurrirán en las conductas prohibidas por la Ley 26.659”.
Ravier leyó; “en síntesis, este decreto lleva a que quienes operen en nuestras islas a espaldas de nuestro Gobierno tenga que elegir: o una apuesta ilegal en aguas en disputa, o una operación rentable, segura y con reglas claras en el territorio continental de una Argentina soberana”.
Si se incurre en conductas prohibidas por la Ley 26.659 sancionaremos no solo a las operadoras, sino a sus accionistas, directores y proveedores, ratificó.
Ravier puntualizó en la conferencia habitual de los días martes en Casa Rosada que “en segundo lugar, mediante el DNU 867/2026 ampliaremos los recursos del Ministerio de Defensa, utilizando ingresos de capital que no afectan nuestra política de déficit cero. El fin prioritario será iniciar la construcción de la base naval integrada en Tierra del Fuego y aumentar nuestras capacidades en telecomunicaciones e inteligencia”.
“Esta base no tiene un carácter bélico, sino que funcionará como el polo logístico más importante del Atlántico Sur y servirá de apoyo operativo y científico para nuestra proyección geopolítica hacia la Antártida”, describió.
Preguntado que fue por los periodistas acreditados, Ravier sostuvo que “claramente el reclamo que todos pudieron escuchar en la cadena nacional es un reclamo pacífico, diplomático y no militar. No hay ningún conflicto bélico en este sentido”. Y también respondió “en relación con la base naval que se va a construir en Tierra del Fuego, es una base naval que se construye independientemente desde la Argentina. No hay ningún acuerdo con los Estados Unidos al respecto, ningún apoyo de ninguna índole”, aseveró.
Acerca de la “Defensa de la Soberanía Nacional”
Y también anunció que “En tercer lugar, se enviará al Congreso de la Nación, con carácter de urgencia, el proyecto de Ley de Defensa de la Soberanía Nacional. Esta ley va a endurecer las penas de la Ley 26.659. Se le prohíbe tanto al Estado argentino como al sector privado la celebración de contratos con compañías infractoras, proveedores y colaboradores”.
Ravier se explayó en su lectura detallando que “la ley habilitará el juicio en ausencia cuando corresponda, extenderá el alcance sancionatorio a otras actividades de explotación y creará el Consejo de Seguridad nacional”.
“Este consejo va a definir la política de seguridad nacional y va a velar por su aplicación transversal coordinando el trabajo de las áreas de Cancillería, Defensa, Inteligencia y Economía. Además, el proyecto también incluye un régimen de protección de infraestructuras críticas y un marco de protección aeroespacial y marítima”, describió.
El Vocero señaló además que “a estas medidas anunciadas por el Presidente, se le suma la denuncia penal presentada el día de ayer. El Canciller Pablo Quirno con el patrocinio del Procurador del Tesoro, Sebastián Amerio, presentó una denuncia penal contra las empresas que participan en la exploración y explotación ilegal de hidrocarburos en la Cuenca Malvinas Norte”.
“Nuestra respuesta judicial se complementa con una estrategia diplomática integral. La Cancillería ya ha enviado cerca de 180 notas de desaliento a empresas y a más de 29 países involucrados en estos proyectos ilegales. Hemos tejido alianzas y construido consensos regionales firmes, como el reciente comunicado conjunto con el Presidente de Chile, José Antonio Kast, que rechaza la extracción de recursos en las islas”, aseveró.
“Contamos con 18 resoluciones y declaraciones de foros internacionales que respaldan nuestro legítimo reclamo, incluyendo el Comité de Descolonización de las Naciones Unidas, la OEA, el Mercosur, la Celac, la Comunidad Iberoamericana y la Unión Europea”, recordó Ravier a modo de antecedentes del histórico reclamo planteado por sucesivos gobiernos.
Y destacó además que “en estos días también recibimos el apoyo de diversos participantes del sector energético. Las mayores empresas del mundo en provisión de equipos y tecnología petrolera emitieron comunicados de distanciamiento respecto al proyecto Sea Lion para evitar quedar alcanzadas por las inhabilitaciones del decreto 868 de 2026”.
“El mundo sabe que la Argentina está cambiando y que se encamina a ser un actor de peso en el concierto de las Naciones, una realidad que se refleja en hechos inéditos como la reevaluación de la postura histórica de los Estados Unidos respecto a las Malvinas”, enfatizó el funcionario, interpretando declaraciones del presidente Donald Trump.
Ravier casi reiteró un textual de Javier Milei en la cadena nacional de la semana pasada señalando que “Malvinas no pertenece a un gobierno ni a un partido ni a una facción de la política. Malvinas es una causa nacional. Por eso, repetimos el llamado a toda la dirigencia política, económica y social y a todos los sectores de nuestra sociedad civil. Podemos discutir muchos temas, pero ante Malvinas, debemos mostrar un frente unido ante el mundo”.
Resulta insoslayable ligar en lo discursivo estas declaraciones, con la expresada voluntad de Milei de reelegir en 2027.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, reveló el monto total de los RIGIs que presentará la compañía durante su presentación en el X Foro PyMEs Italia-América Latina 2026.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anticipó que la suma de los proyectos que la petrolera bajo control estatal presentará en los próximos meses ante el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) superará los US$ 150.000 millones. Esas iniciativas estarán vinculadas en particular a las distintas etapas de la plataforma exportadora Argentina LNG, que se encamina a su decisión final de inversión (FID).
Durante su exposición en el X Foro PyMEs Italia-América Latina 2026, realizado en el Palacio Libertad de la Ciudad de Buenos Aires y organizado por ADIMRA junto al Instituto Ítalo-Latinoamericano (IILA), el ejecutivo confirmó además que el proyecto de exportación gasífera sumará un tercer barco para elevar la capacidad de producción a 18 millones de toneladas anuales (MTPA).
El foro abrió con las intervenciones del presidente de ADIMRA, Elio Del Re, junto a autoridades italianas como Giorgio Silli (IILA) y Aurelio Regina (Confindustria). Asimismo, la agenda congregó a mandatarios clave para las inversiones estratégicas, como los gobernadores Rolando Figueroa (Neuquén) y Alberto Weretilneck (Río Negro) en el panel de energía, además de Carlos Sadir (Jujuy), Marcelo Orrego (San Juan) y Raúl Jalil (Catamarca) en el bloque minero.
El impacto del RIGI y la meta de producción hacia 2031
«Con los proyectos que vamos a presentar en los próximos meses alcanzaremos US$ 154.100 millones ingresados al RIGI, lo que va a permitir superar toda la producción histórica de YPF desde 1922 hasta la fecha«, afirmó Marín al analizar el impacto del esquema regulatorio en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta.
De concretarse en esos términos, la petrolera estará duplicando los RIGI hasta hoy presentados, que suman US$ 76.000 millones. El primero, por US$ 25.000 millones, corresponde al megaproyecto LLL Oil destinado a la ventana de petróleo no convencional, cuyo desarrollo proyecta la perforación de más de 1.100 pozos para alcanzar un pico de producción exportadora de 240.000 barriles diarios.
La segunda solicitud se enfoca en el segmento del gas natural licuado por un monto de US$ 51.000 millones, dedicado a la construcción del tren de licuación terrestre y las obras de infraestructura de transporte asociadas para viabilizar las exportaciones a escala global.
«El RIGI fue fundamental; sin este marco no hay GNL ni desarrollo pleno del petróleo, porque compensa el costo argentino o logístico por escala», remarcó en una jornada en la que se analizaron las condiciones y oportunidades de un salto de escala para las pymes proveedoras en las cadenas de valor de los hidrocarburos y la minería, entre otros sectores dinámicos de la economía.
Respecto a la magnitud de los montos a ingresar en el régimen de incentivos y las metas de producción de largo plazo, el directivo vinculó la masa de inversión con la escala operativa de la compañía: «Hoy YPF opera 400.000 barriles diarios de petróleo, y hacia 2031 proyectamos alcanzar un volumen consolidado de 2 millones de barriles diarios equivalentes entre petróleo y GNL«, anticipó.
Tercer barco para el Argentina LNG
«Estoy seguro de que vamos a firmar muy prontamente el tercer barco«, aseveró Marín. Con esta incorporación, el proyecto busca escalar hacia una capacidad total de 18 MTPA, es decir 24 MTPA considerando el del consorcio Southern Energy, una cifra que «ubicaría a la Argentina como el sexto exportador global de GNL, muy cerca de potencias consolidadas como Malasia».
El cronograma operativo inmediato, explicó Marín, contempla el despliegue de las primeras unidades flotantes a través del vehículo SESA, que comenzará a exportar a fines del año que viene con una capacidad inicial de 2,4 MTPA, para luego sumar un segundo buque de 3,6 MTPA a fines de 2028. Este esquema garantizará un piso de US$ 2.500 millones anuales en exportaciones, aun en escenarios de precios internacionales bajos.
Al respecto, el presidente de la compañía valoró el consorcio actual: «La decisión de YPF de trabajar junto a ENI y ADNOC fue extraordinaria porque nos complementamos perfectamente: ellos aportan su know-how como expertos en floating LNG y nosotros en el desarrollo no convencional, trabajando a la par en las obras de infraestructura».
Marín resaltó un círculo virtuoso de inversión y desarrollo gracias a la competitividad del recurso de Vaca Muerta, la transformación macroeconómica y el trabajo con el sector privado y las provincias.
La solidez técnica de la propuesta reside en el aprovechamiento de la ventana de wet gas (gas húmedo), lo que permite duplicar los ingresos mediante la extracción de líquidos asociados. La iniciativa contempla enviar al exterior 50 MMm³/d de gas natural junto a 100.000 barriles diarios de condensados —a los que se sumarán otros 100.000 barriles en fases de expansión—, generando divisas por un rango de US$ 10.000 a US$ 12.000 millones anuales durante dos décadas.
Para sostener esta estructura, YPF encabezará un project finance por US$ 29.000 millones a desembolsar en cuatro años, calificado por JPMorgan como el más grande en la historia de Latinoamérica, con miras a rubricar en Buenos Aires la Decisión Final de Inversión (FID) antes de fin de año.
En el plano ejecutivo, la compañía ya cerró la asignación de los cinco bloques acordados con ENI y tiene todos los contratos rubricados, a la espera de una última licitación para la provisión de tuberías. Asimismo, concluyeron las recepciones de ofertas para las instalaciones de procesamiento, incluida la planta principal cotizada entre US$ 8.000 y US$ 10.000 millones, cuyo adjudicatario se conocerá en las próximas semanas.
Este despliegue dará paso en 2027 a una etapa de construcción masiva en la cuenca y en la costa, que incluirá el trazado del gasoducto de SESA, una tubería de 48 pulgadas de diámetro (1,22 metros) sin precedentes en el país, un poliducto dedicado, una planta de separación en Neuquén cuatro veces superior a la mayor existente y una terminal rionegrina de 125 hectáreas.
El gobierno suma estrategias para financiar obras en las rutas de Vaca Muerta. Foto: Matías Subat.
El gobierno de Neuquén firmó este martes un acuerdo con petroleras de Vaca Muerta para la prefinanciación de rutas estratégicas en la zona de Añelo y Rincón de los Sauces. Se trata de un esquema hasta ahora inédito por el cual las empresas aportarán financiamiento por unos 154,5 millones de dólares, ampliables hasta en un 15%, a través de adelantos de regalías y canon extraordinario de producción.
El acuerdo lo firmó en Buenos Aires el gobernador Rolando Figueroa con la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y concluye casi siete meses de negociaciones. Ahora deberá pasar a la Legislatura para su ratificación.
Las operadoras que participarán del esquema, aunque con diferentes compromisos de inversión, son YPF, Vista, Pan American Energy, Chevron, Pluspetrol, Shell, Total Austral, Pampa Energía, Tecpetrol, Phoenix, Harbour Energy, Continental Resources, y GeoPark. El listado incluye dos más que cuando se firmó el primer MOU (memorándum de entendimiento, por sus siglas en inglés) a principios de año.
Una de las novedades de esta herramienta es que, a diferencia del esquema del fideicomiso que se acordó para la construcción del bypass de Añelo, aquí las operadoras no serán las encargadas de licitar y ejecutar las obras, sino la Provincia. En una suerte de inversión de roles, el gobierno deberá presentarles a las firmas la certificación de los avances para que las petroleras paguen los montos correspondientes.
La Provincia también elaborará los proyectos ejecutivos para licitar las obras y el acuerdo establece que todas deberán ser «proyectadas, diseñadas y ejecutadas», en la medida que sea factible, considerando el uso potencial de bitrenes y otros vehículos de gran capacidad de carga a lo largo de sus trazas.
El gobierno justificó que los planes de crecimiento de la industria en la zona de Vaca Muerta «requieren de la ejecución de ciertas obras de infraestructura vial en el corto y mediano plazo», así como de otras complementarias, especialmente en materia de repavimentación de rutas provinciales.
Cómo es el esquema de financiamiento
Por el acuerdo, las empresas prefinanciarán una serie de obras priorizadas por el gobierno provincial por hasta 154,5 millones de dólares, que podrá ampliarse hasta en un 15% adicional una vez concluidas las licitaciones.
Los aportes serán imputables a los pagos que deban abonar las operadoras por el producido de los hidrocarburos provenientes de áreas de las cuales sean titulares o respecto de las cuales deban abonar regalías o canon extraordinario de producción.
El convenio detalla que las empresas podrán deducir los aportes de forma automática contra el pago periódico de las regalías y/o canon, pero que esas deducciones tendrán un límite conjunto equivalente al 20% del monto total que corresponda en el mes. Es decir, el 80% restante de las regalías y/o canon extraordinario mensual deberá ser abonado «íntegramente» a la Provincia.
El acuerdo para prefinanciar rutas en Vaca Muerta lo firmó el gobierno de Neuquén con la CEPH.
Lo firmado por el gobierno de Rolando Figueroa y la CEPH también deja abierta la posibilidad de que parte de las obras se financien con los peajes a los que puedan estar obligadas las empresas por el uso de la infraestructura vial provincial. Este aspecto resulta, por ahora, menos probable en el corto plazo porque el gobierno aún no avanzó con su instalación en ninguna traza.
En cuanto a los montos que aportará cada compañía, se fijaron en 13 porcentajes para el primer año del acuerdo marco. Según pudo saber este medio, los mayores números recaerán sobre YPF, en primer lugar, seguido por Vista. Entre ambas alcanzarían alrededor de la mitad del financiamiento.
El resto de las empresas aportarían porcentajes de entre el 8% y el 0,3%.
Tanto el mecanismo para definir la distribución de los aportes como el esquema de adelanto de regalías fueron los puntos más discutidos en la negociación.
El acuerdo con las petroleras implicará que el repago de las obras, es decir, la devolución por parte de la Provincia, se haría recién en 30 meses. Figueroa había anticipado en marzo, cunado anunció el entendimiento, que sería en el momento en que se espera el «incremental» de regalías por los proyectos de exportación.
Las rutas que se financiarán
Como había anticipado EN/CLAVE, las obras a ejecutar con este acuerdo son cuatro.
Una es la pavimentación de la Ruta 8, desde el empalme de Ruta 6 hasta el Camino de la Tortuga. La Provincia ya está ejecutando con fondos propios el tramo de la Ruta 6 desde Rincón de los Sauces hasta esa intersección con Ruta 8, en la zona de Crucero Catriel, por lo que, además de sumar asfalto nuevo, se rehabilitará el que actualmente se encuentra deteriorado.
Esto permitirá conectar Neuquén capital con Rincón de los Sauces por pavimento, sin necesidad de pasar por Añelo.
Por otro lado, el convenio incluye 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, incluida una nueva intersección en el empalme de las rutas 7 y 8; y la repavimentación de la Ruta 7, en el tramo comprendido entre el límite con la provincia de Río Negro y el empalme con la Ruta 8.
En simultáneo a estas obras priorizadas, la Provincia informó que se encuentra ejecutando o ha finalizado con fondos propios el bypass de Añelo -rutas provinciales 7 y 17; la repavimentación de la Ruta 5 (entre las rutas provinciales 6 y 7); la repavimentación de la Ruta 6 (entre los empalmes con la 5 y la 8); la pavimentación y duplicación de la ruta provincial 67; y proyecta la duplicación de calzada en las rutas provinciales 7 y 51.
El acuerdo irá a la Legislatura
El acuerdo firmado hoy será rubricado mediante una ley provincial que será debatida en la Legislatura provincial, según confirmaron fuentes a EconoJournal. El objetivo es poder darle al convenio un marco jurídico que para la industria funcionaría como un respaldo legal que garantice tanto la ejecución de las rutas, como también el repago de las obras.
«Fue algo que propusimos a la provincia ya que consideramos que todo tiene que salir bajo un orden jurídico», explicó en reserva una fuente de la industria.
Al respecto de las negociaciones, participantes de las compañías involucradas comentaron que el acuerdo se gestó considerando las necesidades planteadas por la Provincia de Neuquén: «Todo se consensuó internamente (entre las operadoras). De esta forma, se determinó qué porcentaje de participación tendría cada una de las empresas teniendo en cuenta su acreaje y producción actual y la estimada a futuro», detallaron.
En relación a las diferencias de este convenio con el que permitió construir el Bypass de Añelo, fuentes al tanto de las negociaciones indicaron que esta vez se decidió que sea la provincia la encargada de ejecutar las rutas. «La operadora se tiene que encargar de producir petróleo y gas, no rutas», resaltaron.
La provincia del Neuquén firmó un acuerdo con la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) para la concreción de obras viales para la transitabilidad y el desarrollo de Vaca Muerta. La infraestructura será prefinanciada por las principales empresas operadoras.
El gobernador Rolando Figueroa suscribió el acuerdo marco en Buenos Aires con el presidente de la CEPH, Carlos Ormaechea, y los responsables de las compañías YPF; Pan American Energy; Chevron; Pluspetrol; Total Austral; Vista Oil & Gas; Pampa Energía; Wintershall; Shell; Phoenix Global Resources; GeoPark; Continental Resources y Tecpetrol.
Por el acuerdo, las empresas prefinanciarán una serie de obras priorizadas hasta 154,5 millones de dólares, que puede ser ampliable hasta en un 15 % adicional una vez concluidas las licitaciones, señaló el gobierno provincial.
Los aportes serán imputables a pagos que deban abonar por el producido de los hidrocarburos provenientes de áreas de las cuales sean titulares o respecto de las cuales deban abonar regalías, canon extraordinario de producción y/o peajes a los que puedan estar obligados por el uso de la infraestructura vial provincial. En simultáneo, la Provincia culminará con fondos propios o financiamiento de terceros, una serie de obras complementarias acordadas.
En el convenio, la Provincia se compromete a ejecutar tanto las obras priorizadas como las obras complementarias. Las empresas harán los aportes para prefinanciar los trabajos que forman parte del convenio y que implican cerca de 160 kilómetros de rutas.
La Provincia elaborará los proyectos ejecutivos necesarios para la posterior licitación de las obras. Todas las obras serán proyectadas, diseñadas y ejecutadas, en la medida que sea factible, considerando el uso potencial de bitrenes y demás vehículos de gran capacidad de carga a lo largo de sus trazas.
Tras la firma, Figueroa destacó que el acuerdo representa un “win-win” para la Provincia y las compañías, porque “se acelera la curva de concreción de las rutas que necesitamos en Neuquén” y también “las operadoras se benefician al poder transitar por rutas de asfalto”.
Explicó que “los recursos son de la provincia, porque es un anticipo de regalías y de futuros peajes” y remarcó que, de esta forma, se logra “volcar en obras” la monetización de los recursos que genera la actividad en Vaca Muerta. “El proceso de transformación de la provincia ya empezó”, señaló el gobernador.
Las empresas podrán deducir los aportes de forma automática contra el pago periódico de las regalías y/o canon extraordinario de producción que corresponda. Las deducciones tendrán un límite conjunto equivalente al 20 % del monto total de las regalías y/o canon extraordinario de producción correspondiente a cada período mensual. En consecuencia, el 80 % restante de las regalías y/o canon extraordinario de cada mes deberá ser abonado íntegramente a la Provincia.
“Hace mucho tiempo venía la infraestructura retrasada y la industria lo entendió”, dijo Figueroa y recordó que “atravesar Añelo le costaba a toda la industria 22 millones de dólares al año”. Destacó entonces que “todas las rutas de Vaca Muerta las paga la Provincia, pero con el financiamiento de las operadoras vía regalías anticipadas y peaje”.
“Todos esos kilómetros de ruta, que son alrededor de 160 contando repavimentación, nos van a permitir hacer un win-win con las empresas”, aseveró. “Tenemos que reactivar otros sectores de la economía y estoy seguro que lo vamos a lograr”, remarcó.
Los planes de crecimiento de la industria hidrocarburífera en la zona de Vaca Muerta requieren de la ejecución de ciertas obras de infraestructura vial en el corto y mediano plazo, así como la ejecución de otras obras viales complementarias especialmente en materia de repavimentación de rutas provinciales.
Obras priorizadas y complementarias
El detalle de las obras que prefinanciarán las empresas incluye la pavimentación de la ruta provincial N° 8, desde el empalme con la ruta provincial N° 6 hasta el “Camino de la Tortuga”; la pavimentación y repavimentación de la ruta provincial N° 51, entre los empalmes con la 8 y la provincial 17; la repavimentación de la ruta 8, entre los empalmes con la ruta N° 51 y la provincial N° 7, incluida una nueva intersección en el empalme de las rutas 7 y 8; y la repavimentación de la ruta 7, en el tramo comprendido entre el límite con la provincia de Río Negro y el empalme con la 8.
En simultáneo a estas obras priorizadas, la Provincia se encuentra ejecutando o ha finalizado con fondos propios el Bypass de Añelo – rutas provinciales N° 7 y 17; la repavimentación de la ruta provincial N°5 (entre las rutas provinciales 6 y 7); la repavimentación de la ruta provincial 6 (entre los empalmes con la 5 y la 8); la pavimentación y duplicación de la ruta provincial N°67 (entre los empalmes de la ruta nacional 22 y la provincial 51). Además, proyecta la duplicación de calzada en las rutas provinciales 7 y 51.
La Provincia y las empresas celebraron un Memorándum de Entendimiento el 10 de febrero de 2026 para sentar las bases de la negociación y los lineamientos para la potencial celebración de este acuerdo marco. El 29 de abril, la Provincia y las empresas suscribieron una adenda en la cual individualizaron cuáles son las obras de infraestructura prioritarias.
El encuentro realizado en San Miguel de Tucumán convocó a recuperar la planificación hídrica y energética. Sus conclusiones convergen con una agenda internacional que revaloriza la hidroelectricidad frente al cambio climático y los desafíos del desarrollo.
El XII Congreso Argentino de Presas y Aprovechamientos Multipropósito, realizado entre el 2 y el 5 de septiembre en San Miguel de Tucumán, destacó el papel estratégico de la hidroelectricidad en la transición energética y la necesidad de impulsar una planificación de largo plazo para la infraestructura hídrica.
Organizado por el Comité Argentino de Presas, el encuentro reunió a especialistas, profesionales, organismos, universidades y empresas. Durante cuatro jornadas se presentaron trabajos técnicos y científicos sobre planificación, construcción, rehabilitación y operación de obras hidráulicas, junto con cuestiones de seguridad, gestión del agua y sostenibilidad.
Los debates pusieron de relieve el aporte de la hidroelectricidad como fuente renovable y su capacidad para brindar potencia firme y flexibilidad a sistemas eléctricos con una participación creciente de energía solar y eólica.
Esta perspectiva converge con una agenda que gana espacio entre organismos internacionales. Un ejemplo es el enfoque sobre desarrollo hidroeléctrico presentado en 2026 por el Banco Mundial, que destaca la complementariedad de esta tecnología con otras fuentes renovables y su contribución a los sistemas energéticos del futuro.
Las conclusiones del encuentro quedaron plasmadas en la Declaración de Tucumán, aprobada al cierre del Congreso. El documento considera la regulación y el almacenamiento de agua una “prioridad estratégica ineludible” y plantea que Argentina y América Latina deben ampliar esa capacidad para garantizar el abastecimiento, reducir la vulnerabilidad ante sequías e inundaciones y “coprotagonizar la transición energética”.
La Declaración propone valorar los aprovechamientos multipropósito por el conjunto de sus beneficios: agua potable, riego, control de crecidas, generación renovable, almacenamiento energético y desarrollo territorial. También llama a “recuperar la capacidad de planificar y ejecutar”, incorporando desde el inicio criterios exigentes de seguridad, gestión del riesgo y sostenibilidad ambiental y social.
El documento advierte, además, que postergar decisiones puede significar energía renovable desaprovechada, mayor vulnerabilidad de los sistemas de generación y limitaciones para la producción.
Con una convocatoria a gobiernos, universidades, empresas, profesionales y sociedad civil, el Congreso planteó la necesidad de recuperar una agenda activa de aprovechamiento del agua: la infraestructura hídrica y energética necesaria para 2040 y 2050 debe comenzar a planificarse hoy.
MetroGAS y Fundación Bomberos de Argentina formalizaron un acuerdo para profundizar el trabajo conjunto, con el foco puesto en la capacitación y la preparación de las fuerzas de emergencia ante situaciones de crisis vinculadas al gas natural. El acuerdo consolida un trabajo que, desde 2023, ya capacitó a más de 800 integrantes de distintas asociaciones de la Ciudad y la provincia de Buenos Aires.
Las prácticas se desarrollan en un predio único en el país, que simula una ciudad diseñada para recrear escenarios de riesgo bajo condiciones estrictas de seguridad. El programa que lleva adelante MetroGAS contempla contenidos sobre la industria del gas, la identificación de combustibles y la lucha contra incendios, además de entrenamientos específicos sobre sistemas de evacuación de gases.
Las actividades combinan módulos teóricos con prácticas en escenarios simulados y, de este modo, los bomberos voluntarios que participan incorporan herramientas concretas para su actuación ante diferentes situaciones críticas.
El acuerdo fue firmado por el CEO de MetroGAS, Sebastián Mazzucchelli, y el presidente de Fundación Bomberos, Antonio Sette, en el Centro de Entrenamiento Técnico (CET) que la principal distribuidora de gas del país tiene en la localidad bonaerense de Llavallol, partido de Lomas de Zamora.
“La preparación y el entrenamiento son fundamentales para una respuesta más eficiente ante una emergencia. El trabajo articulado con quienes tienen la responsabilidad de intervenir en primera instancia nos permite la anticipación a situaciones críticas, el intercambio de conocimientos y la mejora en nuestra capacidad de respuesta”, señaló Mazzucchelli, tras la firma del convenio.
Por su parte, Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de MetroGAS, destacó el recorrido previo de la iniciativa: “La rúbrica de este acuerdo es la consolidación de un trabajo que, solo en los últimos tres años, alcanzó a más de 800 bomberos. El objetivo es la continuidad en el intercambio de saberes y herramientas con quienes tienen la responsabilidad de actuar frente a una emergencia, para que lo hagan de manera cada vez más segura y coordinada”.
A través de los ejercicios prácticos se entrenan técnicas de intervención ante escapes con y sin fuego y, para ello, se utilizan simuladores que reproducen situaciones complejas como fuego de trinchera, jet fire y escapes laterales.
“La capacitación es una herramienta fundamental de prevención. Esta formación a nuestro cuerpo de bomberos voluntarios se replica luego en la comunidad, las escuelas, los hogares, los comedores y los cuarteles. Con estas capacitaciones mejoran las condiciones para dar respuesta de manera rápida y segura, lo que significa un paso adelante para nuestra comunidad”, destacó Antonio Sette, presidente de Fundación Bomberos de Argentina, una organización sin fines de lucro que trabaja por las 1.100 Asociaciones de Bomberos Voluntarios y 29 Federaciones Provinciales.
La alianza entre MetroGAS con la entidad permitirá la continuidad de estas iniciativas y robustece una red de colaboración que combina el conocimiento técnico, el entrenamiento y la articulación institucional. De esta manera, el acuerdo marco entre ambas instituciones no constituye un punto de partida, sino la formalización de una trayectoria de trabajo.
Acerca de MetroGAS
Constituida en 1992, MetroGAS es líder en el sector de distribución de gas natural. Por la cantidad de Clientes que posee -2.250.000 aproximadamente- es la tercera distribuidora del continente sudamericano. Abarca una superficie de 2.150 km2, comprende las redes de distribución de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de los siguientes partidos del Gran Buenos Aires: Avellaneda, Lanús, Lomas de Zamora, Quilmes, Berazategui, Almirante Brown, Florencio Varela, Esteban Echeverría, Ezeiza, Presidente Perón y San Vicente.
Ante el aumento de los reclamos de usuarios bonaerenses por fuertes subas en las facturas de electricidad, el Organismo de Control de la Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA) profundizó las auditorías comerciales sobre las distribuidoras y difundió una serie de recomendaciones para quienes detecten posibles errores de facturación.
La medida del organismo se da en medio de un nuevo incremento de hasta el 2,4% que habilitó el Gobierno bonaerense para septiembre y de la administración nacional para el Área Metropolitana.
La Gerencia de Control de Concesiones de OCEBA lleva adelante desde hace varias semanas controles en distintas zonas de la provincia donde se concentra la mayor cantidad de reclamos por incrementos en los montos de las facturas. La tarea apunta a determinar si los importes cobrados responden efectivamente al consumo registrado o si existen errores que deben ser corregidos.
En los últimos días, personal del organismo realizó controles en la Costa Atlántica y posteriormente se trasladó al municipio de Campana, donde se verificaron denuncias formales relacionadas con posibles inconsistencias en las facturas eléctricas.
Según explicó OCEBA, en cada caso se analiza el historial de consumo del usuario, se verifica su correspondencia con los registros de medición y se controla el comportamiento y el cumplimiento de las obligaciones por parte de las empresas distribuidoras.
Qué hacer si llega una factura de luz con un aumento excesivo
Frente a una factura cuyo monto resulte desmedido o no guarde relación con el consumo habitual, OCEBA estableció un procedimiento que los usuarios deben seguir antes de recurrir al organismo de control.
El primer paso es realizar el reclamo ante la distribuidora eléctrica correspondiente, de acuerdo con el área de concesión en la que se encuentre el domicilio. Si la empresa no resuelve el reclamo de manera satisfactoria, el usuario puede recurrir a OCEBA y presentar allí la denuncia. En ese caso, es importante conservar y dejar constancia de la respuesta que haya dado la distribuidora.
El organismo provincial remarcó que la intervención permite revisar la facturación y determinar si el importe reclamado fue calculado correctamente. Cuando se verifica que una factura fue emitida de manera incorrecta, OCEBA puede disponer las medidas necesarias para evitar el cobro de los montos que no correspondan y exigir a la distribuidora que realice las correcciones y refacturaciones necesarias.
Además, ante la detección de incumplimientos, el organismo puede aplicar las sanciones correspondientes a las empresas distribuidoras.
Reclamos online las 24 horas
Para facilitar el trámite, OCEBA cuenta con el Formulario Único de Reclamos (FUR), una herramienta disponible online las 24 horas para que los usuarios puedan realizar sus presentaciones.
El Ministerio de Economía suspendió temporalmente la desinversión obligatoria de YPF en Metrogas tras acordarse su venta a Edenor, mediante la Resolución 1469/2026, publicada este martes en el Boletín Oficial.
La medida desactiva las normas del ex ENARGAS que forzaban a la petrolera estatal a desprenderse de sus acciones de manera urgente. La decisión responde tanto a las modificaciones estructurales del mercado gasífero como a la reciente venta total de estas acciones a la distribuidora eléctrica Edenor por US$780 millones de dólares.
De esta manera, se frena una disputa regulatoria de una década. La controversia se remonta a 2012, cuando YPF adquirió el control indirecto de Metrogas a través de la compra de participaciones en Gas Argentino S.A. y Metroenergía S.A. Aunque dicha operación fue inicialmente avalada por el ente regulador y la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia, el escenario cambió en 2016.
En ese año, el ex ENARGAS emitió una nota ordenando a Metrogas presentar un plan de adecuación para ajustarse a las restricciones del artículo 34 de la Ley 24.076. Dicha normativa prohíbe que los productores de gas tengan una participación controlante en distribuidoras, con el fin de evitar “acuerdos preferenciales” que puedan encarecer el precio de las tarifas que se trasladan a los usuarios finales por medio del mecanismo de pass-through.
YPF recurrió administrativamente esta orden argumentando la irrazonabilidad de los plazos. Si bien la petrolera intentó avanzar en un proceso de venta a través del Citibank, la inestabilidad macroeconómica desatada en 2018 frustró la operación.
En la nueva resolución de la cartera económica se concluye que los motivos que dieron origen a la exigencia de desinversión obligatoria han devenido “abstractos e insustanciales”. De acuerdo con los considerandos de la medida, el mercado de gas natural en la Argentina se encuentra estructurado bajo el Plan Gas.Ar.
Este régimen regula los volúmenes, la asignación de compradores y los precios a través de subastas y concursos públicos controlados por la Secretaría de Energía, eliminando la posibilidad de negociaciones libres o de pactos preferenciales entre YPF y Metrogas.
El texto oficial detalló que el Plan Gas.Ar representa aproximadamente el 68% de la producción promedio nacional de gas entre enero de 2024 y marzo de 2026. Asimismo, expuso que en los informes técnicos oficiales se constató que durante los años 2024 y 2025 Metrogas no realizó compras a YPF fuera de este esquema regulado o de forma spot.
Economía remarcó además que una ejecución intempestiva de la orden de venta podría poner en riesgo la esencialidad, continuidad y universalidad del servicio público de distribución de gas, afectando directamente “el bienestar general y los derechos humanos fundamentales de la población”.
El argumento decisivo que convalidó la suspensión de los efectos de las viejas intimaciones es que YPF ya ha completado de manera exitosa el proceso de venta de sus activos, tras acordar con Edenor la transferencia de la totalidad de su participación.
La suspensión de la orden de desinversión obligatoria se mantendrá vigente hasta el 31 de diciembre de 2028, cuando finaliza el Plan Gas.Ar, o bien hasta que se perfeccione el procedimiento de desinversión privado en curso a favor de Edenor, adoptando como límite temporal “lo que ocurra primero”.
Veinte entidades vinculadas a la agroindustria, la producción y los biocombustibles solicitaron al Senado de la Nación el “urgente tratamiento” y la aprobación del nuevo Marco Regulatorio de Biocombustibles, que recibió despacho favorable la semana pasada en las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y de Presupuesto y Hacienda.
La carta dirigida a los senadores nacionales fue firmada por bolsas de cereales y comercio, cámaras empresarias, organizaciones de productores y representantes de las cadenas del maíz, la caña de azúcar y los biocombustibles. En ella, las entidades instaron a avanzar con el proyecto correspondiente al expediente S-809/26 y sus iniciativas relacionadas, destacando que “nos dirigimos a ustedes en representación de las instituciones y cámaras abajo firmantes con el propósito de instar el urgente tratamiento y la aprobación parlamentaria del dictamen favorable”.
Según las organizaciones, el texto aprobado en comisión constituye un proyecto legislativo clave para el desarrollo socioeconómico, energético, industrial y ambiental del país. Consideraron que representa un “avance significativo” al modernizar la normativa vigente e introducir modificaciones sustanciales.
Entre los principales puntos destacados, mencionaron el aumento progresivo de los porcentajes de mezcla obligatoria de biocombustibles. El dictamen unificó siete proyectos y propone que el corte de biodiésel se mantenga inicialmente en 7,5% para luego subir al 10% a los 12 meses de sancionada la ley. En el caso del bioetanol, la mezcla obligatoria pasaría del 12% actual al 15% en el mismo período.
Además, el proyecto contempla un esquema de transición para las pymes de biodiésel no integradas hasta finales de 2035 y fomenta la competencia entre empresas integradas y no integradas, abriendo así una porción creciente del mercado.
Las entidades también resaltaron el impacto ambiental y energético del nuevo régimen, señalando que “consolida el rol de los biocombustibles como una herramienta efectiva para la descarbonización del transporte, alineando al país con los estándares internacionales de mitigación del cambio climático y transición energética”.
En cuanto a la calidad de los combustibles, destacaron que la mayor integración de biocombustibles mejora el octanaje y las propiedades técnicas de las mezclas comercializadas en el mercado interno.
El proyecto además abre oportunidades para el desarrollo tecnológico y la innovación, con perspectivas de crecimiento a partir de un mercado libre que incluye autos flex, kits y estaciones de servicio de etanol, además de cortes provinciales mayores en bioetanol y biodiésel y una previsibilidad de inversiones a 15 años. También se mencionan nuevos productos como el SAF y el biocombustible marítimo.
En términos económicos, las organizaciones indicaron que el régimen promueve un mercado competitivo que protege el bolsillo del consumidor, fomenta la inversión, genera empleo federal y agrega valor en origen.
Finalmente, las entidades firmantes solicitaron al Senado que otorgue pronto tratamiento en el recinto para la sanción definitiva del dictamen.
El Gobierno anunció este lunes que presentará una denuncia penal contra cinco empresas vinculadas con la exploración y explotación de hidrocarburos en las Islas Malvinas. La presentación estará a cargo del canciller, Pablo Quirno, con el patrocinio letrado del procurador del Tesoro de la Nación, Sebastián Amerio.
La presentación judicial alcanzará a las compañías Navitas Petroleum Development & Production Ltd., Navitas Petroleum Atlantic United, Navitas Petroleum LP, JHI Associates Inc. y Eco (Atlantic) Oil & Gas Ltd, según un comunicado dado a conocer por la Oficina del Presidente.
El Ejecutivo señaló que Navitas Petroleum Development & Production, Navitas Petroleum Atlantic United y JHI Associates cuentan presuntamente con licencias otorgadas por el Reino Unido para la exploración y/o explotación de hidrocarburos en la Cuenca Malvinas Norte. Para la
La denuncia alcanza a los accionistas Navitas Petroleum LP y Eco (Atlantic) Oil & Gas Ltd y se dirige, además, contra los directores, gerentes, síndicos, miembros de consejos de vigilancia, administradores, mandatarios, representantes o autorizados que hubieran intervenido en los hechos investigados.
“La presentación de esta denuncia constituye una acción concreta para proteger los recursos naturales y velar por la soberanía de la República Argentina sobre las islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur y los espacios marítimos e insulares correspondientes”, señaló la Oficina del Presidente.
El gobierno nacional indicó que continuará con las investigaciones y las acciones que considere necesarias ante actos que, según su posición, vulneren los derechos soberanos de la Argentina.
En paralelo, Javier Milei firmó una instrucción presidencial dirigida al ministro de Economía, Luis Caputo, para que se priorice, durante la elaboración del proyecto de Presupuesto Nacional 2027, el desarrollo de la Base Naval Integrada y de otros proyectos estratégicos destinados a la seguridad nacional y la protección de los intereses soberanos.
El proyecto de Presupuesto 2027 deberá ser remitido al Congreso el próximo 15 de septiembre.
El jueves pasado, Milei anunció por cadena nacional una serie de medidas para reforzar el reclamo de soberanía de la Argentina sobre las Islas Malvinas y frenar el proyecto de explotación petrolífera offshore de Sea Lion.
Entre las iniciativas, confirmó la construcción de una Base Naval Integrada en Tierra del Fuego, el envío al Congreso de un Proyecto de Ley de Defensa de la Soberanía Nacional y el endurecimiento de las sanciones a empresas extranjeras que operan sin autorización argentina en el archipiélago.
El impuesto a los combustibles se convirtió en el tributo que más creció en términos reales durante la gestión de Javier Milei, pero ese incremento no tuvo como correlato una recuperación de la inversión vial.
Según un informe del Instituto Argentina Grande (IAG), la carga impositiva sobre las naftas aumentó 240% real desde noviembre de 2023, mientras que la Dirección Nacional de Vialidad (DNV) ejecutó apenas el 32,7% de los recursos recaudados por el gravamen con asignación específica para ese destino.
El contraste adquiere mayor dimensión cuando se observa la evolución nominal. Desde el comienzo de la actual gestión, el impuesto a los combustibles líquidos (ICL) aumentó 1.387%, frente a una inflación acumulada de 329%. Descontado el efecto de los precios, la presión tributaria sobre la nafta más que se triplicó.
El resultado también modificó el peso del impuesto dentro del precio final. En noviembre de 2023, los tributos representaban el 8,9% del valor de la nafta. En agosto de 2026 llegaron al 20,1%. Sobre un litro de nafta súper de $2.045 en la Ciudad de Buenos Aires, $411 corresponden a impuestos.
La contracara aparece en el precio real del combustible. A valores constantes de agosto de 2026, el litro de nafta costaba $1.333 en noviembre de 2023 y contenía apenas $120 correspondientes al impuesto. Desde entonces, el precio real del combustible aumentó 53,4%, con una incidencia significativa del incremento del componente tributario.
El incremento impositivo aumentó el aporte de las naftas a las cuentas públicas. De hecho, el impuesto a los combustibles es el tributo cuya recaudación real más creció en comparación con el año 2023, acumulando una suba del 91% en términos reales en el período de enero a agosto.
Solo los Derechos de Exportación acompañaron este crecimiento (+3,9%), favorecidos por la baja base que dejó la sequía histórica del 2023. En contraste, otros tributos clave como la recaudación de la seguridad social sufrieron caídas notorias a raíz de la pérdida de puestos de trabajo registrado.
Sin embargo, el informe advierte una profunda contradicción en el uso de estos recursos específicos. Pese a que el presidente Javier Milei sostuvo de manera pública que “una ruta en buen estado salva tantas vidas como un auto seguro”, las inversiones reales van en sentido opuesto.
Entre enero y agosto de 2026, los ingresos reales por el impuesto de asignación específica destinado a vialidad aumentaron un 91,2% real frente a 2023. En simultáneo, el gasto real devengado por la Dirección Nacional de Vialidad (DNV) sufrió un recorte del 82,3% en comparación con igual período de 2023.
En términos agregados, de todos los fondos recaudados por el impuesto que corresponden a Vialidad, la DNV ejecutó tan solo el 32,7%. En la práctica, el gasto de Vialidad por todo concepto, incluyendo recursos de créditos externos y transferencias del Tesoro Nacional, terminó siendo incluso inferior a la suma teórica que le correspondía por asignación específica del impuesto a los combustibles.
En paralelo, el consumo de nafta en los primeros siete meses de 2026 acumuló una caída del 5,26% en comparación con el mismo período de 2023, lo que equivale a una pérdida neta de 314 millones de litros de combustible volcados al mercado local. En relación al año pasado, el descenso en las ventas alcanza el 1,84%, según el reporte basado en estadísticas de la Secretaría de Energía.
La baja de ventas afectó a todas las provincias del país aunque la caída no es homogénea. Mientras que las provincias menos afectadas fueron Buenos Aires y Neuquén, el impacto más severo se localizó en las zonas de frontera. Misiones encabeza el retroceso con un derrumbe del 32,48% en el consumo, seguida por Formosa con una baja del 26,26%.
El informe del IAG explica que este fuerte retroceso en los distritos limítrofes responde a que el precio local de la nafta aumentó por encima del valor que tiene en los países vecinos, anulando la conveniencia que solía atraer la demanda fronteriza y provocando un desplome de las ventas de estos combustibles.
El consorcio integrado por YPF, Eni y XRG (ADNOC) lanzó la licitación para adquirir las tuberías de dos gasoductos de 48 pulgadas y un poliducto de 24 pulgadas, parte del megaproyecto Argentina LNG. La compulsa, valuada en alrededor de USD 2.000 millones, marca un hito clave hacia la decisión final de inversión (FID) del proyecto de exportación de gas de Vaca Muerta.
En Houston, durante el encuentro Shale in Argentina, Horacio Marín confirmó el lanzamiento de la licitación, interpretada en la industria como un paso irreversible por la magnitud de la inversión en caños.
La iniciativa contempla la participación de fabricantes locales e internacionales. En Argentina estará Tenaris, mientras que a nivel global se esperan ofertas de Welspun (India), Vallourec (Francia), JFE Steel (Japón), US Steel (EE.UU.), además de compañías chinas y surcoreanas.
El pliego circula desde hace diez días y la primera etapa incluye consultas técnicas de los oferentes. Las ofertas económicas se presentarán a mediados o fines de octubre, con adjudicación prevista para noviembre o principios de diciembre.
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El proyecto Argentina LNG demandará una inversión total de USD 14.000 millones, estructurada mediante un project finance sin antecedentes en la región. Bancos internacionales como JPMorgan y Santander trabajan en el cierre financiero, que sería el mayor de la historia de América Latina.
La magnitud del financiamiento se explica por el contexto internacional: la crisis en Irán afectó las exportaciones de GNL de Qatar y obligó a compradores europeos a buscar alternativas. En paralelo, el alineamiento del gobierno argentino con la administración de Donald Trump es visto como un paraguas geopolítico favorable para atraer capital.
De concretarse, Argentina LNG se convertirá en el primer proyecto de exportación de GNL a gran escala en el país, abriendo una nueva etapa para el gas de Vaca Muerta y posicionando a Argentina como proveedor estratégico en el mercado global.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, firmó en Buenos Aires un acuerdo histórico con las principales operadoras de Vaca Muerta para financiar más de 1000 kilómetros de rutas y un plan integral de agua mediante el anticipo de regalías provinciales. La iniciativa busca mejorar la logística hidrocarburífera y garantizar infraestructura hídrica clave para el desarrollo productivo de la provincia.
El entendimiento fue alcanzado con las compañías nucleadas en la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), entre ellas YPF, Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Shell, Total, Vista, Pluspetrol, Tecpetrol, Phoenix Global Resources, Harbour Energy, Wintershall Dea, Geopark y Continental Resources.
Según Figueroa, el mecanismo constituye un “win-win”: los fondos provienen de regalías anticipadas y se vuelcan en obras que benefician tanto a la provincia como a las operadoras, que podrán transitar por rutas asfaltadas en el corazón de Vaca Muerta.
Las primeras obras incluyen la pavimentación y repavimentación de la ruta provincial 8, trabajos complementarios en la ruta 6 en Rincón de los Sauces, mejoras en la ruta 51 entre las rutas 8 y 17, repavimentación de la ruta 8 entre las rutas 51 y 7, y obras sobre la ruta 7 desde el límite con Río Negro hasta el empalme con la ruta 8.
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El acuerdo también contempla un capítulo central vinculado al agua. Neuquén ejecuta actualmente una inversión cercana a USD 200 millones en gestión hídrica y un plan de agua potable por USD 42 millones para Neuquén capital, Plottier, Centenario y Vista Alegre, que incluye nuevas plantas de tratamiento.
Figueroa vinculó la política hídrica con la expansión agroindustrial, mencionando el Corredor del Viento para ampliar la superficie bajo riego y las obras de pretratamiento de líquidos en Plaza Huincul y Zapala. “Tenemos que ser un Neuquén productor, productor de calidad”, afirmó.
El mandatario destacó además el interés internacional detectado en su reciente gira por Washington y Houston, donde inversores se mostraron sorprendidos por la planificación provincial. “Estamos construyendo el Neuquén del mañana”, aseguró, diferenciando su modelo de desarrollo de experiencias donde el oil & gas no dejó infraestructura ni beneficios sociales.
Con este acuerdo, Neuquén apuesta a un esquema de largo plazo que integra rutas, agua, vivienda, gas e infraestructura urbana, consolidando la sustentabilidad social y productiva de la provincia.
Podio eólico de junio 2026, según el Informe de Generación Renovable Variable de Cammesa.
Es habitual escuchar que la Patagonia tiene «los mejores vientos del mundo». Si bien desde lo técnico no es una expresión tan acertada, la productividad en generación eólica que brindan parques chubutenses, entre otros, es muy alta: el último año, la administradora mayorista del mercado eléctrico, Cammesa, puso en un podio a un complejo del sur de esa provincia por tener un rendimiento de hasta un 80 por ciento. La causa tiende a ser tecnológica, propia de los aerogeneradores, pero también topográfica y específica de la calidad, densidad y persistencia del viento.
Roberto Jones es Licenciado en Geografía, profesor universitario de Climatología y durante años fue parte del Centro Regional de Energía Eólica de la Provincia de Chubut: «Desde una perspectiva técnica nunca nos gustó que se dijera que los patagónicos son los mejores vientos del mundo. Hay algo de marketing en todo esto. Pero sí son vientos excelentes”, afirmó a EconoJournal.
Existe una combinación específica de variables, que no es la misma en todos los sitios de la Patagonia. En el sur de Chubut, Jones describe «una combinación de calidad de viento, densidad y persistencia y una topografía muy adecuada, una pampa sin obstáculos, muy buena para producir energía eólica. A partir de agosto y hasta marzo los vientos del oeste son muy buenos, luego bajan un poco en invierno. La calidad de las máquinas también cuenta. Es una sumatoria de condiciones ideales”.
Últimos podios ventosos
En sus podios, Cammesa calcula el factor de carga sobre la energía posible a generar, es decir, la energía que el parque efectivamente generó más la que se dejó de generar por restricciones de red: en diciembre de 2025, Manantiales Behr, de YPF Luz, registró así un factor de carga de 80,2%. Pero no fue un mes aislado: en los últimos cinco informes, el podio eólico del país quedó siempre en manos de parques patagónicos, con nombres que rotaron. Manantiales Behr, Kosten, Garayalde, Bicentenario y Loma Blanca I, II y III.
Estos últimos, en el norte de la provincia de Chubut, propiedad de Goldwind, tienen los últimos podios de factores de carga a junio 2026. “Ahí el viento es otro, menos intenso, pero más persistente y constante. Eso favorece el factor de carga, porque hay un viento constante más horas en el día y más días en el año; aunque sea menor la velocidad, el porcentaje de horas en el año en que la máquina es capaz de generar a plena cargase cumple”, aclara Jones.
Para tomar dimensión de lo alto que están estos podios patagónicos: el factor de carga eólico promedio mundial a 2024 rondó el 35%, según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).
Parque eólico Loma Blanca III, en Chubut, hizo podio con un factor de carga de 67,8% en junio 2026, según Cammesa. Foto: web Goldwind.
Vientos del oeste
Detrás de esa persistencia hay una explicación de escala global. Jones dice que la región está bajo la influencia de los vientos del oeste que se originan en el Pacífico, con un núcleo cercano a la Isla de Pascua: el carácter marcadamente oceánico del hemisferio sur sostiene esa dirección de viento de forma muy estable.
Y está la estacionalidad: los vientos pierden algo de intensidad en el invierno austral y la recuperan en verano, a medida que los cinturones de alta y baja presión se desplazan con las estaciones. “Si se mira el promedio anual, los vientos patagónicos son mucho más marcados en una época del año y más tranquilos en otra. Tiene que ver con la circulación global del viento”, precisa Jones.
De ahí que los factores de carga difieran de una estación a otra y que parques eólicos con podios muy altos luego exhiban promedios de indicadores más moderados.
Jones es cauto respecto a cuánto se sabe realmente sobre por qué esta zona muestra tan altos factores de capacidad. «No conozco estudios al respecto», dice sobre el fenómeno de los factores de carga elevados: lo describe como algo observado, casi anecdótico, sin una investigación sistemática detrás, «es una linda perspectiva para investigar».
Y agrega: “Muchas veces se dicen cosas que no son; es cierto que Patagonia tiene muy buenos vientos, pero si ves los de Costa Rica, donde hay presencia de vientos alisios con comportamiento monzónico, que rotan su dirección en unos 180 grados entre una estación y la otra con muy buenas velocidades, ahí las máquinas trabajan todo el tiempo e incluso tienen sobrecalentamiento, porque no paran. Esos sí son los mejores vientos del mundo”.
Sobre la producción de energía con el recurso eólico patagónico, Jones destaca la interrupción en capacidad de transporte: “El incremento en potencia instalado en la provincia de Chubut se ha detenido por la estrangulación a partir de Puerto Madryn, donde la capacidad de transporte quedó colmada en 2022 o 2023”.
El megaproyecto Vaca Muerta Sur (VMOS), que construyen ocho de las principales petroleras del país, avanza hacia su tramo final y prepara su primera emisión de deuda en el mercado local. La compañía proyecta colocar una Obligación Negociable (ON) por USD 150 millones, ampliable hasta USD 200 millones, como parte de la estructura financiera de una obra valuada en USD 3.300 millones.
La iniciativa conectará la formación neuquina con una nueva terminal de exportación sobre el Golfo San Matías, en Río Negro, y ya alcanzó un avance físico del 80% y económico del 68%. El oleoducto de casi 600 kilómetros permitirá multiplicar la capacidad de exportación de crudo argentino.
Según la presentación a inversores, el bono tendrá un plazo de 4 años, amortización íntegra al vencimiento y pagos de intereses semestrales. Estará denominado en dólares MEP, con tasa fija a definir en la licitación, y cuenta con calificación AAA de FIX. El monto mínimo de suscripción será de USD 100. La empresa realizará un roadshow la próxima semana.
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La colocación local es sólo una parte de la estructura financiera. VMOS prevé cubrir aproximadamente USD 2.000 millones con deuda internacional, USD 1.000 millones mediante aportes de accionistas y otros USD 300 millones con deuda local o préstamos bancarios. A agosto, ya se habían desembolsado USD 1.628 millones de la línea internacional y los accionistas habían aportado USD 698 millones.
Del costo total, alrededor de USD 2.977 millones corresponden directamente a inversiones de capital: USD 1.510 millones para el oleoducto y USD 1.466 millones para las terminales. El resto se destinará al pago de intereses durante la construcción, impuestos y una reserva de caja.
VMOS está integrado por YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Chevron, Shell y Tecpetrol. Se espera que el proyecto inicie operaciones en el primer semestre de 2027 con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, que escalará a 390.000 b/d y luego a 550.000 b/d hacia fines de 2027.
La presentación revela además que la sociedad ya contempla una ampliación posterior que llevaría la capacidad hasta 700.000 b/d en 2029, consolidando a la Argentina como exportador relevante de crudo.
Con esta emisión, VMOS busca diversificar sus fuentes de financiamiento y sumar al mercado local a un proyecto que redefine la infraestructura energética del país.
El gobernador neuquino, Rolando Figueroa, cerró su gira por Washington y Houston con compromisos de financiamiento internacional y el anuncio de una segunda ronda de licitaciones de áreas hidrocarburíferas. La visita posicionó a Neuquén como uno de los polos más atractivos para la inversión shale en Argentina.
En sus encuentros, Figueroa presentó el Plan Exploratorio Neuquén y subrayó el potencial de Vaca Muerta como motor de desarrollo energético y social. Se reunió con organismos multilaterales como el Banco Mundial y el BID, que manifestaron interés en financiar infraestructura vial y urbana vinculada al crecimiento hidrocarburífero.
También mantuvo reuniones con Continental Resources, encabezada por Harold Hamm, y con autoridades del Departamento de Estado de EE.UU., quienes analizaron oportunidades de inversión en la Cuenca Neuquina. La presencia de YPF y de la Secretaría de Energía y Minería reforzó la institucionalidad del proyecto.
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El mandatario destacó que el modelo neuquino busca monetizar el subsuelo con parámetros objetivos y volcar los ingresos en obras de infraestructura. “Estamos construyendo el Neuquén del mañana, con rutas, agua, vivienda y servicios que acompañen el desarrollo energético”, afirmó.
La segunda ronda de licitaciones de áreas hidrocarburíferas se lanzará en las próximas semanas, ampliando la participación de empresas internacionales y consolidando la provincia como destino de inversión.
La estrategia provincial apunta a integrar producción de petróleo y gas con infraestructura social, evitando el modelo extractivo sin beneficios duraderos. “No queremos que cuando termine el oil & gas quede tierra arrasada; queremos un Neuquén sustentable”, remarcó Figueroa.
Con esta gira, Neuquén se posiciona en el radar de inversores globales y busca asegurar financiamiento para proyectos de largo plazo que conecten energía, infraestructura y desarrollo social.
La minería argentina enfrenta el desafío de garantizar disponibilidad y continuidad operativa en entornos extremos, con faenas ubicadas a más de 4.000 metros de altura y sometidas a temperaturas severas. En ese contexto, YPF presentó Diesel 10 Minero, un combustible especialmente diseñado para responder a las exigencias de la actividad.
El producto posee ultra bajo contenido de azufre, no contiene biocomponentes y fue formulado para asegurar desempeño confiable en condiciones de alta montaña. Su lanzamiento responde a una necesidad concreta de la industria: contar con combustibles adaptados a operaciones donde la productividad depende de la continuidad energética.
La estrategia de YPF no se limita al combustible. Con una participación superior al 90% en el mercado minero, la compañía consolida una propuesta integral que combina logística especializada, productos energéticos, asistencia técnica y soluciones de infraestructura.
Un componente clave es la nueva base logística en San Antonio de los Cobres, inaugurada en septiembre. Ubicada a 4.000 msnm, incluye una estación modular, una planta de suministro y un patio logístico para equipos e insumos. Este complejo fortalece la capacidad de abastecimiento en la Puna salteña y aporta eficiencia a los proyectos mineros de la región.
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La propuesta se complementa con YPF Luz, que aporta contratos de abastecimiento eléctrico, generación on-site y desarrollo de líneas de alta tensión. Con una capacidad instalada de 3,8 GW en ocho provincias, la empresa ofrece energía confiable y adaptada a las necesidades de cada operación minera.
Por su parte, YPF Gas integra suministro de GLP, infraestructura y soporte técnico especializado, con presencia operativa en General Güemes. Su experiencia en proyectos de gran escala permite acompañar a la industria con esquemas energéticos diseñados para garantizar continuidad y seguridad en entornos remotos.
El paquete de soluciones se completa con el Servicio Técnico YPF, que aporta lubricantes, refrigerantes, urea automotriz y herramientas de mantenimiento predictivo. A través de sistemas como AUCTOR, la compañía ayuda a anticipar fallas, optimizar intervalos de mantenimiento y reducir costos operativos.
La visión de YPF es clara: posicionarse como socio estratégico de la minería argentina, integrando combustibles, logística, electricidad, gas y asistencia técnica bajo una misma propuesta de valor.
La provincia de Mendoza dio un paso clave en el desarrollo de Vaca Muerta con el proyecto piloto de la UTE Quintana Energy–TSB en el área Cañadón Amarillo. La inversión comprometida asciende a USD 44 millones y ya se completó una campaña de sísmica 3D sobre 202,5 km², la primera realizada en el territorio desde 2017.
El gobernador Alfredo Cornejo, acompañado por los ministros Jimena Latorre y Natalio Mema, recibió a representantes de la UTE junto con más de treinta firmas del Clúster de Proveedores para la Minería y la Energía de Cuyo (CProMEC). El encuentro permitió que empresas locales conocieran de primera mano las próximas etapas del proyecto y los bienes y servicios que demandará la operación.
Según la operadora, los resultados de la sísmica habilitan la perforación de dos pozos piloto, que podrían concretarse en los próximos meses, adelantando el cronograma inicial. La estrategia busca incorporar proveedores mendocinos desde las primeras instancias, generando un entramado productivo capaz de integrarse a la cadena de valor no convencional.
Las áreas fueron adjudicadas en el marco del Proyecto Andes de YPF, y el Gobierno de Mendoza prorrogó por diez años tres de las seis concesiones involucradas. El paquete de compromisos incluye además un proyecto de almacenamiento subterráneo de gas en El Portón y la continuidad de la explotación convencional.
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Durante su intervención, Cornejo destacó que la provincia tomó decisiones orientadas a reconfigurar la actividad hidrocarburífera convencional y generar condiciones para avanzar en el desarrollo no convencional. “Estamos haciendo una gran apuesta. Hemos ampliado los plazos de las concesiones y tomado decisiones cuyos resultados quizás no se vean durante mi gobierno, pero sí en el crecimiento de estas empresas y en el desarrollo de Mendoza”, afirmó.
El empresario Claudio Urcera, presidente de TSB SA, asumió el compromiso de facilitar la vinculación entre proveedores mendocinos y el entramado neuquino. “Nos comprometimos a trabajar con empresas mendocinas y darles prioridad. También queremos contribuir a abrir el mercado neuquino para que exista una relación más sencilla, fluida y posible entre los proveedores de ambas provincias”, señaló.
Por su parte, el vicepresidente de CProMEC, Julio Totero, subrayó que las empresas locales buscan acceder a las contrataciones a partir de su competitividad, experiencia y calidad, sin recurrir a mecanismos obligatorios de compre local.
Con esta iniciativa, Mendoza se posiciona como un nuevo actor en el desarrollo de Vaca Muerta, integrando inversión, exploración y proveedores locales en una estrategia de largo plazo.
El despliegue de los ductos plásticos reforzados permite tendidos de hasta 3.000 metros diarios sin soldaduras ni maquinaria pesada.
El desarrollo de la infraestructura no convencional en Vaca Muerta comenzó a incorporar alternativas de ingeniería local para optimizar los tiempos de montaje y reducir los costos de mantenimiento por degradación del material. En ese escenario, la compañía neuquina Zoxi desplegó una línea de producción de cañerías flexibles —reinforced enrollables, según la descripción que realizan en la empresa— que compiten en aplicaciones clave con el acero tradicional, un segmento en el que hoy se posiciona como el único fabricante nacional y sudamericano con esta oferta tecnológica.
Con 25 años de trayectoria en el sector, Zoxi inició su actividad enfocada en el desarrollo de soluciones anticorrosivas para la industria del petróleo y del gas. Tras sumar certificación ISO 9001 en el 2000 y habilitar plantas operativas en la Patagonia, la firma concretó en 2018 el montaje de una unidad industrial específica en la localidad pampeana de 25 de Mayo dedicada a la extrusión de termoplásticos de alta resistencia, cuyas primeras unidades salieron al mercado en 2020.
El producto, denominado Z-FleX, consiste en una cañería de polietileno modificado que incorpora un refuerzo estructural de fibra de aramida (Kevlar). Esta combinación otorga al ducto una resistencia mecánica equivalente a la del metal pero elimina por completo los efectos del óxido y los agentes corrosivos presentes en los fluidos de producción, un problema histórico que genera millonarias erogaciones anuales en reparación y recambio de tuberías.
En términos operativos, los tubos flexibles se producen en diámetros de 2, 3, 4 y 6 pulgadas, soportan presiones operativas de hasta 4.000 PSI y toleran temperaturas de trabajo de hasta 130°C. Asimismo, presentan una vida útil estimada en 25 años y cuentan con la acreditación bajo la norma API-15S emitida por el American Petroleum Institute, la especificación técnica internacional que regula la utilización de tuberías plásticas reforzadas en la industria petrolera.
El reemplazo del acero en ductos de petróleo , gas y fluidos
Una de las principales ventajas operativas radica en el proceso de logística e instalación en campo. Al ser despachados en bobinas y carreteles de gran longitud, los conductos permiten realizar tendidos de hasta 3.000 metros diarios, reduciendo la necesidad de uniones soldadas, el uso de maquinaria pesada y el número de horas hombre en locación, factores que aceleran la puesta en marcha de los bloques productivos en la formación Vaca Muerta.
Para sostener el estándar del proceso de fabricación, la firma trabaja con insumos provistos por compañías globales como Dow y DuPont, y dispone en la Patagonia del laboratorio propio Z-TEC, dedicado al ensayo e investigación de polímeros. La planta de 25 de Mayo demandó desembolsos de capital por cerca de US$ 30 millones y funciona de manera continua en esquemas de 24 horas durante seis días a la semana.
La demanda de esta tecnología responde a la necesidad del sector de acompañar el incremento proyectado en los volúmenes de extracción de crudo y gas natural. En un contexto en el que estimaciones sectoriales señalan que las inversiones en obras de transporte ascenderán a entre US$ 15.000 y US$ 20.000 millones, la ampliación de los tendidos secundarios de recolección en boca de pozo permite evitar cuellos de botella.
Un camión de Zoxi traslada e instala carreteles de la cañería flexible Z-FleX en un yacimiento de la cuenca neuquina.
La nómina de clientes de la proveedora patagónica abarca a operadoras y empresas de servicios que actúan en los yacimientos locales, entre las que figuran YPF, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Pluspetrol, Vista Energy, TotalEnergies, Phoenix Global Resources, PECOM, PETSA y Oldelval. Apoyada en este nivel de actividad, la empresa opera con una plantilla inferior a los 200 empleados, prevé una facturación cercana a los US$ 70 millones para los próximos doce meses y proyecta un margen de rentabilidad operativa (EBITDA) en torno al 30%.
En forma paralela a la actividad en hidrocarburos, la compañía prevé utilizar la capacidad técnica de coextrusión desarrollada para sus cañerías con el objetivo de responder a la demanda de proyectos en la industria minera. Los requerimientos de transporte de fluidos severos en yacimientos de cobre y litio constituyen un mercado de diversificación para los tubos termoplásticos, en el marco del proceso de reactivación que atraviesan los proyectos metalíferos en las provincias cordilleranas.
Las principales compañías internacionales de servicios petroleros que operan en la Argentina confirmaron que no participan en el proyecto Sea Lion en torno a las Islas Malvinas. Tras la postura inicial de SLB, ahora se sumaron Halliburton, Baker Hughes y DLS Archer, que descartaron de manera explícita cualquier tipo de vínculo contractual o técnico con las operaciones offshore en la cuenca Malvinas Norte.
El alineamiento responde al endurecimiento normativo dispuesto por el Poder Ejecutivo mediante el Decreto 868/2026, que agilizó la aplicación de las sanciones previstas en la Ley 26.659. La medida establece un trámite sumario de solo 10 días hábiles para resolver inhabilitaciones de 5 a 20 años, la caducidad de concesiones y la obligación de presentar una declaración jurada de cumplimiento soberano para obtener permisos de la Ley de Hidrocarburos.
De la misma manera, el decreto condiciona el acceso a los beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios del RIGI, alcance que abarca tanto a los titulares de los proyectos como a toda su cadena societaria. El objetivo oficial es bloquear el desarrollo petrolero en las Islas Malvinas y comprometer a las multinacionales que operan en Vaca Muerta para dejar sin proveedores al offshore en el Atlántico Sur.
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Las multinacionales de servicios petroleros SLB, Halliburton y Baker Hughes conforman el Big Three global de la industria, dominando la provisión de tecnología de ingeniería, fractura hidráulica y perforación dirigida. Por su parte, DLS Archer se posiciona como contratista de perforación y completación en el mercado local e internacional.
Halliburton Argentina formalizó una declaración en la que ratificó que “respeta la soberanía de la República Argentina” y reafirmó su “compromiso con el desarrollo responsable del sector energético del país”. Baker Hughes y DLS Archer enviaron presentaciones similares, aclarando que “no participan ni tienen previsto participar en procesos de licitación para proyectos hidrocarburíferos en las Islas Malvinas” y que sus actividades locales se ajustan estrictamente al marco legal vigente.
Con la salida de los principales jugadores globales de equipos, perforación y tecnología de pozos, el desarrollo hidrocarburífero impulsado por las británicas Rockhopper Exploration y la israelí Navitas Petroleum enfrenta una barrera crítica de logística y proveedores calificados.
El presidente Javier Milei anunció que incrementará la presión sobre las petroleras extranjeras que pretendan iniciar la explotación en las Islas Malvinas. La reacción oficial pone el foco en el proyecto Sea Lion, ubicado a 220 kilómetros al norte del archipiélago, y traslada a la Cancillería el rol de autoridad de aplicación de la Ley 26.659.
El acuerdo estratégico alcanzado entre Estados Unidos e Irán provocó un desplome inmediato en el precio internacional del petróleo. La sobreoferta generada y el reordenamiento de los mercados internacionales abrieron el debate sobre si esta baja se trasladará a los combustibles en las estaciones de servicio argentinas.
La raíz del movimiento está en la diplomacia internacional: la reactivación de los canales comerciales entre Washington y Teherán alivió tensiones en una de las zonas de mayor producción de hidrocarburos del planeta. Como respuesta, los mercados globales reaccionaron con un marcado abaratamiento del crudo.
Para Argentina, que busca consolidar un esquema de precios alineado a valores internacionales, una caída de esta magnitud representa en teoría una presión a la baja en los costos de refinación de las petroleras locales. Sin embargo, especialistas advierten que la estructura de costos internos no responde de manera automática a los vaivenes externos.
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Entre los factores que explican la demora en reflejar las bajas internacionales en los surtidores locales se destacan el desfasaje cambiario y la inflación, que elevan los costos de distribución y salarios; las actualizaciones impositivas pendientes, que funcionan como un piso de recaudación; y el retraso acumulado en precios de boca de expendio, que las refinadoras utilizan para equilibrar sus balanzas comerciales.
Por el momento, las pizarras de las estaciones de servicio se mantienen estables. El desplome del petróleo en el mundo ya es un hecho consolidado, pero el interrogante sobre cuándo y cómo se traducirá en una rebaja para los consumidores argentinos sigue supeditado a la agenda económica y regulatoria de los próximos meses.
El ministro de Relaciones Exteriores, Pablo Quirno, presentó una denuncia penal contra cinco empresas petroleras por realizar actividades ilegales de exploración y explotación de hidrocarburos en el offshore las Islas Malvinas.
Las empresas denunciadas son: Navitas Petroleum Development & Production Ltd., Navitas Petroleum Atlantic United, Navitas Petroleum LP, JHI Associates Inc. y Eco (Atlantic) Oil & Gas Ltd.
La presentación cuenta con el respaldo legal del procurador del Tesoro de la Nación, Sebastián Amerio y se denunció la violación de la Ley 26.659 (2011) , por operar con licencias ilegítimas otorgadas por el Reino Unido en la plataforma continental argentina. y la presentación cuenta con el respaldo legal del procurador del Tesoro de la Nación, Sebastián Amerio.
Según un comunicado emitido por la Oficina del Presidente, la acción penal no solo alcanza a las corporaciones, sino también a “todos los directores, gerentes, síndicos, miembros del consejo de vigilancia, administradores, mandatarios, representantes o autorizados que hubiesen intervenido en el hecho punible”.
La Cancillería entonces inició procedimientos sancionatorios contra 45 personas físicas y jurídicas vinculadas, y se prevé excluir a estas compañías de proyectos en Vaca Muerta. Además, Javier Milei instruyó priorizar fondos para la Base Naval Integrada en el Presupuesto 2027.
El texto argumenta que los recursos en disputa forman parte inalienable del patrimonio local: “La presentación de esta denuncia constituye una acción concreta para proteger los recursos naturales y velar por la soberanía de la República Argentina sobre las islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur y los espacios marítimos e insulares correspondientes, por ser parte integrante del territorio nacional”.
El desarrollo de ésta denuncia será analizado en la reunión de gabinete prevista para el martes 9 en Casa Rosada.
Con una inversión multimillonaria y la primera producción prevista para 2028, el proyecto Sea Lion avanza hacia la explotación petrolera al norte de las Malvinas mientras el Gobierno argentino endurece las sanciones contra las empresas involucradas. Pero detrás del renovado discurso soberanista de Javier Milei se abre una disputa más compleja: la posibilidad de utilizar la presión diplomática, financiera y logística para elevar los costos de Navitas y Rockhopper. Hoy como ayer, el papel de Chile y de Punta Arenas como eventual centro de abastecimiento se perfila como una de las piezas clave de la estrategia argentina en una ecuación que puede determinar la rentabilidad —y, en un escenario extremo, la viabilidad— del proyecto anglo-israelí
Navitas Petroleum y Rockhopper Exploration anunciaron el impulso del proyecto Sea Lion, desarrollo offshore ubicado a unos 220 kilómetros al norte de las Islas Malvinas, en la Cuenca Malvinas Norte. La primera, de origen israelí, actúa como operadora del proyecto con una participación del 65%, mientras que la británica Rockhopper —descubridora del yacimiento en 2010— controla el 35% restante. Tras más de una década de estudios, ambas compañías tomaron en diciembre de 2025 la decisión final de inversión para desarrollar la Fase 1 del proyecto, que contempla una inversión de US$ 1.800 millones hasta la primera producción, US$ 2.100 hasta concluir la Fase 1 y un total de US$ 3.900 millones para completar la explotación proyectada a 30 años.
El yacimiento contaría con reservas probadas y probables de 314 millones de barriles y recursos recuperables auditados de unos 500 millones. La producción inicial está estimada en 55.000 barriles diarios, los que serán extraídos mediante la unidad flotante FPSO Aoka Mizu, a la que se sumará una segunda unidad, la OSX-1, adquirida en agosto de 2026 por US$ 125 millones. La operadora sostiene que los trabajos de perforación comenzarán a principios de 2027 y que el primer crudo de la Fase 1 está programado para el primer semestre de 2028, operando bajo licencias otorgadas por el gobierno kelper con el respaldo del Reino Unido.
Obviamente, por encontrarse en aguas disputadas con la Argentina, el gobierno de Javier Milei, a regañadientes anunció medidas sancionatorias contra las empresas que provean o participen del proyecto.
Mi amigo Bibi
La relación de Javier Milei con Benjamín Netanyahu puede convertirse en la pieza más incómoda en el tablero del conflicto. Milei pidió a países “amigos” no ignorar actividades lesivas para la soberanía argentina, mientras su gobierno sostiene que el diferendo no afecta la relación bilateral con Israel y que mantiene comunicación permanente con las autoridades israelíes.
Esta dualidad es especialmente sensible porque Milei viene cultivando un vínculo político estrecho con Netanyahu, y el desarrollo de Sea Lion —cuyo operador y propietario del 65% es la israelí Navitas Petroleum (cotiza en Tel Aviv), mientras el 35% restante es de la británica Rockhopper— coloca al Presidente en una posición incómoda.
Según Reuters, entre los principales inversores de Rockhopper figuran también los fondos israelíes Noked Capital, Brosh Funds e ION Fund Management, por lo que el capital israelí está presente en ambas partes de la estructura.
Aunque el estado de Israel no es accionista directo de Navitas, la compañía está sometida a la Israel Securities Authority, cotiza en Tel Aviv y mantiene relaciones regulatorias, fiscales, financieras e institucionales con el Estado israelí, llegando a presentar sus comunicaciones societarias simultáneamente ante la autoridad de valores y la bolsa.
La pregunta es ¿hasta qué punto Milei usará su relación con Netanyahu para hacer valer la posición argentina?. Si Netanyahu responde favorablemente, la alianza con Israel será un activo soberano; si Israel se mantiene al margen y Navitas sigue operando normalmente, sus adversarios argumentarán que la cercanía con Netanyahu no logró frenar una actividad que el gobierno considera ilegal.
El dato que añade relevancia es que Sea Lion ya superó la Final Investment Decision, Navitas controla el 65% y el desarrollo ya está en marcha y el primer crudo está previsto para marzo de 2028, por lo que ya no es una posibilidad remota sino una realidad operativa que plantea a Milei un dilema de difícil resolución.
Medidas
Mientras tanto, la credibilidad de Javier Milei se desploma y crece el escepticismo entre la ciudadanía, fundamentalmente por los antecedentes del Presidente, por sus propias contradicciones y el evidente oportunismo político que lo motivan.
Quien atesorara un retrato de Margaret Thatcher en su despacho presidencial y la definiera como “una de las grandes líderes de la historia de la humanidad” —la misma que durante el conflicto por Malvinas ordenó hundir el crucero Gral. Belgrano para evitar continuar con las conversaciones de paz—, ejecuta ahora un giro de 180 grados para abrazar el popular reclamo soberano mediante anuncios de sanción a las empresas que operen en el archipiélago.
La comunidad internacional no tardó en señalar la incongruencia: el propio ex primer ministro británico Boris Johnson lo describió como “anglófilo y admirador de Thatcher”, asegurando no creer “ni por un segundo” que el mandatario argentino busque una confrontación real con el Reino Unido.
El timing de esta cruzada soberanista no es casual. Navitas y Rockhopper, desafiaron abiertamente las sanciones argentinas y ratificaron que el proyecto Sea Lion seguirá adelante sin “efectos materiales”, evidenciando la ineficacia de las medidas anunciadas. Mientras tanto, la administración Milei atraviesa su peor momento de popularidad: la imagen positiva cayó a niveles que rondan el 30% mientras la desaprobación ronda el 56% al 70%, con una caída sostenida que los analistas atribuyen al deterioro económico y al descontento social. La pérdida de 241.000 empleos privados formalesentre fines de 2023 y mayo de 2026 y la inflación que se proyecta en torno al 30% anual completan un cuadro de gestión que genera opiniones negativas.
La ofensiva argentina
A pesar de la falta de credibilidad, el Gobierno argentino desplegó una estrategia en varios frentes, concebida expresamente para elevar ese punto de equilibrio entre los costos de producción de crudo y el precio del mercado internacional, desglosado en tres grandes frentes:
Régimen sancionatorio y exclusión del RIGI. El Decreto 868/2026 reglamenta la Ley 26.659 y amplía su alcance a accionistas, directores y proveedores, al tiempo que excluye del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) a todas aquellas empresas vinculadas a la explotación no autorizada en Malvinas. Esta disposición persigue un objetivo estratégico: forzar a los contratistas y suministradores a elegir entre operar en el archipiélago o acceder a los megaproyectos de Vaca Muerta y demás iniciativas estratégicas en territorio continental argentino.
Proceso sancionatorio y notificaciones diplomáticas. El Ejecutivo abrió un procedimiento formal contra 45 personas y empresas, y ha cursado notificaciones a otras 180 firmas con sede en 29 países, incluyendo bancos de la talla de HSBC y destacadas aseguradoras internacionales. Esta suerte de “guerra logística” genera un clima de incertidumbre que se traduce, en el plano financiero, en un encarecimiento del crédito estimado entre 200 y 500 puntos básicos adicionales por concepto de prima de riesgo geopolítico, además de provocar la reticencia de proveedores globales a comprometerse con el proyecto.
Medidas de disuasión militar y portuaria. La reactivación de la Base Naval Integrada en Tierra del Fuego y la reforma de las leyes provinciales para bloquear el uso de puertos argentinos constituyen señales inequívocas que elevan el riesgo percibido por los inversores, introduciendo un factor de tensión adicional en la ecuación económica del proyecto.
Los números
Navitas Petroleum y Rockhopper Exploration, publican inversiones de capital (CAPEX) y los costos operativos (OPEX), pues ambas cotizan en Bolsa. Ambos indicadores determinan —en principio— la viabilidad económica de un emprendimiento offshore de tal envergadura.
Tomando la información pública disponible, que proviene en su mayoría de reportes de ambas empresas además de análisis sectoriales publicados entre 2025 y 2026, el CAPEX informado asciende a US$ 1.800 millones para alcanzar la primera producción —first oil— y a US$ 2.100 millones para la finalización completa de la denominada Fase 1, montos que incluyen contingencias y costos financieros. Los principales rubros que componen el CAPEX se resumen en el siguiente cuadro:
Rubro
Estimación
Perforación y terminación de pozos (drilling & completions)
20‑25 % del CAPEX total
Equipos y sistemas de control submarinos (subsea equipment)
10‑15 % del CAPEX (US$ 210‑315 millones)
Adquisición de la plataforma FPSO (buque de producción, almacenamiento y descarga)
Aprox. US$ 125 millones (antes de actualizaciones)
Pedidos de equipos de larga entrega e ingeniería
Incluidos en los US$ 1.800 millones
Cabe destacar que el costo de perforación puede ser significativo: en estimaciones anteriores, la perforación de dieciocho pozos se presupuestó en US$ 1.200 millones, lo que evidencia el peso de esta partida dentro del desembolso total.
Por su parte, los gastos operativos —OPEX— se circunscriben a costos directos a nivel de proyecto, que incluyen los cánones de arrendamiento de la FPSO, así como los costos fijos y variables asociados a su operación: mantenimiento, personal, consumibles y demás erogaciones recurrentes. Estos costos se expresan comúnmente por barril producido, conforme a la siguiente tabla:
Indicador
Valor
OPEX por barril (vida del campo)
US$ 17 /bbl
OPEX por barril (con FPSO arrendada)
US$ 20,10 /bbl
Costo total por barril (CAPEX + OPEX)
US$ 25 /bbl
Estas cifras reflejan la estructura de costos de un proyecto offshore remoto, donde el arrendamiento y la operación de la FPSO representan una parte relevante del OPEX. No obstante, es preciso advertir que en la información publicada por Navitas y Rockhopper no se contabilizan los costos logísticos, es decir, ni el flete de la producción desde la plataforma hacia el mercado —ya sea Malvinas u otro destino— ni tampoco los costos logísticos asociados al transporte de insumos, bienes y servicios que la producción requiere. Esta omisión introduce un factor de incertidumbre que, de no ser debidamente considerado, podría subestimar el costo real por barril y, con ello, la verdadera rentabilidad del proyecto en su conjunto.
¿Y la logística?
Los gastos logísticos (tanto de capital como operativos) son un componente estructural y de gran magnitud en cualquier explotación off shore, pero con mayor incidencia en Sea Lion, por la complejidad política que encierra.
Los números no se encuentran desagregados en los montos del CAPEX ni del OPEX y para este caso en particular, deberían estarlo. La lejanía geográfica, la ausencia de infraestructura fija en tierra y la necesidad de una cadena de suministro marítima dedicada desde Punta Arenas (punto de cálculo) hacen que la logística sea uno de los principales motores del sobrecosto frente a proyectos en aguas más accesibles o en tierra firme.
Para obtener cifras más precisas, sería necesario acceder a los desgloses internos de Navitas Petroleum o Rockhopper Exploration, que no son de públicos.
No obstante, es posible hacer un cálculo somero. Los rubros logísticos que integran Sea Lion se distribuyen entre las partidas de inversión de capital y los costos operativos recurrentes, abarcando desde el transporte de insumos y personal hasta la infraestructura portuaria y los servicios de agenciamiento.
En el ámbito del CAPEX, es decir, de los desembolsos de capital, se deben contemplar en primer término los buques de apoyo y suministro —conocidos como offshore supply vessels—, embarcaciones destinadas al transporte de materiales, repuestos, caños, equipos de perforación y consumibles diversos, que son conducidos desde los puertos de abastecimiento hasta la plataforma flotante FPSO.
Asimismo, debe preverse también la infraestructura portuaria y de almacenamiento en tierra, en caso de que se desarrolle, pues si bien el proyecto opera íntegramente en el mar, resulta imprescindible contar con instalaciones logísticas en los puertos de aprovisionamiento —¿será Punta Arenas, Chile?— para concentrar y acondicionar los insumos previamente al embarque.
También se deben incluir los sistemas de carga, descarga y transferencia offshore, denominados offloading systems, consistentes en equipos especializados para trasvasar el crudo desde la FPSO hacia los buques tanque o shuttle tankers.
Dentro de este capítulo, los helicópteros y las bases de apoyo, que garantizan el traslado de personal y carga liviana hacia y desde las instalaciones emplazadas en alta mar, son un punto de extrema importancia.
Al OPEX se añade el mantenimiento y la operación de la flota de apoyo, que comprende el suministro de combustible, la remuneración de las tripulaciones, la contratación de seguros y las reparaciones de los buques de suministro. La logística de personal constituye otro rubro esencial, abarcando el transporte de los trabajadores en sus rotaciones, tanto por vía aérea como marítima, así como el alojamiento en tierra y demás atenciones asociadas al desplazamiento y estancia del personal.
Además, debe sumarse el almacenamiento y la gestión de inventarios en los puertos de abastecimiento, junto con los servicios de agenciamiento marítimo y aduanero en los puertos de escala, necesarios para el despacho de mercancías y el cumplimiento de las normativas vigentes en cada jurisdicción. No existen cifras desagregadas públicamente para los rubros logísticos específicos.
El Breakeven
El punto de equilibrio del proyecto Sea Lion no constituye una cifra inamovible, sino una magnitud sensible que fluctúa en estricta correspondencia con la intensidad y el alcance de las acciones políticas que el Gobierno argentino eventualmente decida instrumentar.
Según Navitas y Rockhopper, la base de cálculo es de ~US$ 25 por barril para la vida útil del campo y cada medida de presión adoptada por el Gobierno argentino, introduce un incremento que puede reducir la rentabilidad a niveles que pondrían a prueba la viabilidad del proyecto. Como dijimos, perforar un pozo offshore en el entorno de Malvinas exige un desembolso de entre US$ 70 y 140 millones. Como referencia un pozo horizontal en Vaca Muerta puede oscilar entre US$ 10‑20 millones. La lejanía del continente, la complejidad de la logística marítima y la propia condición de zona en disputa colocan al proyecto en un umbral de rentabilidad intrínsecamente estrecho, donde cada nueva presión política se amplifica con un efecto multiplicador.
La reacción del mercado
Desde los anuncios del gobierno argentino, la respuesta de los mercados financieros fue elocuente y no admite equívocos: las acciones de Navitas Petroleum y Rockhopper Exploration se desplomaron hasta un 10% en las bolsas de Tel Aviv y Londres inmediatamente después del anuncio del paquete de medidas. No obstante, las operadoras insisten en que las sanciones no tendrán “efectos materiales” sobre el cronograma del proyecto y mantienen inalterable su compromiso con la fecha de primera producción, fijada para marzo de 2028.
Como salvaguarda ante la creciente incertidumbre, contrataron una póliza de seguro contra riesgos políticos por la suma de US$ 1.000millones, un blindaje que busca proteger la inversión frente a eventuales acciones unilaterales o perturbaciones extraordinarias.
Negación de área
En el ámbito estratégico y geopolítico, la negación de área trasciende lo puramente militar e incorpora herramientas diplomáticas, económicas y legales, erigiéndose como una estrategia asimétrica mediante la cual Estados más débiles buscan contrarrestar la superioridad de grandes potencias, valiéndose de acuerdos regionales que niegan el uso de infraestructura, puertos o espacio aéreo para encarecer y complicar los despliegues del adversario, aplicándose en todos los dominios de la guerra moderna —marítimo, aéreo, terrestre, espacial y ciberespacio—, de modo que cualquier incursión en un área de interés resulte prohibitivamente costosa.
Este mecanismo que, aplicado al caso de Sea Lion, explica el objetivo último de las medidas argentinas: elevar el costo logístico y financiero del proyecto y desalentrlo hasta hacerlo inviable.
Si la ofensiva se limita a un pulso diplomático en el que Chile continúa actuando como puerto de abastecimiento, el proyecto lograría sobrevivir con un breakeven ajustado, aunque más vulnerable.
Si, por el contrario, Argentina logra materializar un cerco logístico efectivo que aísle por completo a las islas de los puertos sudamericanos, el umbral de rentabilidad se eleva hasta niveles que ponen en seria duda la viabilidad económica de la extracción en la cuenca norte del archipiélago, transformando el ejercicio de optimización financiera en una cuestión de supervivencia operativa. Por tanto, la viabilidad del proyecto dependerá -en un alto porcentaje- del respaldo chileno.
Si nos preguntásemos sobre los efectos en los costos de producción de una eventual denegación de acceso a los países sudamericanos —Argentina, Brasil, Uruguay, Paraguay y Chile—, la respuesta resulta compleja e indefectiblemente se bifurca en dos escenarios nítidamente diferenciados, porque la coyuntura actual no refleja un rechazo unánime, sino una potencial y aguda confrontación diplomática cuyo curso y desenlace es absolutamente incierto.
El escenario opone, fundamentalmente, a Argentina contra Chile que se perfila como el principal proveedor del proyecto y polo logístico clave. El alcalde de Punta Arenas impulsa activamente la ciudad como principal centro de abastecimiento, arguyendo que la distancia marítima entre su ciudad y Montevideo es la mitad, al tiempo que la naviera chilena Easter Island Naviera (EIL) negocia una ruta marítima mensual regular.
Si bien fuentes argentinas sostienen que el gobierno chileno respalda su posición, la dinámica comercial revela una realidad distinta. De hecho el alcalde de Punta Arenas declara públicamente que el intercambio con las islas podría ascender a unos US$ 20 millones anuales. Una cifra nada despreciable para cualquier ciudad sureña.
Cualquier acción por parte del Gobierno argentino en este sentido, implicaría un movimiento diplomático y de la Defensa que marcaria un giro de ciento ochenta grados en la actual política exterior de la Argentina.
Escenarios
Ensayar el impacto económico en distintos escenarios posibles ante una eventual denegación de acceso a puertos sudamericanos para el proyecto Sea Lion, es un ejercicio estratégico y económico para nada ocioso. Como señalamos previamente y partiendo de una línea de base en la que el breakeven se ubica en ~US$ 25 por barril, es un escenario posible si Punta Arenas se consolida como hub logístico.
Pero si la Argentina lograra un bloqueo total de los buques con bandera de Malvinas y/o con flete destinado a Sea Lion o a la explotación en esa área, el escenario sería totalmente negativo para Navitas. En caso de imposibilidad de operar en el continente americano, la ruta de abastecimiento debería desviarse hacia Sudáfrica o el Reino Unido, agregando entre 3.500 y 6.000 millas náuticas adicionales, lo que elevaría los fletes marítimos entre un 200% y un 300%, alargando el tránsito de suministros de unos 3 días desde Punta Arenas a 15 días mínimo con Ciudad del Cabo.
Ello exigiría inversiones no presupuestadas en almacenamiento intermedio en las islas, con un incremento estimado del OPEX de +US$ 5 a 10 por barril y un posible aumento del CAPEX de US$ 200 a 500 millones.
El nuevo punto de equilibrio se desplazaría así a un rango de US$ 32‑38 por barril o más, lo que torna el proyecto marginalmente viable solo con Brent por encima de US$ 38, y económicamente inviable si el crudo cae por debajo de US$ 30. El retraso en la primera producción se cifraría en 12 a 24 meses, trasladando la fecha estimada a 2029‑2030, con un costo adicional por demora de US$ 100 a 200 millones anuales en intereses y costos fijos, a lo que se suma un encarecimiento del financiamiento de entre 200 y 500 puntos básicos por la prima de riesgo geopolítico.
Antecedentes
A pesar del “cul de sac” en el que se encuentra Javier Milei, nada indica que la Argentina vaya a quedarse de brazos cruzados. Las cifras de popularidad del presidente, en casi todos segmentos está en franco declive. Por lo cabe esperar algo más que un DNU y las notas enviadas a 180 empresas vinculadas el negocio energético en general y a Vaca Muerta en particular.
Cabe recordar que en noviembre de 2010, la Argentina logró persuadir a los otros once países miembros de la Unión de Naciones Sudamericanas (Unasur) para que acordaran bloquear el acceso a los veinticinco buques que enarbolaban la bandera de las Islas Malvinas, medida que se vio reforzada en diciembre de 2011, cuando los países del Mercosur y sus Estados asociados —entre los cuales se contaba Chile— adoptaron una resolución de similar tenor.
Posteriormente, el 11 de enero de 2012, el canciller británico William Hague declaró ante el Parlamento que, merced a un diálogo que calificó de “productivo y honesto”, había conseguido que Chile, Uruguay y Brasil aceptaran recibir embarcaciones provenientes de Malvinas, siempre que estas cambiaran su pabellón por el británico o por el de cualquier otra nacionalidad.
La respuesta argentina no se hizo esperar: el canciller Héctor Timerman se comunicó personalmente con sus homólogos de Brasil, Antonio Patriota; de Chile, Alfredo Moreno; y de Uruguay, Luis Almagro, quienes le confirmaron, de manera inequívoca, que sus respectivos gobiernos no habían modificado en absoluto su posición.
En aquella oportunidad, el gobierno de Sebastián Piñera emitió un comunicado en el que precisaba que “Chile continuará aplicando, conforme al derecho internacional y a la legislación chilena, las medidas destinadas a impedir que embarcaciones que naveguen con la bandera de Malvinas ingresen a los puertos nacionales”; el gobierno de José Mujica, por su parte, afirmó que su postura “no ha cambiado un ápice” y que “de ninguna manera podemos aceptar buques con la bandera de Malvinas en nuestro puerto”; y Brasil, finalmente, ratificó también su renuencia a admitir barcos que enarbolaran la enseña malvinense.
De este modo, la Argentina logró que las tres naciones reafirmaran su negativa simultánea a brindar apoyo logístico a las Islas, consolidando así una posición regional sin precedentes en el contexto del reclamo soberano.
Andrea Previtali, presidente de la empresa Tenaris.
«Tenaris opera en Argentina desde hace más de 70 años, en los cuales no ha suministrado productos o servicios para proyectos de producción de petróleo y gas en las Islas Malvinas”, aseguró a EconoJournal Andrea Previtali, presidente de la empresa.
La declaración adquiere relevancia porque Tenaris es la mayor proveedora de tubos para la industria petrolera del mundo con casi un 30% del mercado y participa del segmento de servicios especiales tras la compra de activos de la estadounidense Baker Hughes en 2021.
El ejecutivo agregó además que “la compañía no mantiene vínculos comerciales con los proyectos alcanzados por las medidas anunciadas recientemente por las autoridades argentinas”.
El Grupo Techint se desmarcó de este modo del desarrollo offshore que impulsan Rockhopper y Navitas en el norte de las Islas Malvinas, en línea con las declaraciones que en las últimas horas formularon las principales compañías internacionales de servicios petroleros, como SLB, Halliburton, Baker Hughes y DLS Archer firmas que descartaron de manera explícita cualquier tipo de participación o prestación de servicios.
El alineamiento responde al endurecimiento normativo dispuesto por el gobierno de Javier Milei mediante el Decreto 868/2026. La norma agilizó la aplicación de las sanciones previstas en la Ley 26.659 para aquellas empresas, contratistas o proveedoras que intervengan sin autorización oficial en actividades hidrocarburíferas dentro de la plataforma continental argentina.
La apuesta de Tenaris por Vaca Muerta
Tenaris está enfocada en apuntalar el desarrollo de Vaca Muerta. Previtali aseguró el año pasado en la Argentina Oil & Gas Expo que la meta de duplicar la producción en la formación no convencional no es solo un número: “Si cumplimos con este plan, pasaremos a tener una importancia que es parecida a la de un país como Noruega, uno de los más importantes players por lo menos para Europa. Entonces, estamos en una situación donde tenemos retos, pero también oportunidades para desarrollar muchas cosas, inclusive la industria que es algo necesario y tendrá también una posibilidad de desarrollo”.
El presidente de Tenaris Cono Sur subrayó que el «know-how» industrial de la compañía, basado en la mejora continua y el análisis metódico, fue transferido con éxito a la operación en el campo. «Tenemos centenares de ingenieros que pasan tiempo en medir cómo mejorar el segundo en cada tramo. Cuando entramos en la operación de fracking, lo primero que hicimos fue mandar a este team de gente que tiene competencias específicas a ver cómo era la organización del tiempo, del trabajo, de todos los ciclos de producción de cada fase. Y ahí encontramos oportunidades de mejora, empezando de un nivel mucho más superficial”.
“En cuatro o cinco años, con este approach muy metódico, muy ingenierístico, muy industrial de eficiencia continua, logramos lanzar un proyecto de mejora de la productividad. Logramos llegar al nivel de performance y de reliability que son comparables a los primeros, la best in the class en el servicio de fracking», destacó.
Desde su creación en 1994, la compañía estuvo vinculada a la operación de las centrales Atucha I y Embalse, completó la construcción de Atucha II y llevó adelante la extensión de vida de la Central Nuclear Embalse
Nucleoeléctrica Argentina cumple 32 años como operadora de las tres centrales nucleares del país y atraviesa una nueva etapa orientada a ampliar su actividad hacia el mercado internacional, a partir de la exportación de servicios nucleares especializados.
Desde su creación en 1994, la compañía estuvo vinculada a la operación de las centrales Atucha I y Embalse, completó la construcción de Atucha II y llevó adelante la extensión de vida de la Central Nuclear Embalse. Actualmente, uno de sus principales proyectos es la extensión de vida de Atucha I.
Ese recorrido permitió a la empresa desarrollar capacidades técnicas y operativas en proyectos de alta complejidad, que ahora busca trasladar a una nueva unidad de negocios. La propuesta contempla la prestación internacional de servicios de ingeniería, mantenimiento, fabricación de componentes y capacitación de profesionales.
En agosto, el Directorio de Nucleoeléctrica aprobó una nueva estructura organizacional destinada a acompañar el desarrollo de sus unidades de negocio, con especial atención en la exportación de servicios nucleares especializados. La decisión formalizó dentro de la estructura de la compañía una actividad que ya venía desarrollándose y estableció una organización específica para ofrecer esas capacidades en otros mercados.
“Durante más de cinco décadas la Argentina acumuló conocimiento técnico, operativo y humano que hoy tiene valor en el mercado internacional. Ese reconocimiento no se declara, se gana operando bien todos los días. Ese es nuestro mayor activo”, señaló el presidente de Nucleoeléctrica, Juan Martín Campos.
De Embalse a la extensión de vida de Atucha I
Una parte central de las capacidades que la compañía busca internacionalizar está vinculada con la gestión de grandes proyectos nucleares. Nucleoeléctrica llevó adelante la extensión de vida de la Central Nuclear Embalse, la primera experiencia de este tipo realizada sobre una central nuclear argentina. El proyecto permitió habilitar un segundo ciclo operativo de 30 años.
En la actualidad, la compañía desarrolla un proceso similar en Atucha I, la primera central nuclear de América Latina, con el objetivo de extender su operación por otros 20 años. El proyecto comprende trabajos de ingeniería, modernización y reemplazo de componentes y sistemas de la instalación.
A estos antecedentes se suma Atucha II, cuya construcción fue completada por Nucleoeléctrica. Con una potencia de 745 MW, es actualmente la central nuclear de mayor potencia del país.
La empresa también avanza con infraestructura complementaria para el complejo nuclear de Atucha. Entre los proyectos en ejecución se encuentra el sistema de almacenamiento en seco de combustible gastado de Atucha II, una instalación desarrollada con ingeniería nacional que apunta a acompañar la continuidad operativa de la central en el largo plazo.
Capacidades especializadas y experiencia internacional
La nueva estrategia comercial se apoya además en conocimientos específicos desarrollados por la compañía a lo largo de su trayectoria. Nucleoeléctrica desarrolló soluciones para centrales de tecnología CANDU y participó en proyectos y servicios vinculados con instalaciones nucleares de distintos países. Entre sus capacidades se encuentra el retubado de reactores, una de las intervenciones de mayor complejidad técnica dentro de la industria nuclear.
La experiencia acumulada en operación, mantenimiento, ingeniería y ejecución de grandes proyectos constituye la base de la propuesta de servicios que la empresa busca llevar al exterior. El objetivo es aprovechar esas capacidades en un contexto internacional en el que distintos países evalúan la extensión de vida de sus centrales existentes. Una parte de la flota nuclear mundial se aproxima al final de sus ciclos operativos originales, lo que genera demanda potencial para trabajos de modernización, mantenimiento, ingeniería y extensión de vida.
En ese escenario, Nucleoeléctrica busca posicionar la experiencia desarrollada en las centrales argentinas como una oferta de servicios para otros operadores e instalaciones nucleares, sumando una nueva dimensión a su actividad histórica como generadora de electricidad, según detallaron desde la empresa.
A través del mecanismo de georreferenciación implementado para la asignación de bonificaciones energéticas durante 2025, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación detectó y rechazó 17.843 solicitudes de inscripción al beneficio presentado por usuarios que viven en el barrio porteño de Puerto Madero o en countries y barrios cerrados del AMBA y la provincia de Córdoba.
Mediante herramientas de geolocalización y cruce de información con los entes reguladores y las prestadoras de servicios, el sistema frenó estas solicitudes antes de que el beneficio se hiciera efectivo, al detectar que correspondían a usuarios con manifiesta capacidad de pago de los servicios de electricidad y gas. El relevamiento arrojó, además, que 1.508 números de documento intentaron inscribirse entre dos y cinco veces desde julio de 2025 a la fecha, insistiendo pese a que el sistema ya los había identificado como no calificados.
La Secretaría de Energía continúa avanzando en la segmentación de los beneficios energéticos y, a través de la Disposición 11/26, incorporó por primera vez al Gran Neuquén al sistema de georreferenciación -tal como se hizo en 2025 con AMBA y Córdoba-, lo que permitirá excluir del padrón y quitarle el beneficio a cerca de 500 usuarios que ya lo venían percibiendo pese a residir en zonas de manifiesta capacidad de pago.
La medida se dictó en el marco del Decreto 943/25, que creó el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), y tiene como antecedentes directos la Disposición N° 1/25 -que aprobó la metodología aplicada en AMBA y Puerto Madero- y la Disposición N° 6/25, correspondiente a Córdoba.
Para Neuquén, la identificación se realizó cruzando datos de urbanizaciones cerradas, elaborados a partir de imágenes satelitales y del Portal Poblaciones del Observatorio de la Deuda Social Argentina (CONICET-ODSA-UCA), con los padrones de usuarios provistos por el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN), las cooperativas CALF, CEEZ, COPELCO y de Plottier, y el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE).
Los usuarios y solicitantes afectados pueden pedir la revisión de su caso a través de la plataforma de Trámites a Distancia (TAD), aunque tienen la obligación de probar que la exclusión o el rechazo es incorrecto.
En un año, Vaca Muerta añadió 139.715 barriles diarios de petróleo no convencional, cifra que supera la producción total de toda la formación en 2018. Según el Monitor Oil & Gas de julio elaborado por RICSA ALyC, la producción pasó de 508.865 barriles diarios en julio de 2025 a 643.581 barriles diarios en julio de 2026, consolidando a la cuenca neuquina como el principal motor del crudo argentino.
Este crecimiento representa un aumento del 27% interanual y eleva la participación de Vaca Muerta al 70,5% del petróleo nacional, frente al 61% registrado en julio del año anterior. La producción total de crudo en Argentina se ubicó en 916.200 barriles diarios, quedando a menos de 84.000 barriles de alcanzar la meta del millón establecida por el Gobierno y las operadoras.
La evolución de Vaca Muerta en los últimos ocho años ha sido exponencial. La producción se multiplicó casi doce veces desde 2018, cuando apenas alcanzaba los 54.128 barriles diarios. Los incrementos anuales se intensificaron con el paso del tiempo, pasando de aumentos de alrededor de 30.000 barriles diarios entre 2018 y 2019 a superar los 120.000 barriles en el último año, el mayor salto registrado en toda la serie histórica.
La expansión se sostiene sobre una base sólida de 4.716 pozos activos, con un incremento de 42 respecto al mes anterior. Entre los principales productores de crudo se destacan Bajo del Choique y Loma Campana LII, mientras que en gas natural sobresalen Rincón del Mangrullo y Fortín de Piedra.
En cuanto a las compañías, YPF mantiene el liderazgo con 348.000 barriles diarios, representando el 38% del mercado nacional. Su bloque Loma Campana-LII aporta 67.000 barriles y es el activo individual más relevante. Detrás se posicionan PAE con 103.000 barriles (11%) y Pluspetrol, que con 94.000 barriles (10%) ascendió al tercer puesto, desplazando a Vista Energy (82.000 barriles, 9%). Este ascenso se vincula a la incorporación de activos de la ex ExxonMobil Exploration Argentina. Shell Argentina exhibió el mayor crecimiento mensual, con un aumento del 33,3% hasta los 44.000 barriles diarios.
La producción de gas natural mostró un comportamiento distinto, con un promedio nacional de 157,8 millones de metros cúbicos diarios, un 1,2% por debajo del año anterior y un 0,9% menor que en junio. Total Austral lidera con 35 millones de metros cúbicos diarios (22% del mercado), seguido por YPF con 31 millones y Tecpetrol con 23 millones. En Neuquén, la producción alcanzó 118,1 millones de metros cúbicos diarios, donde el gas no convencional representa el 91% del total provincial. La producción gasífera de Vaca Muerta creció un 33% entre enero y julio de 2026.
Este récord productivo ocurre en un contexto internacional favorable. El barril Brent promedió USD 83,8 en julio, un 18% más que en el mismo mes del año anterior, con un rango entre USD 68,53 y USD 105,32 durante el mes. Este aumento se relaciona con el cierre del estrecho de Ormuz desde mediados de julio, que redujo el tránsito de crudo de 4,4 a 3 millones de barriles diarios, además de la persistente tensión entre Estados Unidos e Irán. En agosto, el precio promedio parcial se elevó a USD 91,40.
La combinación de mayor precio y volumen impulsó los ingresos por exportación de crudo, que alcanzaron USD 1.020 millones en julio, un 144% más que el año previo. Las cantidades exportadas crecieron un 107% interanual y un 36,2% respecto a junio, alcanzando un acumulado de USD 5.722 millones en los primeros siete meses, un 59,2% más. El complejo Combustibles y Energía sumó exportaciones por USD 1.506 millones en julio y USD 9.151 millones en el año, con un superávit sectorial de USD 884 millones.
Neuquén se consolida como el principal distrito exportador energético del país, con ventas por USD 897 millones en julio y un acumulado de USD 5.122 millones en 2026. La Cuenca Neuquina, que incluye Neuquén, norte de Río Negro, sur de Mendoza y oeste de La Pampa, aportó 722.142 barriles diarios (79% del crudo nacional) y 122 millones de metros cúbicos diarios de gas (77% del total), con un crecimiento interanual del 24,5%.
La meta de alcanzar el millón de barriles diarios está cada vez más cerca, quedando a 83.800 barriles diarios de ese objetivo. El ritmo actual sugiere que la marca podría superarse antes de fin de año, siempre que la infraestructura para evacuar la producción se mantenga al nivel requerido. El próximo reporte de producción de agosto será clave para evaluar esta proyección, en un mercado internacional que ha mantenido el precio del Brent por encima de los USD 85 durante la mayor parte del periodo.
En un contexto provincial, el gobernador de Neuquén anunció la firma de un acuerdo en Houston con las principales petroleras de Vaca Muerta para financiar la construcción de 1.000 kilómetros de nuevas rutas, con el objetivo de iniciar las obras antes de fin de año y mejorar la conectividad para la actividad energética.
Por otra parte, Neuquén acumula exportaciones por USD 5.209 millones en los primeros siete meses de 2026, acercándose a Córdoba en el ranking nacional, con más del 98% de estos envíos vinculados a combustibles y energía impulsados por Vaca Muerta.
El ministro de Energía, Gustavo Medele, destacó que Chile y Brasil son mercados clave para expandir la demanda del gas neuquino, aunque subrayó la necesidad de mejorar la competitividad y cerrar contratos para lograr ese objetivo. Además, la provincia trabaja en diversificar su matriz productiva para sostener su economía más allá de los hidrocarburos.
Finalmente, el Ministerio de Economía aprobó la inscripción al régimen de incentivos para MEGA, que invertirá USD 365 millones en aumentar un 27% su producción de líquidos del gas natural. Este plan incluye obras en Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, con una proyección hasta fines de 2028 y la generación de hasta 800 puestos de trabajo.
En un anuncio realizado durante el encuentro Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World en Houston, la secretaria de Energía, María Tettamanti, confirmó que el Plan Gas finalizará a fines de 2028 sin posibilidad de extensión. Este programa estatal, que ha sido uno de los principales instrumentos de regulación del mercado gasífero argentino en los últimos años, será reemplazado por un esquema basado en contratos directos entre privados.
Tettamanti explicó que el Gobierno está promoviendo que distribuidoras, industrias y generadores negocien directamente con productores y comercializadores, dejando que el Estado se retire progresivamente de su rol interventor. Esta medida se enmarca dentro de la política de desregulación energética que impulsa la administración de Javier Milei.
La funcionaria recordó que el Plan Gas nació como respuesta a un mercado intervenido que había perdido su capacidad de autorregulación. Citó una metáfora para ilustrar esta situación: el Estado le “cortó las piernas” al sector privado y luego le proporcionó “muletas”, como el propio Plan Gas. Aclaró que todos los contratos vigentes se mantendrán hasta su vencimiento porque constituyen derechos adquiridos, garantizando que no se verá afectada la propiedad privada.
Actualmente, el Plan Gas mantiene su vigencia hasta 2028 y regula los compromisos de abastecimiento entre productores y los distintos segmentos de demanda. Durante 2026, la Secretaría de Energía comenzó a fomentar una transición hacia contratos más directos entre productores y distribuidoras, anticipando así la eliminación gradual del esquema estatal.
En su exposición, Tettamanti dedicó gran parte a explicar el cambio conceptual impulsado por la Ley Bases en la política de hidrocarburos. “Dejamos de hablar de autoabastecimiento”, afirmó, y destacó que el potencial de recursos argentinos, especialmente el desarrollo de Vaca Muerta, hace obsoleta la limitación de la política energética a cubrir solo la demanda interna.
El nuevo objetivo, según la secretaria, es maximizar la rentabilidad para los inversores, asegurando tanto el suministro nacional como la posibilidad de exportar. La Ley Bases, sancionada en 2024, modificó la Ley de Hidrocarburos 17.319 y redefinió el marco regulatorio para la producción, transporte, procesamiento y comercialización de petróleo y gas.
Entre sus cambios más importantes, se incluyeron nuevas autorizaciones para construir y operar oleoductos, gasoductos, plantas de almacenamiento y bombeo, así como instalaciones portuarias y plantas de procesamiento. Tettamanti destacó que para aumentar significativamente la producción y exportación de hidrocarburos, no basta con desarrollar yacimientos, sino que es imprescindible contar con la infraestructura necesaria para evacuar la producción.
En este sentido, mencionó plantas de tratamiento, oleoductos, gasoductos y sistemas de transporte de líquidos y gas natural como elementos clave que deben crecer al ritmo de Vaca Muerta. Subrayó que la respuesta del capital privado ya comienza a reflejarse en resultados concretos, y el Gobierno busca que la infraestructura energética se expanda acorde al desarrollo del yacimiento.
La secretaria resumió la orientación del Gobierno con una frase contundente: “Menos Estado, más privado; menos regulación, más libertad. Ese es el camino trazado”. Esta misma lógica se aplica también al sector eléctrico y al gas natural. Criticó las intervenciones tarifarias y congelamientos de administraciones anteriores, que paralizaron inversiones esenciales en redes de gas y electricidad.
Respecto a la situación actual, detalló que durante 2025 se completaron las revisiones tarifarias y que las empresas reguladas cuentan ahora con mecanismos mensuales que permiten actualizar sus ingresos en términos reales. Esto ya se traduce en nuevas inversiones y mejoras en la calidad del servicio.
Finalmente, Tettamanti expresó su deseo de que el sistema energético dependa cada vez menos de decisiones tomadas desde la Secretaría de Energía: “Voy a sentir muy exitosa mi gestión si cada vez me tienen que venir menos a hablar”. Cerró con un llamado a los inversores: que quienes ya apuestan por Argentina continúen haciéndolo y que los nuevos se sumen a esta transformación.
El Gobierno nacional confirmó que el Reactor Argentino Multipropósito RA-10 comenzará su proceso de puesta en marchaantes de fin de año con el objetivo de completar esa etapa durante los primeros meses de 2027, y anunció un esquema para incorporar inversión privada en la planta de producción de radioisótopos asociada al proyecto.
El anuncio fue realizado por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, durante una actividad en el Centro Atómico Ezeiza, donde precisó que el montaje de equipos y sistemas del reactor alcanzó el 96%.
Según informó la Secretaría de Asuntos Nucleares, cuando comenzó la actual gestión el montaje registraba un avance del 52% y distintos contratos y frentes de obra se encontraban paralizados por falta de financiamiento.
EL RA-10 SE PONDRÁ EN MARCHA EN EL 2027
Estamos cada vez más cerca de poner en marcha el RA-10. Con el montaje electromecánico en un 96%, presentamos la hoja de ruta para iniciar su puesta en marcha antes de fin de año y el modelo que prevé incorporar inversión privada para… pic.twitter.com/X8K0WValkX
— Comisión Nacional de Energía Atómica (@CNEA_Arg) September 4, 2026
En la actualidad, unas 530 personas trabajan en el proyecto, mientras las tareas se concentran en completar el montaje y realizar los ensayos de funcionamiento de los distintos sistemas.
El RA-10 es desarrollado por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), que es propietaria de la tecnología, con participación de INVAP en la gestión del proyecto y en la provisión de servicios de ingeniería.
Ramos Napoli sostuvo que la finalización del reactor no resulta suficiente para avanzar con la producción comercial de radioisótopos, ya que será necesaria una planta asociada destinada a procesar los materiales irradiados.
Para financiar esa infraestructura, el Gobierno definió un esquema que permitirá incorporar capital privado tanto para su desarrollo y construcción como para las actividades productivas y comerciales vinculadas al reactor.
El Estado, en tanto, mantendrá bajo su responsabilidad la definición de la política nuclear, la regulación, la seguridad y las salvaguardias, de acuerdo con lo establecido por la Ley 24.804 de Actividad Nuclear.
El RA-10 tendrá una potencia de 30 MW y estará destinado a la investigación y producción. No generará electricidad, sino que utilizará los neutrones provenientes de la fisión para desarrollar productos y servicios destinados a la salud, la industria, la ciencia y la tecnología.
Entre los radioisótopos que podrá producir se encuentran el molibdeno-99, utilizado para obtener tecnecio-99m para estudios de diagnóstico por imágenes; lutecio-177, empleado en tratamientos oncológicos; e iridio-192, utilizado en aplicaciones médicas e industriales.
De acuerdo con las proyecciones oficiales, la capacidad del reactor podría representar alrededor del 20% del mercado mundial actual de determinados radioisótopos y permitiría abastecer la demanda local y exportar excedentes.
El proyecto también contempla la producción de silicio dopado para semiconductores de alta potencia y la prestación de servicios de ensayo de materiales, irradiación y análisis para usos científicos e industriales.
Las tres empresas de servicios petroleros de más grandes del mundo, todas ellas grandes jugadores de Vaca Muerta, anunciaron que no participará en proyectos hidrocarburíferos en las Islas Malvinas. Son SLB, Baker Hughes y Halliburton, y su decisión llegó después de que el Gobierno endureciera las sanciones para las compañías que operen en las islas sin autorización argentina.
En las primeras horas del sábado, SLB anunció su decisión en un comunicado en el que mencionó la publicación en el Boletín Oficial del decreto 868/26 del Poder Ejecutivo Nacional, en el que se establece el nuevo régimen sancionatorio, más duro pero de la misma narturaleza que el que disponía la ley 26.659 -conocida como “Ley Pino Solanas”- , sancionada en 2011 y modificada en 2015.
En este contexto, SLB indicó que “no está participando ni tiene previsto participar en procesos de licitación que tengan por objeto la prestación de servicios para proyectos hidrocarburíferos en las Malvinas, así como en los espacios marítimos circundantes”. Y concluyó: “SLB reafirma su compromiso con el cumplimiento de las normas vigentes”.
Declaración de Halliburton, la 2da empresa de servicios petroleros más grande del mundo sobre las Islas Malvinas
La compañía, de origen francés pero con sede en Estados Unidos, opera en 100 países, era conocida como Schlumberger. Se especializa en trabajar detrás de las grandes operaciones petroleras con tecnología, equipos y servicios que permiten perforar pozos, evaluar reservorios y llevar adelante etapas de producción.
Otra compañía que se desmarcó fue Baker Hughes, con sede central en Houston, Estados Unidos, que también informó que “no participa ni tiene previsto participar en procesos de licitación que tengan por objeto la prestación de servicios para proyectos hidrocarburíferos en las Islas Malvinas, así como en los espacios marítimos e insulares circundantes”.
Que las principales compañías de servicios del mundo (SLB, Halliburton, Backer Hughes) sigan apostando por YPF y por la Argentina es una señal muy clara de todo lo que tenemos por delante.
Y posteriormente Halliburton destacó que “respeta la soberanía argentina y reafirma su compromiso con su pueblo, y el desarrollo responsable del sector energético del país”.
“Halliburton Argentina S.A. no participa en el Proyecto Sea Lion ni en ninguna actividad relacionada de exploración o producción que se lleve a cabo en torno a las Islas Malvinas. Halliburton Argentina S.A. desarrolla sus operaciones en pleno cumplimiento de las leyes y regulaciones de la República Argentina”, completó.
Qué negocios tiene SLB en Vaca Muerta
SLB, Baker Hughes y Halliburton, los tres gigantes de los servicios petroleros en el mundo, se dedican a dar soporte a las empresas del sector, que son las concesionarias de los yacimientos.
Justamente esta semana, el número uno de SLB en la Argentina, Patricio Whitney, habló en un encuentro en Houston sobre el fuerte incremento en la cantidad de pozos que se espera para Vaca Muerta, a raíz de las inversiones atadas al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
SLB tiene operaciones tecnológicas y de servicios con varios de los principales productores de la formación, como YPF, Vista Energy, Tecpetrol y Pluspetrol, entre otras.
Así, con la aclaración de que no participará en Malvinas (aunque no estaba involucrada en el proyecto Sea Lion), la empresa deja claro que no se expondrá a quedar alcanzada por el nuevo régimen de sanciones y preservará sus contratos millonarios en Vaca Muerta.
De esta forma, esas empresas reafirman su compromiso con Argentina para no poner en riesgo sus operaciones en el país, más rentables, grandes y seguras que una apuesta en las Malvinas, territorio de soberanía disputada con Gran Bretaña.
En una medida que se enmarca en la política de “protección de los recursos naturales argentinos”, el Gobierno argentino publicó un listado de 45 personas y empresas sancionadas por participar —de manera directa o indirecta— en actividades vinculadas a la explotación petrolera en las islas Malvinas, bajo administración británica, sin autorización de Argentina.
El listado incluye directores, accionistas, ejecutivos y firmas internacionales que, según la Secretaría de Energía y la Cancillería, participan en actividades consideradas “ilegales” por el Estado argentino, dado que se desarrollan sin autorización de Buenos Aires y en un territorio cuya soberanía reclama la Argentina.
Las sanciones implican prohibiciones de operar en Argentina, restricciones financieras y limitaciones para participar en licitaciones o acceder a permisos energéticos. También se establecen impedimentos para que las personas físicas ingresen al país o mantengan vínculos comerciales con empresas locales.
El desarrollo intensivo de Vaca Muerta ha abierto las puertas a otro proyecto de dimensiones históricas, la producción de Gas Licuado.
Con tecnología primitiva, la revolución económica era imposible. El mineral de plata, en grandes terrones, era fundido en diminutos hornos, calentados con leñas y ramas. El procedimiento sólo funcionaba con mineral de alta ley y requería ingentes cantidades de combustible vegetal. Las dos cosas estaban en extinción en el Potosí de 1562.
En La Argentina Renegada, Daniel Larriqueta describe la epopeya que implicó en aquel contexto virreinal del siglo XVI el desarrollo intensivo del mineral de plata en Potosí, entonces parte del Virreinato del Alto Perú. El cerro con la riqueza en sus entrañas sólo tendría valor si se encontraban nuevos métodos para para tratar el mineral de menor ley y una nueva fuente energética para explotarlo.
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La mega obra fue posible, según Larriqueta, por la combinación de un nuevo liderazgo -el del nuevo Virrey Francisco de Toledo-, la imitación de tecnologías de frontera de las explotaciones auríferas en Méjico, la puesta en explotación de otros recursos mineros y energéticos, y una gran movilización de mano de obra especializada -ingenieros en minas e hidráulicos provenientes de España- más los contingentes de trabajo indígena.
La extracción de plata por amalgamación con el mercurio se practicaba en Méjico y había que imitarla, pero había que contar con envíos de mercurio procedentes de España, que privilegiaba el ya pujante desarrollo mejicano.
A mitad de camino entre Lima y Cuzco, en Huancavélica se había descubierto un yacimiento con mineral que contiene mercurio, pero había que explotarlo. Se monta una gran empresa para hacerlo. Al bajar la ley del mineral se requería extraer grandes volúmenes de roca del Cerro Rico para obtener un rendimiento en plata que justificara el negocio. Lo que implicaba transporte e instalación de molienda.
Los ingenieros diseñaron y ejecutaron un sistema de represas que desde los 4500 metros de altura fueron almacenando y canalizando agua de cuyo torrente se alimentó la construcción de una sucesión de gigantescos molinos movidos por fuerza hidráulica.
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Estos “ingenios” industriales reducían el mineral, lo amalgamaban con el mercurio y realizaban la separación de la plata. En 1578, Felipe II, recibió el mayor cargamento de plata de las Indias, con un flujo que se mantendría constante por los próximos 50 años.
El megaproyecto de plata de Potosí fue transformacional en la historia virreinal, radicó uno de los mayores asientos poblacionales de la época, puso en marcha la definitiva fundación del Tucumán, el Paraguay, Chile y el Río de la Plata y generó una fuente de demanda constante de bienes y servicios artesanales a las provincias argentinas en la etapa colonial.
Pero el megaproyecto de plata de Potosí dejó otra lección. La afluencia masiva de plata de Potosí generó una gran distorsión de precios en la península (antecedente de la llamada “enfermedad holandesa”) que fue mal gestionada y desestructuró la economía española.
A su vez, la apropiación de renta y su uso por las autoridades virreinales prodigó malos hábitos fiscales, porque, como sostiene Roberto Cortés Conde, la renta de regalías financió el gasto público y reemplazó el cobro de impuestos legislado con aprobación de los colonos.
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Mutatis mutandi, el desarrollo intensivo de Vaca Muerta ha abierto las puertas a otro proyecto de dimensiones históricas. La Argentina, con una matriz energética gasífera, también se estaba quedando sin gas y dependía de crecientes importaciones (Bolivia, GNL).
El populismo cortoplacista nos llevó a depredar reservas y a cortar exportaciones. Estaban los recursos no convencionales (shale gas, shale oil), pero para extraerlos de la formación (roca madre) había que recurrir a la tecnología del fracking y a perforar pozos horizontales, todo un know how que revolucionó la producción hidrocarburífera de Estados Unidos.
En Vaca Muerta, que alberga mucho más gas que petróleo, empezó a recorrerse la curva de aprendizaje, con incertidumbre y vaivenes por la envergadura que implicaba la empresa. Crecientes y sostenidas inversiones que permitieron el desarrollo intensivo, y la Argentina importadora de energía ya puede exhibir crecientes superávits energéticos, con grandes avances en obras de infraestructura de evacuación (ductos, almacenaje, puertos).
Con el aporte sustancial del petróleo de Vaca Muerta vamos camino a producir 1.5 millones a principio de la próxima década. Pero la coronación de este desarrollo energético transformacional viene de la mano del GNL. Santiago Martínez Tanoira, Maia Goldin (YPF) y Marcos Pourteau (PAE) resaltaron datos impactantes de la megaobra en el Congreso convocado por Runrún Energético.
El proyecto Southern Energy, ya en ejecución, y el proyecto Argentina LNG que avanza al cierre del compromiso de inversión, van camino a consolidar una nueva ruta marítima para el gas por barco, sin estrangulamientos (chokepoints).
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A los dos barcos licuefactores que operarán entre 2027 y 2028 se sumarán otros 2 gigantes (los más grandes del mundo) por construirse.
Entre ambos proyectos van a movilizar unos 380 barcos de carga (más de uno por día) en un complejo industrial que radicará población y empleo (soberanía territorial y marítima). La Argentina duplicará su producción de gas natural (280 MMm3/d) y se convertirá en el segundo país exportador de etano líquido en el mundo, expandiendo, además, la producción de propano y butano en un 75%.
Las exportaciones de energía que promedian los 10 mil millones de dólares pueden alcanzar los 45.000 millones en 2035. ¿Qué uso le va a dar el estado -nación, provincias- a los ingentes recursos de apropiación de renta que irá recibiendo vía regalías e impuestos? Como enseña la historia, de esto también depende el final feliz de la revolución energética en curso.
Fuente: Clarín (Daniel Montamat, EX SECRETARIO DE ENERGÍA Y EX PRESIDENTE DE YPF)
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Todos los jueves, los descuentos van del 20 al 25%. Con la tarjeta de débito Visa Banco Patagonia, hay un 20 % de descuento con tope de $ 7.500 para los clientes Plus Plan Sueldo. En tanto, los clientes Singular Plan Sueldo disponen de un 25 % de descuento con un tope de $ 15.000 con Tarjeta de Débito o Crédito Visa Banco Patagonia. Adicionalmente, los clientes Singular cuentan con un 20 % de descuento con tope de $ 10.000 con las mismas tarjetas.
Todos los viernes, se encuentran descuentos que van del 10 al 20 %. Abonando exclusivamente con MODO y con las Tarjetas de Crédito Visa o Mastercard Comafi, o Tarjeta Visa Débito Comafi, hay un 10 % de descuento con tope de $ 5.000 semanal para clientes de la Cartera General, un 20 % de descuento con tope de $ 8.000 semanal para clientes de Cartera Premium, o un 20 % de descuento con tope de $ 10.000 semanal para los de Cartera ÚNICO BLACK (el ahorro se verá reflejado como reintegro en la cuenta).
Sobre Puma Energy
Puma Energy es una compañía petrolera global integrada de refinación, transporte, almacenamiento y distribución que opera en 46 países.
En Argentina, Puma Energy produce combustibles y lubricantes, con más de 400 estaciones de servicio en todo el país. A su Refinería en Bahía Blanca, la terminal en la localidad de Campana y su planta de lubricantes en Avellaneda, se suman más de 50 Agroservicios en los principales puntos de la zona productiva de la Argentina.
Un informe de la International Gas Union (IGU), junto a Arpel y Olade, estima que los recursos técnicamente recuperables de Vaca Muerta podrían cubrir entre 45 y 124 años del consumo actual de Argentina, Brasil, Bolivia, Uruguay y Chile. La magnitud de este potencial abre la posibilidad de que Argentina se convierta en proveedor regional de gas natural y motor de integración energética en el Cono Sur.
Según el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG), la formación neuquina cuenta con entre 4,1 y 11,1 billones de m³ (Tcm) de gas natural técnicamente recuperable, equivalentes a 144–393 Tcf. El valor de referencia utilizado por el estudio es de 7,2 Tcm, unos 255 Tcf. Para dimensionar, el consumo combinado de los cinco países en 2024 fue de 90 bcm, lo que muestra que Vaca Muerta podría abastecer la región por varias décadas.
La integración gasífera del Cono Sur ya cuenta con 16 gasoductos transfronterizos construidos desde fines de los años 60. Sin embargo, buena parte de esa infraestructura está infrautilizada por la falta de excedentes exportables. El crecimiento de Vaca Muerta puede cambiar ese escenario y permitir que Argentina recupere un rol central en el mercado regional.
En los últimos años, la producción de gas no convencional argentino pasó de 17 millones de m³ diarios en 2015 a 90 millones en 2025, compensando la caída del convencional. Este cambio permitió recuperar exportaciones hacia Chile, que reemplazó parte de sus importaciones de GNL por gas argentino más competitivo.
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El informe también destaca oportunidades hacia Uruguay, donde el precio del gas argentino se vincula al costo del GNL importado. Si Vaca Muerta genera excedentes suficientes, Uruguay podría acceder a gas más barato y estable.
En el caso de Brasil, se analizan cuatro alternativas de conexión, siendo el corredor de Uruguaiana-Porto Alegre el preferido. La construcción del tramo faltante permitiría transportar 15 millones de m³ diarios de gas argentino, con una inversión estimada en US$4.500 millones (US$2.500 millones del lado argentino).
Además del mercado regional, Vaca Muerta se proyecta hacia el GNL. El consorcio Southern Energy FLNG avanza con dos unidades flotantes en el Golfo San Matías, previstas para 2027 y 2028, mientras que Argentina LNG (YPF, Eni y ADNOC) contempla una capacidad inicial de 12 Mtpa, ampliable a 18. En marzo de 2026, Southern Energy firmó un contrato con SEFE (Alemania) para suministrar 2 Mtpa de GNL por ocho años, el mayor acuerdo de exportación de Argentina hasta la fecha.
El desafío será transformar los recursos en producción, procesarlos y contar con infraestructura suficiente para abastecer tanto a los mercados regionales como a las futuras plantas de GNL. De concretarse estas inversiones, Vaca Muerta no solo consolidaría el crecimiento gasífero argentino, sino que se convertiría en pieza clave de la integración energética latinoamericana.
Horacio Marín confirmó a EconoJournal el lanzamiento de la compulsa desde Houston, donde participó el jueves del encuentro Shale in Argentina.
HOUSTON (Enviado especial). Existe un indicador no escrito entre las empresas de ingeniería y construcción que permite medir cuán cerca está de concretarse un proyecto de infraestructura para el transporte de hidrocarburos: el momento en que el comitente de una obra pone en la calle la licitación para comprar los caños. Cuando una iniciativa alcanza esa instancia —y más aún cuando se adjudica la compulsa, se firma el contrato y se emite la orden de compra de los materiales—, la industria interpreta que el proyecto difícilmente tenga vuelta atrás.
La razón es sencilla: la inversión comprometida en la adquisición de las tuberías alcanza una magnitud que hace muy costoso interrumpir su ejecución. YPF y sus socios en Argentina LNG están cerca de atravesar ese umbral.
La petrolera que conduce Horacio Marín, junto con la italiana Eni y XRG, la compañía internacional de inversiones energéticas de ADNOC, lanzó formalmente la licitación para adquirir los caños que requerirá el megaproyecto de exportación de gas natural licuado. XRG es propiedad de ADNOC, la petrolera estatal de Abu Dhabi.
El consorcio ya había iniciado la compulsa para contratar la ingeniería y seleccionar a las empresas constructoras de los distintos subproyectos que integran la iniciativa, cuya ejecución demandará inversiones por más de US$ 14.000 millones. Ahora dio un paso más significativo: puso en marcha la licitación para suministrar las tuberías de dos gasoductos de 48 pulgadas y un poliducto de 24 pulgadas.
En la Argentina no existen antecedentes de construcción de gasoductos de semejante porte. Por esa razón, será la primera vez que se comprarán en el país caños con ese diámetro, espesor y libraje. La magnitud económica de la compulsa permite dimensionar la escala del proyecto: solo el costo de las tuberías se estima en alrededor de US$ 2.000 millones.
Desde Houston, durante el “Shale in Argentina”, Horacio Marín confirmó a @econojournal que el consorcio integrado por YPF, la italiana Eni y XRG lanzó oficialmente la licitación para adquirir los caños del proyecto Argentina LNG.
El propio Marín confirmó a EconoJournal el lanzamiento de la compulsa desde Houston (Texas), donde participó el jueves del encuentro Shale in Argentina, una jornada dedicada a analizar las oportunidades de inversión y el desarrollo de Vaca Muerta.
El pliego fue puesto en circulación formalmente hace diez días. La primera etapa del proceso contempla un período de consultas y devoluciones técnicas por parte de las empresas participantes, que permitirá terminar de ajustar la letra chica y los mecanismos con los que se seleccionará a los proveedores.
YPF y, fundamentalmente, Eni —que dentro del consorcio lidera los procesos de contratación vinculados con la infraestructura de midstream y exportación de GNL— ultiman los detalles de la licitación. El objetivo es alcanzar el mayor grado de competencia posible entre los oferentes.
La escala de la provisión plantea un desafío particular: son pocas las compañías capaces de fabricar por sí solas la totalidad de los tubos requeridos por el proyecto. Por eso, el diseño de la compulsa buscará que cada fabricante pueda ofertar en función de su capacidad fabril disponible.
En el plano local, el único fabricante que participará será Tenaris, la compañía del Grupo Techint especializada en la producción de tubos para la industria petrolera. También se prevé la presentación de Welspun, el grupo indio que se adjudicó la provisión de caños para el proyecto de GNL flotante de Southern Energy, y de distintos fabricantes chinos.
La adjudicación a Welspun por US$ 203 millones generó una fuerte polémica, dado que la compañía india desplazó con su oferta económica a Tenaris y a otros cuatro oferentes chinos. El episodio derivó, además, en un ataque público del presidente Javier Milei contra el titular del Grupo Techint, Paolo Rocca.
También se espera la participación en la nueva compulsa de fabricantes globales como la francesa Vallourec, la japonesa JFE Steel Corporation y la estadounidense US Steel, así como de empresas chinas y surcoreanas, entre otras.
“Esperamos que las ofertas económicas se presenten a mediados de octubre o, como máximo, hacia fines de ese mes, para estar en condiciones de adjudicar los contratos durante noviembre o en los primeros días de diciembre. La licitación incluirá, además, una cláusula de mantenimiento de las ofertas durante un plazo determinado, de manera de contar con una ventana de tiempo suficiente hasta cerrar el project finance de la obra”, explicó a EconoJournal una persona al tanto del proceso licitatorio.
Un financiamiento sin antecedentes
La clave de todo el proceso —y el hecho que podría desencadenar un efecto dominó sobre las diferentes etapas de Argentina LNG— será que YPF y sus socios logren cerrar el project finance por alrededor de US$ 14.000 millones. En la estructuración del financiamiento trabajan bancos internacionales como JPMorgan y Santander.
No existen antecedentes de un préstamo de esa envergadura para un proyecto en la Argentina, un país que durante las últimas décadas atravesó recurrentes crisis económicas que restringieron su acceso al mercado internacional de capitales. De concretarse en los términos previstos, se convertiría, de hecho, en el mayor project finance de la historia de América Latina.
Sin embargo, existen condiciones en el escenario internacional que alimentan el optimismo de YPF. Por un lado, el conflicto bélico en Irán alteró el tránsito energético a través del estrecho de Ormuz y afectó especialmente las exportaciones de GNL de Qatar, un proveedor central del mercado mundial. Esa disrupción obligó a compradores europeos —entre ellos, compañías de Italia y Alemania— a buscar fuentes alternativas de abastecimiento para garantizar el gas que necesitan durante el invierno.
Por otro lado, el alineamiento del gobierno argentino con la administración de Donald Trump es interpretado por los impulsores del proyecto como un paraguas geopolítico favorable. En esa clave, el martes de la semana pasada Marín se reunió en Washington con Juan Pablo Segura, que hace dos semanas asumió como secretario de Estado adjunto para Asuntos del Hemisferio Occidental del gobierno estadounidense, en un evento organizado por el embajador argentino Alec Oxenford.
En YPF consideran que ese vínculo puede contribuir a mejorar la percepción de riesgo entre bancos internacionales y fondos de inversión, y facilitar así el acceso al capital necesario para construir el megaproyecto. Personas que trabajan en la estructuración financiera del proyecto incluso aseguran extraoficialmente que la fecha prevista para alcanzar ese hito ya está definida, y que todo el proceso se organiza en función de ese cronograma. Aún así, no subestiman la complejidad del closing del proceso.
En los años noventa, el proyecto de potasio en el sur de Mendoza reveló un problema estructural que aún persiste: ningún concesionario ferroviario, ninguna provincia y ningún organismo nacional ofreció una solución logística integrada. La empresa minera nunca recibió la propuesta básica que hubiera evitado su colapso: “ustedes exploten la mina, nosotros garantizamos el traslado”.
Esa ausencia de coordinación terminó siendo el primer síntoma de un sistema ferroviario fragmentado que, tres décadas después, continúa sin resolver su rol estratégico.
El caso terminó de estallar en 2012, cuando el proyecto ferroviario forzado hizo caer la iniciativa minera. No fue por presiones municipales, sino por la falta de licencia social y de un esquema operativo rentable para todos los actores. Sin una red capaz de mover grandes volúmenes a costos competitivos, la mina quedó aislada y económicamente inviable.
Ese antecedente hoy se replica desde Jujuy hasta Río Negro, donde la minería y el Oil & Gas reciben promesas individuales que, analizadas en conjunto, podrían ser viables si existiera un ferrocarril moderno, integrado y con capacidad suficiente.
El nuevo pliego ferroviario lanzado en 2026 vuelve a repetir el error. No garantiza que las minas tengan ferrocarril, y las pocas que lo tendrán dependerán de subsidios del Tesoro Nacional. La red seguirá aislada, con distintos anchos de vía y estándares de capacidad heredados de 1870 y 1899.
La Ley 27.132 ordena intermodalidad camión–tren–puerto, pero el pliego no la contempla. Tampoco premia a quien proponga reconstruir toda la red, ni incentiva la integración con puertos, corredores internacionales o centros logísticos.
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El análisis técnico es contundente: las vías actuales, limitadas a 20 toneladas por eje, hacen inviable cualquier recupero de inversión. En cambio, la reconstrucción a 32,5 toneladas por eje permitiría amortizar la infraestructura en menos de 20 años y habilitaría trenes de carga pesada, contenedores, manufacturas y transporte de pasajeros.
La evidencia muestra que la diferencia entre mantener la red obsoleta o reconstruirla define si el país pierde o gana dinero por kilómetro operativo.
El informe del Foro Económico Mundial y la CEPAL refuerza este diagnóstico. América Latina produce el 40% del cobre mundial y el 30% del litio, pero la falta de interconexión logística impide capturar valor agregado. El caso del Corredor Bioceánico de Capricornio demuestra que una red integrada puede reducir entre 30% y 40% los costos logísticos y acortar hasta 15 días los tiempos de transporte.
Sin embargo, el pliego argentino considera obras clave —como el Ramal C14 entre Salta y Socompa— apenas como “mantenimiento pesado”, ignorando su rol estratégico para la minería y la exportación.
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La ausencia de intermodalidad también deja fuera al camión, a los puertos y al cabotaje. La eliminación histórica de estaciones y predios ferroviarios para usos ajenos al transporte amputó los nodos de transferencia que el Código Civil y Comercial y la Ley 27.132 ordenan recuperar. Sin esos nodos, la cadena logística queda fragmentada y los costos se disparan. El pliego perpetúa esa lógica, habilitando que predios esenciales sean declarados “no necesarios para la explotación”, incluso cuando son claves para la integración territorial.
Argentina aún está a tiempo de cambiar el paradigma. Un modelo ferroviario integrado, con reconstrucción total de la red, gobernanza federativa y cumplimiento de las leyes vigentes permitiría reducir costos logísticos, mejorar la competitividad minera y energética, y recuperar la licencia social que hoy falta.
Pero si la concesión avanza tal como está redactada, quien quiera reconstruir la red no tendrá incentivos ni posibilidades de ganar el concurso. Y el país quedará atrapado otros 50 años en estándares del siglo XIX, mientras la economía demanda infraestructura del siglo XXI.
La inteligencia artificial no vive en la nube: necesita electricidad abundante, constante y barata. En esa carrera por los megavatios, Vaca Muerta podría dejar de ser únicamente un yacimiento de hidrocarburos y transformarse en la usina de la próxima economía digital.
En julio, Argentina alcanzó un récord de 916.200 barriles de petróleo diarios, un 17,2% más que un año antes. De ese total, 643.100 barriles provinieron de Vaca Muerta. En gas natural, la producción nacional llegó a 158,8 millones de m³ diarios, con 96,5 millones aportados por la formación neuquina. Esa base energética abre la posibilidad de sostener centros de datos, inteligencia artificial y manufacturas electrointensivas.
La tendencia internacional muestra que las petroleras ya están dando este paso. Chevron anunció en 2025 una alianza para desarrollar hasta 4 GW de generación a gas destinada a centros de datos en EE.UU., y firmó un contrato de 20 años con Microsoft para abastecer un complejo en West Texas. ExxonMobil evalúa proyectos de más de 1,5 GW con captura y almacenamiento de carbono. La lógica es clara: en lugar de vender gas como commodity, buscan vender electricidad firme a los hyperscalers.
En Argentina, YPF ocupa una posición privilegiada. No solo accede a Vaca Muerta, sino que a través de YPF Luz participa en la generación eléctrica. Según su informe de sostenibilidad 2024, contaba con 3.392 MW de capacidad instalada, generaba el 9,3% de la electricidad del país y tenía 368 MW renovables en construcción. Estos activos muestran que reúne los elementos necesarios para convertirse en integrador de gas, generación térmica, renovables y contratos de suministro digital.
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La Agencia Internacional de Energía estima que el consumo eléctrico de los centros de datos podría más que duplicarse hacia 2030. El cuello de botella no será solo la generación, sino también transmisión y permisos. Por eso gana relevancia el modelo “behind the meter”: centrales instaladas junto al consumidor, capaces de suministrar electricidad directamente a la infraestructura computacional.
El interés internacional ya existe. En 2025, OpenAI y Sur Energy anunciaron una carta de intención para evaluar Stargate Argentina, un proyecto de hasta US$25.000 millones y 500 MW de capacidad. Aunque aún no se concretó, el anuncio muestra que el país empieza a aparecer en las conversaciones globales sobre infraestructura de inteligencia artificial.
La oportunidad consiste en decidir qué proporción de la energía se exporta como commodity y qué parte se utiliza para construir capacidades industriales dentro del país. Exportar hidrocarburos es la vía más directa. Generar electricidad y atraer centros de datos agrega inversión tecnológica, empleo especializado y servicios digitales de mayor complejidad.
El verdadero riesgo es exportar la oportunidad junto con el gas. Vaca Muerta no debería medirse únicamente por los barriles y metros cúbicos que produce, sino por la cantidad de industrias que consigue construir alrededor de ellos. La diferencia no está en el subsuelo, sino en la ambición industrial y la velocidad de ejecución.
Las principales empresas de servicios petroleros confirmaron que no participarán de las operaciones hidrocarburíferas en torno a las Islas Malvinas.
Las principales compañías internacionales de servicios petroleros que operan en la Argentina se desmarcan del proyecto Sea Lion en torno a las Islas Malvinas. Tras la ratificación inicial transmitida días atrás por SLB, ahora se sumaron las declaraciones de Halliburton, Baker Hughes y DLS Archer, firmas que descartaron de manera explícita cualquier tipo de participación o prestación de servicios en el proyecto offshore.
El alineamiento de los gigantes del servicio de campo responde al endurecimiento normativo dispuesto por el Poder Ejecutivo nacional mediante el Decreto 868/2026. La norma agilizó la aplicación de las sanciones previstas en la Ley 26.659 para aquellas empresas, contratistas o proveedoras que intervengan sin autorización oficial en actividades hidrocarburíferas dentro de la plataforma continental argentina. La medida apunta justamente a bloquear el desarrollo petrolero en las Islas Malvinas.
La medida establece un trámite sumario de solo 10 días hábiles para resolver inhabilitaciones operativas de 5 a 20 años y la caducidad de concesiones, e impone como condición excluyente la presentación de una declaración jurada de cumplimiento soberano para obtener permisos de la Ley de Hidrocarburos.
De la misma manera condiciona la posibilidad de acceder a los beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios delRIGI, alcance que abarca tanto a los titulares de los proyectos como a toda su cadena de participación societaria.
Las multinacionales de servicios petroleros SLB, Halliburton y Baker Hughes conforman el Big Three global de la industria hidrocarburífera, dominando la provisión de tecnología de ingeniería, fractura hidráulica y perforación dirigida. Por su parte, DLS Archer se posiciona como un contratista de perforación y completación en el mercado local e internacional.
Halliburton, Baker Hughes y DLS ratifican su alineación con la Argentina
Para las compañías de servicios el posicionamiento sobre el planteo del Gobierno es una necesidad operativa, ya que la reglamentación exige contar con las declaraciones correspondientes para mantener las habilitaciones en los desarrollos del no convencional en Vaca Muerta y para calificar dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
El movimiento comenzó a gestarse cuando SLB (ex Schlumberger) se convirtió en la primera multinacional de servicios en fijar postura formal ante las autoridades argentinas. La compañía emitió una comunicación mediante la cual ratificó el cumplimiento del marco regulatorio argentino y descartó cualquier vínculo contractual o técnico con las contratistas internacionales que buscan desarrollar los recursos en las islas.
Uno de los comunicados que se sucedieron desde el fin de semana en respuesta a la postura del Gobierno argentino por la explotación petrolera en torno a las Islas Malvinas.
En esa línea, Halliburton Argentina formalizó una declaración en la que ratificó que «respeta la soberanía de la República Argentina» y reafirmó su «compromiso con la Argentina, su pueblo y el desarrollo responsable del sector energético del país».
Asimismo, aclaró de forma directa que «no participa en el Proyecto Sea Lion ni en ninguna actividad relacionada de exploración o producción que se lleve a cabo en torno a las Islas Malvinas», ratificando que sus operaciones se desarrollan «en pleno cumplimiento de las leyes y regulaciones de la República Argentina».
Por su parte, Baker Hughes y DLS Archer se sumaron a la misma postura institucional tras enviar presentaciones donde dejaron asentado que «no participa nin tiene previsto participar en procesos de licitación que tengan por objeto la prestación de servicios para proyectos hidrocarburíferos en las Islas Malvinas» y ratificando que sus actividades locales se ajustan estrictamente al «cumplimiento del marco legal vigente» en el país.
Con la salida de los principales jugadores globales de equipos, perforación, completación y tecnología de pozos, el desarrollo hidrocarburífero pretendido por las petroleras británicas en la cuenca de Malvinas Norte vuelve a enfrentar una barrera crítica de logística y proveedores calificados a nivel internacional.
El presidente Javier Milei anunció el jueves que va a incrementar la presión sobre las petroleras extranjeras que pretendan iniciar la explotación hidrocarburífera en las Islas Malvinas. La reacción oficial lleva a poner el foco en el proyecto que impulsan la compañía británica Rockhopper Exploration y su par israelí Navitas Petroleum en el yacimiento offshore Sea Lion, 220 kilómetros al norte del archipiélago.
Ante el avance de las fases de desarrollo del proyecto Sea Lion en la cuenca Malvinas Norte, el Poder Ejecutivo mediante el Decreto 868/26, agilizó las sanciones contra empresas que realicen o asistan operaciones hidrocarburíferas ilegítimas en torno a las Islas Malvinas y traslada a la Cancillería el rol de autoridad de aplicación de la Ley 26.659.
El consorcio Vaca Muerta Sur (VMOS), integrado por YPF y otras siete petroleras, se prepara para emitir por primera vez una Obligación Negociable (ON) en el mercado local. La compañía buscará US$150 millones, ampliables hasta US$200 millones, como parte de la estructura de financiamiento del megaproyecto de US$3.300 millones que conectará la formación neuquina con una nueva terminal de exportación en el Golfo San Matías, Río Negro.
La obra alcanzó en agosto un avance físico del 80% y un avance económico del 68%, consolidándose como el principal proyecto de infraestructura energética en ejecución. El oleoducto y la terminal permitirán destrabar un cuello de botella en el transporte de crudo y multiplicar la capacidad exportadora de Argentina.
El bono tendrá un plazo de 4 años, amortización íntegra al vencimiento y pagos de intereses semestrales. Estará denominado en dólares estadounidenses MEP, con tasa fija a definir en la licitación, y cuenta con calificación AAA de FIX. El monto mínimo de suscripción será de US$100. La empresa realizará un roadshow la próxima semana para atraer inversores institucionales.
La colocación local se suma a un esquema financiero que incluye US$2.000 millones de deuda internacional, US$1.000 millones de aportes de accionistas y otros US$300 millones provenientes de mercado local o préstamos bancarios. A agosto, ya se habían desembolsado US$1.628 millones de los bancos y US$698 millones de los accionistas.
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Del costo total, US$2.977 millones corresponden a inversiones de capital: US$1.510 millones para el oleoducto y US$1.466 millones para las terminales. El resto se destinará a intereses durante la construcción, impuestos y reservas de caja.
VMOS está integrado por ocho de los principales productores de petróleo del país: YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Chevron, Shell y Tecpetrol. La participación conjunta de estas compañías asegura respaldo técnico y financiero para el proyecto.
Se espera que el oleoducto inicie operaciones en el primer semestre de 2027, con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios. Luego escalará a 390.000 barriles y finalmente alcanzará 550.000 barriles por día hacia fines de 2027. El plan contempla además una ampliación posterior que llevaría la capacidad a 700.000 barriles diarios en 2029.
De izquierda a derecha: Jorge Scian, Jaime Arias, Nicolás Gandini, Cecilia Todesca y Matías Baglietto.
Cecilia Todesca, economista y ex vicejefa de gabinete, criticó los beneficios que otorga el RIGI por considerarlos excesivos. Sostuvo, por ejemplo, que las empresas inicialmente pedían liquidar entre 20% y 40% de exportaciones, utilidades y dividendos afuera, pero el gobierno decidió darles el 100%. “¿Por qué damos el 100%? Porque el proyecto lo escribieron los privados grandes; se lo dieron al Gobierno y el Gobierno dijo que sí. Y no miró más nada”, aseguró en la nueva emisión de Aguas Arriba, donde compartió panel con Jorge Scian, director Comercial de la empresa TYC S.A.; Matías Baglietto especialista y proveedor de la industria minera, y Jaime Arias, director de Ingeniería, Tecnología y Fabricaciones de la compañía Flargent; bajo la conducción de Nicolás Gandini.
El diseño de RIGI, la posibilidad de equilibrar a largo plazo el sector externo a partir de las exportaciones de recursos naturales, y el impacto del atraso cambiario, de la presión impositiva y de las importaciones en los proveedores de Vaca Muerta, fueron algunos temas que debatieron cuatro especialistas. También se abordó el desarrollo de la minería del cobre, la posibilidad de industrializar localmente este insumo y la necesidad de tener una política de desarrollo para la cadena de valor.
“La Argentina está muy bien posicionada en este escenario mundial tan complejo, con aumento de tensiones, y que se relaciona con los recursos naturales estratégicos que tenemos. Pero hay dos velocidades en la economía, y está vinculado con el plan antinflacionario del Gobierno”, afirmó la economista Cecilia Todesca. “La buena noticia es que, justamente debido a sus recursos naturales, la Argentina podría tener un ingreso muy grande de dólares genuinos por exportaciones, lo que de algún modo relaja una parte del estrangulamiento externo que solíamos tener con independencia del gobierno de turno. De acá a 2030, el promedio de las proyecciones de las exportaciones indica un aumento de entre el 70% y el 100%”, completó.
Cecilia Todesca, economista y ex vicejefa de Gabinete.
Sin embargo, Todesca advirtió que es necesario adoptar, al mismo tiempo, determinadas políticas públicas: “Estamos en un momento muy especial que podemos aprovechar. Y no debería haber perdedores porque tenemos recursos naturales, si hacemos las cosas bien; es decir, con política industrial, científica y tecnológica”.
-¿Qué acciones debe tomar el Estado, más allá de quien gobierne, ahora que tiene por delante un ‘ramp up’ de proyectos de extracción de petróleo, de gas, cobre? – preguntó Nicolás Gandini.
–En cada una de las actividades hay especificidades que atender; es muy difícil pensar que con una sola política le vas a dar a todos los sectores por igual. Pero hay un tema principal que es la infraestructura, en un país que es muy extenso. Necesitás un Estado que se haga de los pesos para financiar esas obras grandes, y aquí hay un tema con la estructura de impuestos y las tarifas, cuya segmentación es muy difícil. Pero no podés reducir la inversión pública a prácticamente cero. Es un disparate. A nosotros también nos faltó plata en ese sector. Luego, también, está el desarrollo de la cadena, en el sentido de no transformar a la Argentina en un enclave de exportación de recursos naturales. No porque eso esté mal, sino porque queremos generar más empleo con mejores salarios. Entonces, sí: infraestructura, política industrial, desarrollo de proveedores. –respondió Todesca.
RIGI: desarrollo asimétrico, empleo y atraso cambiario
El desarrollo de Vaca Muerta convive con un tipo de cambio atrasado, que genera costos en dólares crecientes, y la importación de insumos. ¿Cómo impacta este contexto en la actividad y el empleo de los proveedores medianos y pymes?
“Es complejo el escenario, construirlo no es imposible. El RIGI atrajo muchas inversiones. En este año y medio, los dos proyectos más importantes eran de petróleo y gas, tenían casi el 50% del total”, sostuvo Jorge Scian, director comercial de la empresa metalmecánica TYC S.A, proveedora de compañías en Vaca Muerta. “Nuestra empresa viene creciendo y participando en proyectos. Pero esa no es la realidad de todo el sector”, admitió.
“Si analizamos el RIGI, el 87% de las importaciones que se hicieron (que son US$ 280 millones, son posiciones metalúrgicas. Por otro lado, se registra una caída de 15 puntos en bienes de capital, hay un atraso cambiario y el nivel de empleo va cayendo mes a mes. El combo es bastante malo cuando el nivel de inversión que está atrayendo el RIGI, que es muy importante, no se condice con el nivel de empleo ni tampoco con la participación de pymes locales. El 1,5% está participando, escala al 5% en lo que es indirecto, hay un 15% que quisiera formar parte, y un 80% que no lo hace».
Jorge Scian, director comercial de la empresa metalmecánica TYC S.A.
— ¿Son componentes en los que la industria argentina podría estar en condiciones de competir, pero no puede hacerlo por un tipo de cambio atrasado y porque lo impositivo, en el marco de una apertura irrestricta, te juega en contra? – preguntó Gandini.
–Los fabricantes de bienes de capital ascienden a 400, más menos, en la República Argentina. Separando competitividad de productividad, que es la discusión que siempre damos, hay empresas que tienen un track record de antecedentes, capacidad productiva y ociosidad, porque hoy tenemos un 40% de utilización de capacidad instalada con un 60% que son máquinas apagadas. Con lo cual, el ramp up se puede dar tranquilamente. Tenemos conocimiento y expertise acumulado; la gran mayoría de estas empresas ya son socias de toda la cadena de valor, de YPF, PAE, Total, etc. ¿Entonces por qué no competís? Primero, el valor de la materia prima es mucho más caro en la Argentina, sin sumar la parte impositiva, la falta de infraestructura, las devaluaciones constantes, la inflación y la recesión. Y ahora, el costo de la energía subió, que afecta a los fundidores y después a los bienes de capital. Por lo cual ahí tenés algo que resolver, que es malo para la competitividad por costo. Pero el conocimiento está”. -respondió Scian.
Desde una perspectiva crítica, Jaime Arias, director de Ingeniería, Tecnología y Fabricaciones de Flargent, proveedora de compañías en Vaca Muerta, cuestionó el diseño de RIGI y su impacto en la cadena de valor. “Hay dos velocidades, pero no una rápida y otra lenta. Son velocidades en direcciones opuestas –afirmó-. El RIGI, si bien es un elemento que promueve inversiones, tiene una proyección de creación de empleo de 95.000 puestos de trabajo, de los cuales ya perdimos 340.000. Y si no hay política industrial, si no hay industria, los servicios son de mala calidad”.
Arias añadió que “los proyectos que cuentan con aprobación del RIGI tienen un beneficio fiscal; pero nosotros, si tenemos que importar para fabricar un equipo, como sucede con la chapa desde Brasil, debemos pagar impuestos. Entonces hay asimetría”.
Jaime Arias, director de Ingeniería, Tecnología y Fabricaciones de Flargent.
Beneficios con problemas de diseño
Una visión similar aportó Todesca. “El RIGI y el Súper RIGI tienen varios problemas de diseño”, afirmó. “El Gobierno cometió el error de no escuchar las críticas que le hacen, incluso, quienes están interesados en este régimen. En primer lugar, porque podés darle semejante cantidad de beneficios fiscales y cambiarios a algunos proyectos, pero no a sus proveedores. Estás generando un desenganche de entrada que, además, es muy injusto”, consideró.
Y agregó que los beneficiarios del RIGI “están explotando recursos naturales, no renovables en su mayoría, de todos los argentinos y las argentinas. Y tienen garantizada una tasa de ganancia, que es la renta de estos recursos. Entonces no necesitaban eso. ¿Qué era lo que sí pedían? Entre el 20% y el 40% de la liquidación de exportaciones, utilidades y dividendos afuera. ¿Por qué esa parte de las exportaciones no liquidarlas? Porque si había algún cambio regulatorio en el mercado de cambios, ellos podían tener cierta liquidez para administrar sus pagos. ¿Por qué damos el 100%? Porque el proyecto lo escribieron los privados grandes; se lo dieron al Gobierno y el Gobierno dijo que sí. Y no miró más nada”.
La ex funcionaria agregó: “Estamos frente a una oportunidad histórica: tenemos energía y minería, que son, básicamente por el tamaño de proyectos, los que te pueden cambiar la balanza de pagos por el lado de los bienes. Íbamos a poder estar un poquito más desahogados en el lado externo. Pero en el caso del RIGI, en el cuarto año ya no liquidan exportaciones, y con el Súper RIGI no lo harían en el tercero”, cuestionó. “No te podés dar ese lujo. Y no es algo que necesitaban. El tema de energía y minería, con el cambio de paradigma productivo, hoy es realmente estratégico. Las inversiones iban a venir. Y van a seguir viniendo. No hace falta dar de más”.
Según Todesca, además, “quitar todos los derechos de exportación también es un error. Porque para quedarte con una parte de algunas cosas y generar cadena interna, podés usar el derecho de exportación. Lo utiliza en Chile, por ejemplo, la empresa estatal Codelco”.
En este punto, Scian consideró que el RIGI y el Súper RIGI “de por sí, no es una política; no tenés herramientas, programas, desarrollo de proveedores, financiamiento. Lo que se pactó es un régimen de incentivos a las inversiones con un porcentaje de compra local que fue favorecido por el precio internacional del barril de crudo por la guerra en Medio Oriente. Eso aceleró las inversiones. Se incrementan las exportaciones del país y el recurso en sí, pero eso no agrega valor local, no genera empleo ni un entramado fuerte”, explicó.
Aunque agregó que ese panorama puede cambiar a través del nearshoring y el farshoring. “Se necesita desarrollar porque cada vez es más caro traer las cosas de afuera, con el riesgo y los tiempos, y también hay una ventana de oportunidad. La inversión hay que hacerla ahora, en el corto plazo. Entendemos, y esperamos, que una vez que se realice la inversión en infraestructura, gasoductos y poliductos, podrá haber una mayor inserción de proveedores locales.”
Minería: la hora del cobre
En un contexto donde la Argentina tiene varios proyectos que transitan distintas fases de desarrollo, la explotación del cobre y la inserción de los proveedores en la industria minera en general fue otro eje que se abordó en el debate.
“Durante muchos años, la Argentina no priorizó la inversión en minería; con leyes que se incumplieron, tenemos un track récord bastante flojo con el sector –expresó Matías Baglietto, especialista y proveedor de esa industria-. De hecho, tuvimos 20 años sin inversiones importantes industriales; solo venían aquellas que tenían el costo de oportunidad: litio, oro y plata. En cambio, se cerraron minas de cobre. Hoy, con el RIGI, las inversiones, están comenzando a llegar, son procesos largos. Si logramos las inversiones, ese objetivo está cumplido. Tenerlas es importante.”
En el caso del cobre es también positivo. “Es positivo para la balanza comercial, porque el país llega a importar US$ 500 millones de cobre dependiendo del año, y para las propias fábricas, porque es un insumo que usamos –indicó-. Hay unas 10 fábricas de cable, y el 60% de este producto es cobre.”
Matías Baglietto, especialista y proveedor de esa industria minera.
El especialista añadió que, de acuerdo con un informe del CEP XXI, “el 50% del gasto de una minera, de lo que exporta, son proveedores”. Y el 25% son industriales. Se trata de un actor “que no está localizado tan cerca de la mina y es el más importante a desarrollar; porque el proveedor del primer anillo, el más próximo a la mina, siempre es necesario y es de la zona. En ese sentido, la actividad va crecer y, sabemos, demanda y consume bienes y servicios de proveedores locales”.
Sin embargo, Baglietto advirtió que es preciso trabajar en ese aspecto mediante una política de desarrollo de proveedores. “El RIGI establece un piso muy bajo, del 20%, de contratación local. Esa cifra va a ser superada ampliamente en todos los proyectos. Por debajo del 60% se va completar con proveedores locales. La discusión, entonces, se coloca entre el 60% y el 80%; es decir, de cuánto nos podemos meter en esa franja, porque también está la competencia extranjera, que es buena y es barata”. Al respecto, admitió que la política de proveedores “se está dando desde las cámaras y las provincias, planteando cómo hacer para que el proveedor sea local, de la provincia, de la Argentina. Es una discusión que hay que dar para adelante”.
–¿Creés que vale la pena pensar esquemas de industrialización para el cobre? –preguntó Gandini.
–Tenemos que pensar la matriz industrial argentina: nosotros ya industrializamos cobre. Pero es cobre chileno o brasilero. Es decir, tenemos el proceso productivo para fabricar cables, pero no el insumo. Entonces, ahí sí va a haber algo de punta a punta, si producimos cobre y lo refinamos. Esto, a diferencia de lo que sucede con la producción de baterías, que hoy está prácticamente en China. Hay que ser inteligente y aprovecharlo en los sectores donde ya tenemos algo de experiencia y la capacidad instalada”. –respondió Baglietto.
Vicuña, Agua Rica y Los Azules
El especialista repasó el estado de algunos proyectos de cobre, y se mostró confiado de que las explotaciones de Vicuña, Alumbrera y Agua Rica se puedan implementar.
En el caso de Vicuña, “han conseguido al inversor financiero, que es BHP, la minera más grande del mundo. Hay muchos problemas de infraestructura, ya que es complicado un proyecto de cobre en la Cordillera, pero creo que Vicuña está dando todos los pasos para que salga. Es una construcción que dura 5 o 6 años, y la producción arranca en 2031 o 2032. Es un proceso largo”.
En cuanto a Alumbrera y Agua Rica, “también van a salir”, afirmó. “Alumbrera es un histórico proyecto que ha funcionado siempre, tiene la planta construida. Puede llegar a salir y encadenar con Agua Rica”. En cambio, Baglietto sostuvo que el proyecto Taca-Taca todavía se encuentra en una etapa anterior, “le faltan bastantes estudios”.
El especialista también se refirió a dos proyectos en la provincia de San Juan: El Pachón y Los Azules. El primero tiene 50 años y exporta US$ 5.000 millones por año. El segundo “es un proyecto nuevo, orientado a producir cátodos de cobre (no concentrado). Creo que le hace falta incorporar otro socio para potenciarlo”.
La industria argentina atraviesa un proceso de transformación marcado por diferencias cada vez más profundas entre sectores. Mientras energía, minería y algunos segmentos alimenticios sostienen inversiones y demanda, ramas tradicionales como textiles, electrodomésticos, calzado y metalurgia enfrentan retrocesos de producción y menor utilización de capacidad.
En el primer semestre de 2026, la actividad manufacturera acumuló una caída interanual de 1,9% y quedó 11,8% por debajo del nivel registrado en igual período de 2023. El dato refleja un escenario en el que no toda la industria evoluciona de la misma manera: los sectores asociados a grandes proyectos de inversión y exportación encontraron mejores condiciones que aquellos que dependen principalmente del mercado doméstico.
Uno de los factores que aceleró esa diferenciación fue el aumento de las importaciones. Según el CEPA, durante los primeros seis meses de 2026 ingresaron manufacturas por US$5.362 millones, el valor más alto para un primer semestre dentro de la serie relevada. Los mayores incrementos frente a 2023 se produjeron en electrodomésticos (+109,2%), prendas de vestir (+86,3%) y equipos de transporte como motos y bicicletas (+67,6%).
El aumento de la oferta importada impactó especialmente sobre actividades que ya enfrentaban una demanda interna debilitada. En junio, la producción de aparatos de uso doméstico cayó 22,9% interanual, mientras que la industria textil acumuló una baja de 10,8% en el primer semestre.
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La menor actividad también se refleja en la utilización del aparato productivo. En junio, el uso de la capacidad instalada industrial se ubicó en 59,1%, lo que significa que cerca del 41% de los equipos permanecía sin utilizar. El nivel quedó 9,5 puntos porcentuales por debajo del registro de junio de 2023, mostrando que buena parte de la estructura fabril opera por debajo de su potencial.
En la otra punta aparecen petróleo, gas y minería, actividades que concentran inversiones y proyectos de largo plazo. El desarrollo de Vaca Muerta y las nuevas iniciativas mineras sostienen demanda de servicios, transporte, maquinaria e infraestructura, aunque ese crecimiento no se distribuye de manera uniforme sobre todo el entramado industrial.
Una encuesta de la Fundación Observatorio PyME señaló que apenas 4,7% de las pymes relevadas participa directa o indirectamente como proveedora de proyectos vinculados al RIGI. El dato plantea un interrogante central: cuánto del crecimiento de los grandes proyectos consigue trasladarse hacia proveedores nacionales y pequeñas empresas.
Desde diciembre de 2023, el Gobierno nacional avanzó con reducciones de aranceles para distintos productos —línea blanca, neumáticos, insumos plásticos y bienes de capital— además de derogar la Ley de Compre Nacional mediante el DNU 70/2023. Para una parte del sector empresario, esa apertura obliga a mejorar productividad y calidad; para entidades pyme, el problema aparece cuando la mayor competencia externa coincide con menor consumo y márgenes reducidos.
El resultado es una industria cada vez más segmentada: sectores vinculados con energía, minería y exportaciones muestran mejores perspectivas, mientras varias ramas tradicionales enfrentan un escenario más exigente por la combinación de demanda débil y mayor presencia de productos importados.
El mercado petrolero comenzó la semana con nuevas subas, impulsadas por la escalada de tensión entre Estados Unidos e Irán. El Brent ganó 79 centavos (+0,82%) y alcanzó los US$97,07 por barril, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) avanzó 80 centavos (+0,87%) hasta los US$92,28.
Durante los últimos cinco días, el Brent acumuló un incremento del 7,8% y el WTI casi un 10%. La tendencia refleja la preocupación de los operadores por una posible interrupción prolongada de los suministros desde Medio Oriente, en particular por la reducción del tránsito en el estrecho de Ormuz, una vía estratégica que concentra cerca de una quinta parte del petróleo mundial.
La situación se agravó el sábado con ataques cruzados. El Mando Central de Estados Unidos informó que sus fuerzas atacaron tres petroleros iraníes, uno de ellos alcanzado frente a la isla de Jark.
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Por su parte, la Guardia Revolucionaria Islámica declaró haber atacado tres petroleros que navegaban por rutas no autorizadas en Ormuz y otros tres buques estadounidenses en distintos sectores de la región.
El conflicto comenzó a impactar también sobre el transporte marítimo comercial. Un análisis de inteligencia marítima calificó los episodios como una escalada significativa y advirtió que los barcos mercantes pasaron a ocupar un lugar central dentro de la disputa económica. La utilización de embarcaciones comerciales como herramienta de presión está difuminando la frontera entre operaciones militares y tráfico internacional.
Los datos de navegación refuerzan las señales de alerta. En los últimos diez días, un promedio de apenas 10 buques de mercancías por día atravesó el estrecho de Ormuz, según la consultora Kpler. Se trata del nivel más bajo desde mayo. Una reducción mayor en el movimiento de petroleros podría generar un nuevo impacto sobre los precios debido al riesgo de un shock de oferta.
El crecimiento acelerado de Vaca Muerta está transformando a Rincón de los Sauces, una de las localidades neuquinas más vinculadas con la actividad petrolera. Frente al aumento del movimiento industrial y de la población, el municipio y la provincia de Neuquén avanzan con un plan de inversiones destinado a mejorar accesos viales, servicios básicos y espacios urbanos.
Las necesidades de infraestructura se multiplican con la expansión hidrocarburífera. El incremento de la actividad exige mejores rutas, mayor capacidad en las redes de agua potable y nuevas alternativas habitacionales para una ciudad que debe adaptarse a un ritmo de crecimiento cada vez más acelerado.
En ese contexto, el intendente Laercio Schvarzt impulsa una agenda de obras coordinada con el Gobierno provincial y con empresas privadas que operan en la zona. La prioridad está puesta en acompañar las necesidades de la industria petrolera sin descuidar las demandas cotidianas de los vecinos.
Entre los proyectos aparecen mejoras en los accesos viales y la pavimentación de sectores estratégicos para facilitar el tránsito de vehículos y equipos. La infraestructura vial tiene un papel central en una localidad donde buena parte de la economía depende del movimiento constante hacia los yacimientos y las áreas de servicios.
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También se prevén trabajos para ampliar y mejorar el suministro de agua potable. El crecimiento urbano genera una demanda cada vez mayor sobre las redes existentes, por lo que sumar capacidad resulta necesario tanto para los nuevos barrios como para las zonas consolidadas.
La expansión de las áreas residenciales es otro de los puntos incluidos en la planificación. El crecimiento de Vaca Muerta trae aparejada una mayor demanda de viviendas y servicios, un desafío que obliga a pensar el desarrollo urbano de Rincón de los Sauces con una mirada de mediano y largo plazo.
Asimismo, el municipio busca fortalecer la capacitación de los jóvenes para que puedan acceder a las oportunidades laborales que genera la industria hidrocarburífera. Los cursos y programas vinculados con operaciones petroleras y seguridad industrial apuntan a generar mano de obra local y facilitar la incorporación de vecinos a un sector que requiere perfiles cada vez más preparados.
La capacitación también puede ayudar a que una mayor parte del impacto económico de la actividad quede dentro de la propia localidad, consolidando a Rincón de los Sauces como un nodo energético y social clave en la expansión de Vaca Muerta.
El fenómeno climático El Niño 2026/27 amenaza con jaquear la cadena logística que abastece de arena silícea a la Cuenca Neuquina. Un informe elaborado por el consultor Roberto Lino Blanco advierte que las lluvias extraordinarias previstas para el Litoral ponen en riesgo el suministro desde Entre Ríos, origen de más del 80% de la arena utilizada en la fractura hidráulica.
Las proyecciones de la NOAA y del Servicio Meteorológico Nacional asignan un 81% de probabilidad a un evento muy fuerte entre octubre y diciembre, con continuidad hasta la primavera boreal de 2027. Para Argentina, el pico se ubicaría entre noviembre y febrero, coincidiendo con el período de mayor actividad en Vaca Muerta.
El punto crítico está en Ibicuy y Diamante, donde se extrae la arena de mayor pureza y esfericidad. Según Blanco, “esta arena no es sustituible en el plazo que estamos discutiendo, hay que proteger la infraestructura que la saca de ahí”. Las arenas de cercanía desarrolladas por operadoras representan apenas el 14% del consumo total.
La humedad es otro cuello de botella. El material sale de planta con 12% de humedad y las plantas de secado están dimensionadas para ese nivel. Un ingreso con mayor humedad implica más consumo energético y menos capacidad diaria, justo cuando crece la demanda.
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Cada pozo no convencional requiere entre 11.000 y 15.000 toneladas de arena, y más del 70% del costo final corresponde a logística. Actualmente circulan entre 2.000 y 3.000 camiones diarios, con una flota dedicada de 4.000–4.300 unidades. El recorrido desde Entre Ríos a Neuquén debería completarse en 48 horas, pero hoy demanda 70–75 horas por demoras operativas y climáticas.
La Ruta Provincial 45, principal salida de Ibicuy, soporta más de 350 camiones batea diarios. Aunque fue intervenida en 2024 con un plan de bacheo de $5.000 millones, requiere una repavimentación integral estimada en USD 40–50 millones. Blanco resume: “Para el verano que viene, la RP 45 es la que es”.
El consumo de arena pasó de 5,5 millones de toneladas en 2025 y podría alcanzar 8,4 millones en 2027, con proyección de 12 millones hacia 2030. Los acopios en Añelo cubren apenas ocho o nueve días de operación, lo que deja al sistema sin margen de maniobra frente a disrupciones.
Como alternativa estructural, el informe propone la “Ruta de la Arena”, un corredor multimodal con salida fluvial en Campana y destino en San Antonio (Río Negro), reduciendo a la mitad el tramo terrestre. Sin embargo, Blanco advierte que no estará operativo para enero de 2027. Para el corto plazo, recomienda compactar plateas de acopio, mejorar drenajes, medir humedad en carga y establecer stocks de seguridad en cuenca.
El Gobierno de Javier Milei publicó el listado oficial de 45 empresas y ejecutivos sancionados por participar en la exploración y explotación de hidrocarburos en las Islas Malvinas. La medida busca trasladar la disputa de soberanía al terreno económico y desincentivar la explotación unilateral de recursos en el Atlántico Sur.
Las sanciones alcanzan a compañías británicas, canadienses, israelíes, estadounidenses, danesas, suecas, sudafricanas y neerlandesas. Entre las principales figuran Navitas Petroleum, Rockhopper Exploration, JHI Associates, Borders & Southern y Noble Corporation, además de fondos de inversión y proveedores estratégicos.
El documento oficial las califica como “ilegítimas licenciatarias”, al considerar que operan sin autorización de Buenos Aires en un territorio cuya soberanía reclama la Argentina. Las restricciones incluyen prohibiciones para operar en el país, limitaciones financieras, impedimentos para participar en licitaciones y restricciones migratorias para personas físicas.
Dentro del grupo vinculado a Navitas Petroleum, se sancionó a accionistas como Harel Insurance, Migdal, Phoenix Holdings y Meitav Investment House, además de ejecutivos israelíes como Gideon Tadmor Cohen y Jonathan Sternberg.
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Por su parte, Rockhopper Exploration quedó alcanzada junto a accionistas como Noked Capital, Aedos Advisers, Exodus Management Israel y Ion Fund Management, además de directivos británicos Samuel Moody y William Rees Perry.
También se incluyó a Borders & Southern, con accionistas en Reino Unido y Canadá, y a JHI Associates, vinculada a Eco Atlantic Oil & Gas y fondos internacionales como CIBC Asset Management, Avanza Bank Holding y Coronation Fund.
El Gobierno sostuvo que el objetivo es “reforzar la posición argentina frente a las actividades hidrocarburíferas desarrolladas en el Atlántico Sur”. La estrategia se complementa con acciones diplomáticas y reclamos ante organismos internacionales.
La decisión generó tensión con el Reino Unido, que considera legítimas las operaciones bajo su legislación local. Medios británicos señalaron que las compañías continuarán con sus actividades, mientras Argentina insiste en que cualquier explotación sin autorización nacional constituye una actividad ilegítima.
Vista externa del edificio del reactor RA-10. A la derecha, en un galpón anexo al reactor, se encuentra el Laboratorio Argentino de Haces de Neutrones (LAHN).
La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) avanza hacia la concreción y puesta a crítico del reactor multipropósito RA-10 en los primeros meses de 2027. El proyecto emplazado en el Centro Atómico Ezeiza será de clase mundial en materia de producción de radioisótopos medicinales y aportará aplicaciones nucleares e industriales novedosas para el país.
En paralelo, el gobierno avanzará en la creación de una nueva empresa de base tecnológica junto a un socio externo que aporte un capital estimado de US$ 200 millones para construir una planta anexa que será necesaria para aprovechar al máximo la capacidad productiva de radioisótopos médicos del reactor. Como referencia, el RA-10 tendrá cinco veces la capacidad de producción que posee el reactor RA-3 (también localizado en Ezeiza), o el equivalente a 20% de la producciónmundial.
La CNEA buscará un socio externo para constituir una empresa mixta encargada de la operación y gestión comercial del reactor. El organismo científico nuclear seguirá siendo dueña de los activos y mantendrá laacción de oro, indispensable para vetar cambios en el destino de las instalaciones, independientemente de la participación que tenga en la sociedad.
La institución posee en Ezeiza una planta de producción de radioisótopos. Se trata de una instalación que recibe los blancos irradiados procedentes del núcleo del RA-3 y los procesa para separar los radioisótopos de aplicación médica que se destinan a la comercialización, siendo el más típico el molibdeno 99. La instalación podrá gestionar una parte de los blancos irradiados extraídos del núcleo del RA-10, aunque es necesario construir una segunda planta deproducción deradioisótopos en Ezeiza para maximizar la producción.
EconoJournal participó de una recorrida por la instalación que aloja el nuevo reactor de la CNEA junto a autoridades de la institución,de la Secretaría de Asuntos Nucleares(SAN) y de la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN). También participaron representantes de las empresas INVAP (diseñadora del reactor y principal contrista en el proyecto), Conuar y Nucleoeléctrica Argentina.
El reactor RA-10 permitirá a la Argentina incrementar la producción de radioisótopos médicos que ya se producen en el RA-3 y en otros reactores del país (como el molibdeno 99), otros nuevos (lutecio 177), realizar investigación con haces de alto flujo neutrónico en el Laboratorio Argentino de Haces de Neutrones (LAHN), brindar servicios industriales (análisis de materiales) y realizar ensayos fundamentales para el diseño de nuevos combustibles nucleares para centrales de potencia. Además, brindará el servicio de dopaje de silicio, una novedad que posicionará al país en la cadena de valor de la industria internacional de semiconductores.
Toma cenital al interior de la pileta abierta de 12 metros de profundidad que aloja el reactor RA-10. En el fondo se puede apreciar el tanque reflector,el corazón tecnológico del reactor, con sus distintas posiciones para colocar mediante una grúa los blancos, las barras de silicio, los materiales y los combustibles que serán irradiados.
El Estado nacional lleva invertidos 530 millones de dólares en el proyecto RA-10, cuya construcción comenzó en 2016. El avance global del proyecto se ubica en un 88,3%, con un fuerte aumento en el ritmo de la instalación y montaje de equipos y en los ensayos preoperacionales a partir de la firma de la adenda 7 a la parte financiera de los contratos con INVAP y otras empresas involucradas en 2025.
El presidente de la CNEA, Martín Porro, destacó que la firma de la adenda permitió desde febrero de 2025 un avance de 2% mensual en la instalación y montaje de equipos, alcanzado un 96,20% a agosto de 2026. En paralelo, ya se avanzó en el 54,05% de los ensayos en la etapa preoperacional (la prueba de todos los sistemas y equipos antes de la primera puesta del reactor a crítico).
“Se hizo un trabajo muy fuerte de avance en este último año, trabajando con INVAP lado a lado y las empresas del sector, pero también a nivel financiero, gracias a la creación de la Secretaría de Asuntos Nucleares, que nos permitió destrabar este ida y vuelta para poder explicar claramente lo técnico al sector financiero y para que, de vuelta, desde el sector financiero, pudieran acompañarnos de manera eficaz en el desembolso de cada una de las necesidades financieras del proyecto”, explicó Porro. Precisamente, el Ministerio de Economía aprobó en julio un refuerzo presupuestario de 53.000 millones de pesos para el proyecto RA-10.
Con la construcción y el montaje prácticamente finalizados, los esfuerzos se concentrarán en los próximos meses en obtener las licencias de puesta en marcha (primera criticidad) y de operación regular del reactor ante la ARN. La expectativa es poner el reactor a crítico durante el primer trimestre de 2027 y comenzar con su operación regular a mediados de ese año.
Por qué la CNEA creará una empresa mixta para operar y comercializar el reactor RA-10
Autoridades de la SAN, CNEA y ARN junto con representantes de INVAP, Conuar y Nucleoeléctrica, presentes en la visita al RA-10.
El esquema inicial de operación tiene previsto retirar blancos irradiados del núcleo del RA-10 y transportarlos a la planta de producción de radioisótopos anexa al RA-3. Sin embargo, para alcanzar la máxima producción que el RA-10 puede ofrecer, la CNEA necesitará de una segunda planta, cuyo costo estima en el orden de los 200 millones de dólares, una inversión potencialmente calificable para el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Con ese fin, el gobierno está impulsando la creación de una nueva empresa de base tecnológica entre la CNEA y una empresa interesada en realizar esa inversión. La CNEA esta facultada por la Ley N° 24.804 de la Actividad Nuclear para lanzar un concurso publico con el objetivo de encontrar un socio para la creación de una empresa de base tecnológica, sin tener que pasar por el Congreso.
El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, explicó la relevancia de incorporar un socio en una empresa mixta. «El RA-10 tiene una proyección comercial hacia el sudeste asiático que, sin la disciplina propia de una empresa, de aquello que busca estar en el delivery, no se puede alcanzar. Entonces, además de terminar la construcción del reactor, nuestro objetivo es volver a crear una empresa de base tecnológica desde la CNEA, como en otros tiempos se creó Conuar, Dioxitek o Nucleoeléctrica», dijo Ramos Napoli.
La mencionada disciplina se relaciona con dos factores: los límites de la CNEA para gestionar el reactor de forma comercialmente eficiente y el costo operativo que conlleva la planta. En CNEA estiman que el OPEX del RA-10 se ubica en el orden de los 14 millones de dólares por año, lo que equivale a un 10 a 15% del presupuesto anual de la institución.
El objetivo es trasladar el costo de operación del reactor y el LAHN desde la CNEA hacia la nueva empresa, que no tendrá las restricciones propias de una institución pública en lo que respecta a contrataciones y una operación eficiente del activo. A cambio, la institución podrá disponer del uso del LAHN a costo operativo cero y se repartirá con el socio los eventuales dividendos generados por la venta de radioisótopos, silicio dopado y otros servicios.
El plantel necesario para operar el reactor es de unas 60 personas (sin contar los equipos de apoyo), distribuidas en 6 grupos rotativos de 10 trabajadores.
Los radioisótopos médicos tienen una vida útil que se cuenta en el orden de días. La logística de entrega del producto a los centros médicos en la Argentina y el extranjero debe estar perfectamente alineada con la producción. Por lo tanto, la administración de los grupos de trabajo en el reactor requiere de una flexibilidad propia de una empresa y que hoy la CNEA no cuenta por su andamiaje jurídico.
En cuanto al RA-3, la CNEA planea dejar al reactor como «back-up» para producir radioisótopos durante las paradas de mantenimiento del RA-10 o para atender demandas internacionales en momentos puntuales.
En lo que respecta al LAHN, la prestación de los servicios del reactor no va en detrimento del flujo de neutrones necesario para las tareas de investigación, por lo que producción e investigación pueden convivir perfectamente.
El gobernador Rolando Figueroa en Washington junto al coordinador de Energía, Daniel González.
Otra semana en Houston. El gobernador Rolando Figueroa regresó a la capital energética del mundo para ofrecer Vaca Muerta a inversores, mostrar el modelo neuquino y negociar financiamiento con organismos internacionales de crédito como el BID.
El mandatario habló de un «2X» de la producción para el 2030 que se replicará en un 2X también para el desarrollo de la provincia y trazó una hoja de ruta donde introdujo la idea de reactivar el fondo soberano: sería «inmediatamente» después de que Neuquén termine de saldar su deuda en infraestructura.
La visita del gobernador buscó dejar también una señal política para las empresas. A los elogios que le dedicó al gobierno nacional, del que destacó haber «equilibrado la macro» y reformular la Ley de Hidrocarburos, sumó una visita en Washington junto al coordinador de Energía de la Nación, Daniel González, y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, que el embajador Alejandro Oxenford presentó como «una poderosa señal» de lo estratégica que se volvió la agenda energética en el país.
Figueroa subió al viaje a dos intendentes, el de Neuquén, Mariano Gaido, y el de Plaza Huincul, Claudio Larraza, uno aliado y uno propio, respectivamente. Estaba previsto que participara el de Cutral Co, Ramón Rioseco, pero finalmente no viajó y esquivó la consulta de EN/CLAVE por los motivos.
Rioseco es, técnicamente, un opositor de Figueroa aunque construyó con él una sinergia mucho más sólida de la que llegó a tener con los gobiernos del MPN. El intendente parece haber desistido ya de sus intenciones de gobernar la provincia y se espera una definición sobre si se presentará por un cuarto mandato en su ciudad. En Cutral Co algunos dudan sobre si está habilitado por la Carta Orgánica, pero él asegura que sí: ya dejó pasar un período intermedio fuera del gobierno.
Si el buen vínculo con La Neuquinidad se mantiene, bien podría allanarle el camino para que compita sin más divisiones contra La Libertad Avanza, que busca posicionar al concejal César Pérez, quien este año esquivó un pedido de juicio político por haber querido vincular la gestión de Rioseco con el narcotráfico.
Entre los que sí fueron a la gira, Gaido pareciera ser quien sacó mayor rédito. Se sentó junto al gobernador en mesas importantes como la que se organizó con el «rey del shale», Harold Hamm, dueño de Continental Resources. Hay que tener a los amigos cerca y a los aliados (sobre todo a los que tienen estructura propia, autonomía presupuestaria y ambición de poder), más cerca.
Para Larraza, de todas formas, fue un espaldarazo del gobierno en momentos donde se definen los armados electorales del año que viene. El intendente de Huincul puede repetir y está aferrado a la expectativa que abrió en la comarca petrolera el proyecto de Argentina LNG. Este jueves, precisamente, será anfitrión de la audiencia pública que se realizará por la planta de separación de gas que tiene previsto construir YPF.
Un gobernador del 50%
En paralelo, en el gobierno nacional ya se detecta cierta urgencia por concretar un entendimiento con Rolando Figueroa para las elecciones del 2027. Si bien hay una necesidad de ambos lados (al gobierno provincial le conviene la macro ordenada y un Estado nacional que no intervenga sobre el precio del gas y el petróleo, por ejemplo), pareciera ser mucho mayor del lado de los libertarios.
Le piden al gobernador una decisión que no tiene ningún apuro en dar sobre mantener su esquema provincialista original o pintarse un perfil de la cara de violeta.
Quienes trabajan con Figueroa aseguran que «no hay ninguna posibilidad» de ir en el 2027 con La Libertad Avanza. Es más, la campaña será el modelo neuquino -orden fiscal con obra pública y Estado presente- versus el que propuso el gobierno de Milei. En ese entendimiento, hay un único acuerdo posible con el oficialismo nacional que consiste en acompañar algunas de sus iniciativas legislativas a cambio de una no intromisión de los libertarios en el camino a la reelección del gobernador.
Para los más optimistas de La Neuquinidad, lo único que está en discusión hoy es si Figueroa superará el año que viene el 50% o no. En el 2023 ganó con un 36% de los votos y un ajustado margen de tres puntos respecto del segundo, el competidor del MPN, Marcos Koopmann. Una buena elección en el 2027, necesariamente, deberá mostrar al gobernador con una diferencia mucho mayor sobre el segundo.
En la historia democrática de la provincia, solo dos pudieron superar esa marca: Felipe Sapag, quien llegó a imponerse con un 61% en su última elección, y Jorge Sobisch.
Como contó EN/CLAVE la semana pasada, el oficialismo ya está organizando su esquema de alianzas para el año que viene, el cual plasmará en una ingeniería electoral similar a la del 2023: Figueroa candidato a gobernador y un menú de listas colectoras con postulantes propios a diputados pegadas a la fórmula.
Es posible que Comunidad y Avanzar compartan nómina con una lista espejo (en la anterior elección esto lo habían hecho Comunidad y Desarrollo Ciudadano, el partido de la destituida vicegobernadora Gloria Ruiz), mientras que Primero Neuquén, Fuerza Neuquina y Federal, el PRO y el Frente Grande llevarán nombres propios para la Legislatura.
El abanico de opciones no integrará al Movimiento Popular Neuquino que, como se anticipó en la anterior edición, formalizará dentro de poco su desistimiento de participar en las elecciones por primera vez en su historia.
El Reactor Argentino Multipropósito RA-10 se pondrá en marcha en 2027 anunció el Secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, y confirmó que el proyecto permitirá incorporar inversión privada para desarrollar la planta de producción de radioisótopos asociada al reactor.
El proceso de puesta en marcha comenzará antes de fin de año, con el objetivo de completarse durante los primeros meses de 2027.
El RA-10 es el proyecto de mayor envergadura desarrollado por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) en las últimas décadas. La CNEA es responsable del proyecto y propietaria de la tecnología del reactor, y lleva adelante su construcción con la participación de INVAP en la gestión del proyecto y la provisión de servicios de ingeniería especializados. El anuncio se realizó en el Centro Atómico Ezeiza, durante una jornada que reunió a autoridades del sector nuclear, representantes de empresas e invitados institucionales, e incluyó un recorrido por las instalaciones.
Una obra reactivada y próxima a finalizar
Según se indicó, el proyecto se encontraba sin el financiamiento necesario para continuar los trabajos, con contratos y frentes de obra paralizados. El montaje de los equipos y sistemas del reactor registraba un avance del 52 por ciento.
A partir de la reactivación de los contratos y de los trabajos en el sitio, la obra civil y la ingeniería fueron completadas y el montaje avanzó hasta el 96 %, por lo que la construcción del reactor se encuentra actualmente en su tramo final. Unas 530 personas trabajan hoy en el proyecto.
Las tareas se concentran en completar el montaje y realizar los ensayos necesarios para verificar el funcionamiento de los distintos sistemas. Finalizada la construcción, el proyecto avanzará sobre las etapas de licenciamiento y puesta en marcha, que constituyen instancias diferentes del avance físico de la obra.
“Recibimos un proyecto sin financiamiento para continuar los trabajos y sin una definición sobre cómo aprovechar su capacidad productiva. Hoy la construcción está prácticamente terminada, tenemos un cronograma para su puesta en marcha y un esquema para transformar esa inversión en producción para la Argentina y para el mundo”, señaló Ramos Napoli.
La inversión para producir radioisótopos
La finalización del reactor resuelve una parte central del proyecto, pero no alcanza por sí sola para desarrollar la producción comercial de radioisótopos. Para ello es necesario contar también con una planta de producción asociada, en la que se procesarán los materiales irradiados en el RA-10 para obtener los radioisótopos destinados al sistema de salud y a los mercados de exportación.
La Secretaría de Asuntos Nucleares definió un modelo que permitirá incorporar capital privado para financiar la construcción y llevar adelante las actividades productivas y comerciales asociadas al reactor.
El esquema se encuadra en los criterios establecidos por la Ley 24.804 de la Actividad Nuclear, que mantiene en cabeza del Estado nacional la definición de la política nuclear, la regulación y la fiscalización, y contempla la participación estatal y privada en las actividades productivas y comerciales del sector.
Entonces, la inversión necesaria para completar la capacidad productiva del RA-10 será aportada por el sector privado, mientras que el Estado mantendrá la conducción de la política nuclear y las responsabilidades vinculadas con la regulación, la seguridad y las salvaguardias.
“La planta asociada es la que nos permitirá convertir la capacidad del RA-10 en radioisótopos para el sistema de salud, exportaciones y divisas. Para desarrollarla vamos a incorporar inversión privada, sin resignar ninguna de las responsabilidades que corresponden al Estado en materia nuclear”, afirmó Ramos Napoli.
La industria nuclear argentina cuenta desde hace décadas con experiencias de articulación de este tipo. Es el caso de CONUAR, fabricante de componentes para el ciclo de combustible nuclear, empresa de capital mayoritariamente privado en la que la CNEA mantiene participación accionaria.
Qué producirá el RA-10
El RA-10 es un reactor nuclear multipropósito de investigación y producción, con una potencia de 30 MW. No genera electricidad: utiliza los neutrones producidos por la fisión nuclear para elaborar productos y prestar servicios destinados a la salud, la industria, la ciencia y la tecnología.
Una de sus principales funciones será la producción de radioisótopos utilizados en medicina nuclear. Entre ellos se encuentra el molibdeno-99, a partir del cual se obtiene el tecnecio-99m, ampliamente utilizado en estudios de diagnóstico por imágenes. También podrá producir lutecio-177, empleado en tratamientos oncológicos, e iridio-192, utilizado en aplicaciones médicas e industriales.
La capacidad proyectada permitirá alcanzar una producción equivalente a aproximadamente el 20 % del mercado mundial actual de determinados radioisótopos, lo que ubicará a la Argentina entre los principales productores internacionales.
El reactor permitirá además producir silicio dopado, un insumo utilizado en la fabricación de semiconductores de alta potencia para aplicaciones industriales, sistemas eléctricos, energías renovables y transporte.
También brindará servicios de ensayo de materiales, irradiación y análisis por activación neutrónica para aplicaciones científicas e industriales.
La capacidad prevista para el RA-10 supera la demanda doméstica proyectada. Esto permitirá abastecer al sistema de salud argentino con producción nacional y exportar el excedente, generando divisas y empleo altamente calificado en un mercado internacional con pocos productores y altas barreras tecnológicas, se destacó.
SLB reafirmó el «compromiso con el cumplimiento de las normas vigentes» al descartar cualquier participación en el proyecto de explotación de recursos en torno a las Islas Malvinas.
La compañía de servicios petroleros Schlumberger (SLB) hizo público este sábado que no está participando y no va a participar de ningún proceso de licitación que puedan llevar adelante las compañías operadoras que pretenden desarrollar el proyecto de explotación de hidrocarburos offshore Sea Lion, en proximidad de las Islas Malvinas.
La posición de la compañía es en respuesta al Decreto 868/26 del Poder Ejecutivo, en cumplimiento de la Ley 26.659, por la cual se endurecen las herramientas administrativas del Estado para sancionar e inhabilitar a las empresas que participen de la exploración y explotación ilegítima de hidrocarburos en la plataforma continental alrededor de las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur.
La multinacional expresó mediante un comunicado: «SLB, en atención a lo establecido por Decreto 868/26 del Poder Ejecutivo Nacional, informa que no está participando ni tiene previsto participar en procesos de licitación que tengan por objeto la prestación de servicios para proyectos hidrocarburíferos en las Islas Malvinas, así como en los espacios marítimos circundantes».
De esta manera la compañía de servicios especiales, considerada una de las más grandes del mundo, expresó en el breve escrito que «SLB reafirma su compromiso con el cumplimiento de las normas vigentes«. El pronunciamiento formal de la empresa busca despejar cualquier incertidumbre regulatoria en el ámbito local e internacional.
La comunicación toma trascendencia por la escala global de SLB en la industria upstream y de servicios y como cotizante en la Bolsa de Nueva York (NYSE: SLB). La corporación opera en más de un centenar de países, y en la Argentina es la principal empresa de servicios en Vaca Muerta, junto a compañías como Baker Hughes y Halliburton.
La reacción del Gobierno nacional al proyecto Sea Lion
El presidente Javier Milei anunció el jueves que va a incrementar la presión sobre las petroleras extranjeras que pretendan iniciar la explotación hidrocarburífera en las Islas Malvinas. La reacción oficial lleva a poner el foco en el proyecto que impulsan la compañía británica Rockhopper Exploration y su par israelí Navitas Petroleum en el yacimiento offshore Sea Lion, 220 kilómetros al norte del archipiélago.
Ante el avance de las fases de desarrollo del proyecto Sea Lion en la cuenca Malvinas Norte, el Poder Ejecutivo mediante el Decreto 868/26, agilizó las sanciones contra empresas que realicen o asistan operaciones hidrocarburíferas ilegítimas en torno a las Islas Malvinas y traslada a la Cancillería el rol de autoridad de aplicación de la Ley 26.659.
La medida establece un trámite sumario de solo 10 días hábiles para resolver inhabilitaciones operativas de 5 a 20 años y la caducidad de concesiones, e impone como condición excluyente la presentación de una declaración jurada de cumplimiento soberano para obtener permisos de la Ley de Hidrocarburos. De la misma manera condiciona la posibilidad de acceder a los beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios delRIGI, alcance que abarca tanto a los titulares de los proyectos como a toda su cadena de participación societaria.
El intendente de Añelo, Fernando Banderet, junto a la diputada Daniela Rucci.
La competencia por la intendencia de Añelo, la ciudad insignia de Vaca Muerta, comienza a perfilarse como uno de los platos fuertes de las elecciones del 2027 en Neuquén. La ciudad que concentra la mayor parte del boom hidrocarburífero tendrá a Fernando Banderet compitiendo por su reelección con respaldo petrolero, pero también a La Libertad Avanza buscando capitalizar el apoyo que los vecinos le dieron a Javier Milei el año pasado.
La ciudad irá a las urnas en la misma fecha en que se elija gobernador y diputados provinciales, pues no tiene autonomía para definir su propio calendario electoral.
En el 2023 alcanzó un registro de 8.500 votantes, lo que le asigna una participación de apenas el 1,5% en el padrón provincial: su peso es más bien político, porque el intendente de la localidad es quien administra una de las principales puertas de entrada a Vaca Muerta.
Según pudo saber EN/CLAVE, la intención de Fernando Banderet es competir por su reelección, tras un primer mandato que en el gobierno provincial reconocen como bueno.
La gestión viene enfocada en resolver el acceso a servicios básicos como el gas y el agua, y con un plan de asfalto que, en dos años, duplicó la cantidad de metros lineales que se habían construido hasta el momento.
El gobierno de Rolando Figueroa también le dio un espaldarazo con el inicio de las obras para desviar el tránsito pesado de la industria del casco urbano y el acuerdo con YPF para llevar el gas a los vecinos de La Meseta. Esta semana, funcionarios del Ejecutivo y diputados recorrieron con Banderet algunas de las obras que la Provincia está realizando en la ciudad como la nueva EPET 23 de 5.000 metros cuadrados que se terminará a fin de año.
Citroneta o Ferrari
Banderet se impuso en 2023 con un 46% de los votos frente al 41% que obtuvo Adriana Pezuk, la candidata del Movimiento Popular Neuquino.
El ahora intendente llevó el sello de Comunidad y ganó con un fuerte apoyo de la Uocra de Juan Carlos Levi, quien le aportó el músculo y territorio necesarios para enfrentar al aparato de Petroleros. Banderet hizo gala de esa campaña a pulmón que incluyó recorridas con una humilde citroneta violeta que viró en metáfora: «la citroneta le ganó a la Ferrari», fue el comentario tras el triunfo electoral.
Ahora, el escenario luce distinto. La gestión de Banderet alcanzó un buen entendimiento con el sector de Petroleros Privados que lidera Marcelo Rucci y su partido, Fuerza Neuquina y Federal, lo acompañará en su desafío por la reelección.
La diputada provincial Daniela Rucci, de hecho, oficia como una suerte de jefa de campaña en la localidad que, pese a ser la capital de Vaca Muerta, no tiene precisamente una relación de amor con el gremio. Por ese motivo, no se descarta que surja otra opción, aúndentro del ecosistema de Rolando Figueroa, para nuclear a quienes no están de acuerdo con esta alianza.
Como anticipó EN/CLAVE, Levi también empezó a tramitar en la justicia federal la inscripción de un partido propio, Construir Neuquén, aunque es poco probable que llegue a obtener a tiempo la personería jurídica, si es que las elecciones se convocan para los primeros meses del 2027.
En líneas generales, La Neuquinidad dejará jugar a todos los que quieran ser candidatos en los municipios siempre que aporten a la reelección del gobernador.
Libertarios en busca de outsiders
La diputada nacional Soledad Mondaca es la coordinadora de La Libertad Avanza en toda la zona petrolera de la provincia, lo que incluye Añelo. En diálogo con EN/CLAVE, destacó a la ciudad y a Rincón de los Sauces como «estratégicas para Neuquén y el desarrollo energético del país» y confirmó que competirán por las intendencias con equipos propios.
«Me preguntaron si, por haberme reunido con el intendente, íbamos a ir juntos. No vamos a ir con Banderet, no vamos a ser colectora de nadie y vamos a llevar candidatos propios en todas las localidades», afirmó.
Dijo que están trabajando en mantener presencia territorial en la ciudad, dialogando con pymes, comerciantes y vecinos «para ver cuáles son los problemas concretos». «Lo que queremos es potenciar a personas que siempre participaron desde el anonimato y que hoy se animan a ser protagonistas», dijo en referencia a que la mayoría de los perfiles son de «outsiders» de la política.
Mondaca dijo que aún no definieron quién llevará la candidatura y aseguró que no tienen «ansiedad» por hacerlo porque la elección aún está lejos. Confían, además, en el respaldo que Añelo le dio a Javier Milei en las últimas elecciones nacionales.
Sobre los problemas en la ciudad, describió que necesita «mucha infraestructura» y que «el trabajo involucre, no solamente a gente de afuera, sino a los vecinos». «Necesitamos que se sienta el impacto de Vaca Muerta y la actividad y que se vea. Que no quede solamente el reparto entre los amigos del poder», planteó.
Añelo es un municipio de segunda categoría, por lo que no cuenta con autonomía política plena. Foto: Matías Subat.
Recategorización, al freezer
Si bien la relación del gobierno de Rolando Figueroa con Fernando Banderet no muestra fisuras, el oficialismo parece haber frenado, por el momento, el proyecto para recategorizar a Añelocomo municipio de primera categoría.
El intendente presentó la propuesta en la Legislatura en mayo pasado, acompañado por la diputada Daniela Rucci, bajo la justificación de que la localidad insignia de Vaca Muerta ya superó «ampliamente el piso constitucional de los 5.000 habitantes» que impone la Constitución de Neuquén.
El proyecto tomó estado parlamentario en junio y fue girado a tres comisiones: a la de Asuntos Municipales, de Asuntos Constitucionales y la de Presupuesto. Y hasta ahí llegó su trámite legislativo, porque nunca se puso en tratamiento.
Según pudo saber EN/CLAVE de fuentes de La Neuquinidad, no hay intenciones de avanzar en la recategorización con el calendario electoral prácticamente en marcha. El debate podría abrir una oleada de reclamos de otros municipios en similares condiciones como Aluminé y Las Lajas, en el centro de la provincia, que también cuentan con el requisito poblacional cumplido según el último censo.
El argumento oficial es que es necesario darle un tratamiento «de Estado», con la participación del Copade, el organismo de planificación de la provincia, y el análisis de estadísticas oficiales. Es decir, evitar apurar la recategorización de un municipio solo porque insistió más que otros o reclamó más fuerte.
En el contexto del anuncio realizado por el presidente Javier Milei, el jueves 3/9, sobre la cuestión de la soberanía argentina en las Islas Malvinas, y la disputa persistente con Gran Bretaña sobre dicho territorio desde 1833, el gobierno designó al Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto como Autoridad de Aplicación de la Ley 26.659, referida a las condiciones para la exploración y explotación de hidrocarburos en la plataforma continental argentina -sancionada en el año 2011- y su modificatoria (26.915/2013) que endurece las sanciones penales contra la explotación no autorizada de hidrocarburos en el mar argentino.
La designación fue realizada a través del Decreto 868/2026, que en lo hecho implica para el Poder Ejecutivo Nacional salir del letargo político en el que estuvo sobre éste tema, a pesar de conocerse el avance de la petrolera inglesa Rockhopper Exploration y la israelí Navitas (operadora) en su declarada intención de explorar y explotar hidrocarburos en la cuenca offshore Malvinas Norte, Area Sea Lion, a 220 kilómetros de las islas.
La petrolera tomó la Decisión Final de Inversión para la fase primera fase del proyecto, donde estima producir hasta 55.000 barriles diarios de petróleo (bdp) a partir de 2028, con una inversión calculada en 1.800 millones de dólares, financiada por bancos y fondos de inversión británicos y estadounidenses.
Rockhopper detenta el 35 % del proyecto exploratorio que encaró hace años con otras compañás. El 65 % restante quedó en manos de Navitas Petroleum, que se asoció al proyecto en 2022 adquiriendo la participación que tenía Harbour Energy, otra compañía inglesa, que está participando como socia en proyectos energéticos en la Argentina continental.
En los considerandos del D-868 el gobierno refiere que la Ley 26.659 y su modificatoria establece que “la Autoridad de Aplicación procederá, previo proceso administrativo, a inhabilitar por el plazo de 5 a 20 años a las personas humanas o jurídicas, nacionales o extranjeras, que incumplan alguna de las prohibiciones dispuestas y que, en caso de que la persona que viole alguna prohibición posea concesiones hidrocarburíferas, (en el país) estas se revertirán al Estado nacional o a los estados provinciales, según el ámbito territorial en que se encuentren”.
La Administración Milei recuerda ahora en los considerandos del decreto que “desde la sanción de la citada ley la Autoridad de Aplicación declaró la ilegalidad de actividades llevadas adelante en la Plataforma Continental Argentina por DIEZ (10) empresas, declarándolas “clandestinas” por desarrollar actividades hidrocarburíferas en territorio de la República Argentina sin estar habilitadas para ello por las autoridades nacionales competentes”. “También se ha dispuesto la inhabilitación de ciertas empresas, en los términos de la Ley 26.659”, se señaló.
En otro de los considerandos el gobierno citó que “en el último tiempo, (que no precisó) distintas personas humanas o jurídicas comenzaron a desarrollar de manera ilegítima actividades vinculadas con la exploración y explotación de hidrocarburos en los espacios marítimos circundantes a las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur, parte integrante del territorio nacional argentino”.
Tal como sucesivos gobiernos han reclamado históricamente, ahora la Adminnistración Milei reiteró que “Tales actividades (ilegítimas) se enmarcan en la existencia de una disputa de soberanía reconocida por la comunidad internacional y resultan incompatibles con la Resolución 31/49 de la Asamblea General de las Naciones Unidas que insta a la República Argentina y al Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte a abstenerse de adoptar decisiones que entrañen la introducción de modificaciones unilaterales en la situación mientras se encuentre pendiente el proceso de negociación instado por dicho organismo”.
Casi de pronto, y a raíz de un comentario reciente del presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, que se interpretó como la posibilidad de una revisión de la postura siempre favorable de ése país a Gran Bretaña en el conflicto por las Malvinas (incluída la guerra de 1982), la Administración Milei consideró que estaría en condiciones de forzar una negociación que el gobierno británico descarta de plano.
Para Javier Milei todo esto implicaría revisar al menos parcialmente su declarada admiración por Margaret Thatcher (que comandó en la guerra de 1982), y considerar que su fiel alineamiento con la política internacional de los EE.UU. puede redundarle un éxito, que también vendría a coincidir con los intereses geopolíticos de Trump en el Atlantico Sur.
El Decreto ahora oficializado dispone que “la Autoridad de Aplicación analizará si existen indicios suficientes que permitan suponer la existencia de una conducta prohibida por la Ley 26.659 y su modificatoria”, y que “en caso afirmativo, dispondrá la apertura del sumario y procederá a notificar al presunto infractor”.
“La Autoridad de Aplicación dictará resolución fundada dentro de los DIEZ (10) días hábiles administrativos contados a partir de la presentación del descargo, de vencido el plazo para presentarlo, o de concluida la etapa probatoria si hubiere habido sustanciación. Dicha resolución dispondrá el archivo de las actuaciones o la aplicación de la sanción prevista en la Ley 26.659 y su modificatoria, según corresponda”, señala el D-868.
“La resolución sancionatoria se publicará en el Boletín Oficial, y se notificará a la Secretaría de Energía y a los demás organismos competentes que sean identificados por la Autoridad de Aplicación, a la Procuración del Tesoro de la Nación y al Ministerio Público Fiscal con el fin de que realicen las acciones legales que correspondan”, describe el Decreto.
Acerca de la incompatibilidad con el RIGI
En los considerandos del D-868 se expresa además que “la coherencia del obrar estatal impone que el Estado Nacional no pueda, por una parte, sancionar mediante la inhabilitación por el plazo de 5 a 20 años y la reversión de las concesiones hidrocarburíferas a quienes incurran en las conductas (ilegales) descriptas en la Ley 26.659 y su modificatoria y, por la otra, conferir a esas mismas personas, o a quienes participen societariamente en ellas o contraten con ellas, los beneficios tributarios, aduaneros y cambiarios, la estabilidad normativa y las garantías de protección de derechos adquiridos que el RIGI reconoce a los Vehículos de Proyecto Único (VPU)”.
“Semejante contradicción importaría que el Estado Nacional otorgue beneficios fiscales y garantías de estabilidad a quienes desconocen activamente la soberanía argentina sobre las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur y los espacios marítimos e insulares circundantes e incumplen las prohibiciones establecidas por la Ley 26.659 y su modificatoria, frustrando el objetivo permanente e irrenunciable consagrado por la Constitución Nacional”, agrega.
En tal sentido, el Decreto sostiene que “corresponde exigir, entre los recaudos que debe reunir la solicitud de adhesión al RIGI, una declaración jurada suscripta por el representante legal del VPU en la que se consigne el cumplimiento actual y futuro de las disposiciones de la Ley 26.659 y su modificatoria, tanto por el vehículo como por las personas vinculadas a él”.
Asimismo, el D-868 consideró que “corresponde modificar la normativa reglamentaria de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) y sus modificatorias con el fin de exigir a todo interesado en obtener algún permiso, concesión, autorización o habilitación previstos en dicha norma una declaración jurada en la que se consigne que no incurren ni incurrirán en las conductas (ilegítimas) descriptas por la Ley 26.659 y su modificatoria”.
Mas acá de éste decreto específico, cuya aplicación práctica habrá que observar, se argumentan otras posibles intenciones del gobierno respecto del sentido de la oportunidad política, en un contexto minado de complicaciones para la Administración Milei, que aspira a su propia continuidad post 2027.
En la fase 1 de Sea Lion proyectan una producción inicial de aproximadamente 55 mil barriles de petróleo por día.
El presidente Javier Milei anunció anoche que va a incrementar la presión sobre las petroleras extranjeras que pretendan iniciar la explotación hidrocarburífera en las Islas Malvinas. La reacción oficial lleva a poner el foco en el proyecto que impulsan la compañía británica Rockhopper Exploration y su par israelí Navitas Petroleum en el yacimiento offshore Sea Lion, 220 kilómetros al norte del archipiélago y a 450 metros de profundidad. Lo que sigue es un detalle con los puntos clave de ese desarrollo offshore.
1) ¿Cuándo comenzó la exploración en Sea Lion?
Rockhopper obtuvo en 2005 las licencias petrolíferas offshore de los bloques PL032 y PL033, correspondientes a una antigua área de Shell en el norte de la cuenca. Dentro del bloque PLO32 se encuentra el yacimiento Sea Lion.
El primer descubrimiento se concretó el 6 de mayo de 2010, fecha en la que Rockhopper anunció los resultados del pozo 14/10-2 en el prospecto Sea Lion. Antes de perforar, RPS Energy estimaba 170 millones de barriles recuperables y los resultados del pozo 14/10-2 elevaron esa estimación a 242 millones.
Después la firma británica realizó una campaña de evaluación: ocho pozos de exploración adicionales sobre el complejo Sea Lion, de los cuales seis registraron acumulaciones de hidrocarburos que Rockhopper clasificó como nuevos descubrimientos. Además, perforó varios pozos de evaluación en el mismo yacimiento, incluyendo los 14/10-4 y 14/10-5.
2) ¿Quiénes son los dueños de la firma británica Rockhopper?
Rockhopper es una compañía británica fundada en febrero de 2004 con el objetivo específico de explorar petróleo y gas offshore al norte de las Malvinas. La sociedad fue registrada en Companies House el 5 de octubre de 2004, inicialmente como Crude Limited. El 5 de enero de 2005 cambió su nombre a Rockhopper Exploration Limited y el 1 de marzo de ese mismo año pasó a ser una public limited company (plc). En agosto de 2005 salió a cotizar en AIM, el mercado de empresas pequeñas de la Bolsa de Londres.
Entre sus principales accionistas figuran actualmente Noked Capital con 9,16%, Exodus Management Israel con 6,03%, ION Asset Management (Israel) con 6% y SRM Global Master Fund con 4,17%.
3) ¿Qué socios tuvo Rockhopper desde que inició la exploración en Sea Lion?
Rockhopper estuvo en soledad como operador hasta 2012. El 12 de julio de ese año la británica Premier Oil adquirió ciertos derechos de licencia petrolera en las Islas Malvinas propiedad de Rockhopper, incluyendo una participación del 60% en el yacimiento Sea Lion.
En marzo de 2021 Premier Oil se fusionó con la británica Chrysaor y nació Harbour Energy. Ese mismo año Harbour anunció que Sea Lion no encajaba en su estrategia y en 2022 concretó su salida cuando la petrolera israelí Navitas ingresó al proyecto con una participación del 65% y en carácter de operadora.
4) ¿Por qué Harbour Energy se retiró el proyecto Sean Lion?
El 23 de septiembre de 2021, los principales ejecutivos de Harbour Energy realizaron una conferencia de prensa para presentar los resultados financieros del primer trimestre y allí dieron algunas pistas sobre por qué decidieron salir del proyecto Sea Lion en Malvinas.
“Nuestra estrategia no incluye la exploración de yacimientos vírgenes ni la exploración en áreas donde no tenemos presencia productiva”, aseguró la CEO de Harbour, Linda Cook, al explicar por qué abandonaban el descubrimiento de Sea Lion y otras licencias en las Islas Malvinas.
Cuando le pidieron mayores detalles sobre esa decisión, Cook no anduvo con vueltas: ”Se encuentra en una zona remota del mundo, sin infraestructura de petróleo y gas existente ni un sector de servicios local que nos apoye. Todos estos factores incrementan la inversión de capital, el riesgo, los costos operativos unitarios y el punto de equilibrio a largo plazo”.
Harbour no era un pequeño explorador especulativo sino una productora con una cartera importante y capacidad financiera para realizar sus proyectos. Por lo tanto, su decisión de abandonar el proyecto impactó de lleno en las expectativas del mercado sobre el potencial de Sea Lion.
5) ¿Quién está detrás de Navitas, la operadora actual del proyecto?
Navitas fue fundada en 2013 por Gideon Tadmor, un empresario israelí que tuvo un papel significativo en la transformación de Israel en productor de gas a través de Delek Group. Controló Avner Oil & Gas, que desarrolló Yam Tethys (2004), el primer proyecto gasífero productor de Israel en altamar, y con Delek Drilling participó en el desarrollo de Tamar (2009) y Leviathan (2010), otros dos grandes proyectos de gas natural offshore en el Mediterráneo oriental, frente a las costas de Israel.
En junio de 2023, la ONU incluyó al Grupo Delek en su lista de empresas que apoyan los asentamientos israelíes en territorio palestino ocupado, ilegales según el derecho internacional. Además, The Guardian informó en diciembre de 2024 que Delek Group suministra combustible a las Fuerzas de Defensa de Israel a través de su filial Delek Israel. No obstante, Tadmor dejó sus cargos en la empresa en 2016.
A través de Navitas, Tadmor tiene intereses en Shenandoah, Buckskines, Monument y Shenandoah South, yacimientos offshore de aguas ultraprofundas en el Golfo de México. En síntesis, no es un sello de goma. Es una empresa con producción, reservas, proyectos en construcción y experiencia desarrollando campos offshore. Sin embargo, tampoco se puede descartar que la empresa simplemente esté especulando con sus activos en Malvinas para obtener una ganancia financiera.
Gideon Tadmor, el empresario israelí, que fundó Navitas.
6) ¿Rockhopper y Navitas ya tomaron la decisión final de inversión para avanzar con la explotación de Sea Lion?
Sí, en diciembre del año pasado los consejos de administración de ambas compañías tomaron la decisión final de inversión (FID, según su sigla en inglés). Ese paso es clave porque significa que ya dejaron atrás la etapa de evaluar si el proyecto es viable y autorizaron formalmente pasar a la ejecución del desarrollo. Como requisito previo para tomar la FID, las compañías aprobaron los acuerdos de financiación y firmaron la documentación necesaria para financiar la Fase 1 del Proyecto.
El requerimiento total de financiación para la fase 1 asciende a US$ 1.800 millones para First Oil y US$2.100 millones para la finalización del proyecto, incluidas las contingencias y los costos de financiación.
El gobierno de las Islas Malvinas aprobó, por su parte, el programa de desarrollo y producción del yacimiento para las Fases 1 y 2 del área de desarrollo norte dentro del yacimiento Sea Lion. Por lo tanto, las licencias que cubren Sea Lion pasaron a la fase de explotación, que tiene una duración de 35 años, o más si fuera necesario para completar la producción.
7) ¿Rockhopper y Navitas tienen el financiamiento asegurado para avanzar con la explotación del yacimiento?
Las compañías aseguran que tienen cerrado el esquema de financiación para solventar los US$2100 millones que requiere la fase 1. El financial close se produjo el 22 de diciembre de 2025, apenas 12 días después del FID.
“Me complace anunciar que hemos alcanzado el cierre financiero del proyecto Sea Lion, sin duda el día más importante de nuestra historia desde el descubrimiento de Sea Lion. Ahora esperamos con entusiasmo iniciar la fase de desarrollo del yacimiento con nuestro socio y operador, Navitas, quien ha realizado un trabajo excepcional tanto en la reingeniería del desarrollo como en la gestión de la financiación”, aseguró Sam Moody, director ejecutivo de Rockhopper Exploration.
Según informaron, la financiación del proyecto consiste en US$ 1.000 millones de deuda bancaria y el resto se aporta mediante una combinación de capital de riesgo compartido y el propio flujo de caja que genere Sea Lion una vez que empiece a producir.
Sam Moody, director ejecutivo de Rockhopper Exploration.
8) ¿Cuánto prevén producir?
En la fase 1 de Sea Lion proyectan una producción inicial de aproximadamente 55 mil barriles de petróleo por día que comenzaría en el primer trimestre de 2028. Luego hay proyecciones que indican que esa producción podría trepar a 150 mil barriles diarios en 2030 y más de 200 mil a partir de 2032, pero esas etapas requieren nuevas decisiones de inversión.
9) ¿Cuántas reservas tiene el yacimiento?
Según la evaluación independiente de la consultora Netherland, Sewell & Associates, Inc. (NSAI), publicada por Rockhopper el 26 de agosto de 2026, el yacimiento Sea Lion tiene 408,2 millones de barriles entre reservas probadas, probables y posibles. Las reservas probadas y no desarrolladas son 231,7 millones de barriles. Luego tienen 82,5 millones de barriles de reservas probables y 93,9 millones de reservas posibles. Ese caudal total constituye una cantidad significativa para un único proyecto offshore, aunque no llega siquiera al 1,5% en comparación con los recursos técnicamente recuperables de Vaca Muerta.
10) Más allá del FID, ¿están en condiciones de desarrollar el proyecto?
Según la última información de Rockhopper, el punto de equilibrio (breakeven) de Sea Lion está por debajo de US$24 por barril, pero este no es un proyecto como cualquier otro. Distintos analistas han advertido que los elevados costos fijos del desarrollo en alta mar, en una zona remota, hacen que el proyecto sea vulnerable a las fluctuaciones del precio del petróleo y a los sobrecostos.
Las presiones que pueda ejercer Argentina también serán determinantes. Grace Livingstone, historiadora y profesora afiliada de la Universidad de Cambridge, afirmó a Financial Times el pasado 2 de julio que Argentina podría tener argumentos legales contra el proyecto debido a una resolución de la ONU que prohíbe las modificaciones unilaterales del statu quo en las islas.
Además, Argentina podría lograr que los países vecinos bloqueen los buques con bandera de las Malvinas como ocurrió en 2011, lo que podría suponer un aumento significativo de los costos logísticos.
Rockhopper y Navitas informaron este viernes ante los mercados de Tel Aviv y Londres que las sanciones anunciadas por la Argentina no modificarán el desarrollo ni los plazos previstos para comenzar a extraer petróleo del área en disputa. Sin embargo, está claro que la declaración que formuló este jueves Javier Milei no es una buena noticia para ellos.
El proyecto recibió dictamen en la reunión plenaria de las comisiones de Minería, Energia y Combustibles y Presupuesto y Hacienda, de Economía Nacional e Inversión.
Las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y de Presupuesto y Hacienda del Senado emitieron dictamen de mayoría sobre el proyecto que establece un nuevo Marco Regulatorio de Biocombustibles. Con este paso parlamentario, el despacho quedó en condiciones de ser tratado y votado en el recinto durante la sesión prevista para el jueves 10 de septiembre, aunque no se descarta la introducción de modificaciones durante el debate en particular.
La iniciativa unifica siete proyectos ingresados por legisladores de distintos bloques políticos y deroga el marco regulatorio fijado por la Ley 27.640. El texto consensuado busca desmontar el esquema vigente de asignación discrecional de cupos y precios fijados por la Secretaría de Energía, para avanzar hacia un modelo desregulado de mercado. El nuevo régimen tendrá una vigencia de 15 años y apunta a incentivar inversiones en el sector agroindustrial y ampliar la matriz limpia del país.
En diálogo con EconoJournal, la presidenta de la Comisión de Minería, Energía y Combustibles, Flavia Royon, destacó la trascendencia del acuerdo alcanzado: «Había varios proyectos de distintos sectores y logramos arribar a un dictamen consensuado tras un proceso de negociación. Pasamos de un sistema donde el Estado determinaba quién producía y a qué precio, a un mercado dinámico de competencia abierta a través de una plataforma electrónica transparente».
No obstante, la exsecretaria de Energía reconoció que «todavía persisten puntos sensibles en debate, como los porcentajes finales y la protección al segmento de las empresas no integradas en el caso del biodiesel, o los mecanismos para habilitar la importación por diferencial de precios. Es natural que no haya un acuerdo pleno antes de llegar a la sesión; para eso justamente está el debate en el recinto».
Las 10 claves del proyecto oficial de biocombustibles
A continuación, los diez puntos fundamentales del dictamen aprobado por las comisiones del Senado para comprender el cambio de paradigma regulatorio en la industria.
1) ¿Cuál va a ser el porcentaje de corte en biodiesel y bioetanol?
La vigente Ley 27.640 establece un piso de 7,5% para biodiesel en gasoil y 12% para bioetanol en naftas. El nuevo dictamen dispone mantener inicialmente el 7,5% para biodiesel, pero obliga a elevarlo al 10% a los 12 meses de promulgada la ley. En el caso del bioetanol, se parte del 12% actual y a los 12 meses se incrementa obligatoriamente al 15%. En el bioetanol se garantiza un 6% para el sector sucroalcoholero y un 6% para el maicero, mientras que el porcentaje restante será de materia prima libre.
2) ¿Cómo se diferencia en biodiesel entre compañías integradas y no integradas?
Se establece un Período de Transición hasta el 31 de diciembre de 2031 para el biodiesel. Mientras dure el corte del 7,5%, el 100% queda retenido por las pymes «no integradas» (que no poseen aceiteras). Al subir el corte al 10%, el segmento protegido de no integradas pasa a ser del 6,5% (hasta 2028), 5,5% (en 2029), 5,0% (en 2030) y 3,0% (entre 2031 y 2036). El remanente hasta completar el 10% obligatorio será negociado libremente entre integradas y no integradas.
3) ¿Cuál es el máximo porcentaje de mercado que va a poder tener una sola empresa?
Para evitar monopolios, en el mercado de bioetanol ninguna empresa elaboradora podrá comercializar más del 20% del total anual destinado al corte obligatorio. En el mercado de biodiésel, dentro del segmento reservado a empresas no integradas, el límite máximo por empresa o por grupo económico relacionado será de hasta el 10% de la cantidad comercializada anualmente.
4) ¿Van a poder participar las petroleras del negocio de los bios?
Las petroleras y refinadoras no podrán computar el volumen procesado en sus plantas para la mezcla obligatoria. No obstante, el dictamen abre la puerta para que realicen co-procesamiento de materia prima no fósil en sus refinerías y gocen de las exenciones impositivas de la ley hasta un límite máximo del 5% del total del combustible comercializado.
5) ¿Cómo se van a determinar las ventas y los precios de los biocombustibles?
Se elimina el esquema de asignación discrecional de cupos individuales por empresa y la fijación del precio por resolución de la Secretaría de Energía. El cumplimiento del corte obligatorio se comercializará en un Mercado Electrónico único, público y transparente mediante subastas mensuales operadas por un organismo independiente. Además, se autorizan contratos a término de libre negociación en precio y plazos entre elaboradores y mezcladores.
6) ¿Qué ocurre con la paridad de importación y el abastecimiento internacional?
Para el corte obligatorio el combustible debe fabricarse en plantas locales con materia prima nacional. La Autoridad de Aplicación sólo podrá autorizar la importación para el corte obligatorio en dos excepciones: por escasez comprobada de oferta local o si el precio de paridad de importación resulta inferior al precio ofertado por los productores nacionales. Para mezclas superiores al corte obligatorio, el comercio exterior es totalmente libre.
7) ¿Qué exenciones o beneficios impositivos contempla la norma?
Los biocombustibles puros habilitados para las mezclas no estarán gravados por el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) ni por el Impuesto al Dióxido de Carbono (ICO2) en ninguna de sus etapas. Al mezclarse con derivados del petróleo, el tributo aplicará únicamente sobre el porcentaje de combustible fósil.
8) ¿Qué nuevos biocombustibles y tecnologías se incorporan al marco legal?
El régimen adquiere una mirada más amplia e incluye al Combustible Sostenible de Aviación (SAF o Biojet), el diésel renovable, el biobunker, el etanol de segunda generación (biomasa) y el biometano. Este último queda expresamente habilitado para inyectarse en las redes de gasoductos de transporte o comercializarse libremente como gas comprimido/licuado, exento de mandatos de corte.
9) ¿Se permitirá la venta de mezclas superiores o el uso de motores flex fuel?
Se autoriza la circulación de vehículos con motores flex fuel para utilizar graduaciones más altas de biodiesel o bioetanol. Se habilita la venta libre de cortes superiores en estaciones de servicio y se faculta a las provincias y CABA a establecer regímenes propios de fomento para habilitar surtidores adicionales con mezclas de alta graduación.
10) ¿Cuál es la autoridad de aplicación y qué sanciones se establecen?
La Autoridad de Aplicación será la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía. Se fija un régimen sancionatorio que va desde inhabilitaciones temporales o definitivas hasta multas económicas graduadas según la gravedad: leve (hasta 100.000 litros de nafta súper), grave (hasta 500.000 litros) y muy grave (hasta 1.000.000 de litros).
Wichi Toledo SRL presentó oficialmente su nueva plataforma de perforación Bauer RB-T100 durante la edición 2026 de Argentina Mining, que se desarrolló entre el 2 y el 4 de septiembre en el Centro de Convenciones de Salta. El lanzamiento se realizó el jueves 3 de septiembre en el stand S6 de la compañía, que además participó del encuentro como Sponsor Platinum.
La incorporación de la RB-T100 representó uno de los principales hitos del proceso de inversión y expansión tecnológica que la empresa salteña había desarrollado durante los últimos años. Según informó la compañía, la plataforma contaba con una capacidad de perforación de hasta 4.000 metros y se trataba de la única máquina de estas características disponible en América.
La llegada del nuevo equipo amplió las capacidades operativas de Wichi Toledo para abordar trabajos de gran profundidad y elevada exigencia técnica. La compañía señaló que la plataforma estaba orientada tanto a operaciones mineras como a nuevos mercados vinculados con el sector energético.
La RB-T100 se sumó a una estructura operativa que ya contaba con una Bauer RB-65, que se encontraba trabajando en proyectos mineros de la región. La experiencia adquirida por la empresa con tecnología Bauer, junto con el conocimiento desarrollado en las condiciones operativas de la Puna, constituyó uno de los fundamentos para la incorporación del nuevo equipo.
La inversión de Wichi Toledo
La inversión también se enmarcó en un proceso de profesionalización de la compañía. Wichi Toledo contaba con certificación ISO 9001 y avanzaba en la ampliación de sus sistemas de gestión, al tiempo que fortalecía su participación como proveedor en algunos de los principales proyectos mineros del Noroeste Argentino.
En ese contexto, la participación en Argentina Mining 2026 como Sponsor Platinum acompañó la estrategia de crecimiento de la empresa y su posicionamiento dentro de la cadena de proveedores vinculada al desarrollo minero regional.
Durante el encuentro, la compañía invitó a clientes, empresas mineras, proveedores y representantes de la industria a conocer el equipo en su stand S6. La presentación de la RB-T100 puso el foco en las nuevas capacidades para desarrollar perforaciones profundas desde el norte argentino y en el proceso de incorporación de tecnología a los servicios destinados al sector minero y energético.
La Libertad Avanza (LLA) y bloques aliados del Senado firmaron este jueves un dictamen sobre biocombustibles, que estableció un aumento en los cortes de bioetanol y biodiesel que se pueden mezclar con otros combustibles, y prolongó el plazo hasta el 2036 para que las pymes puedan reconvertirse.
El despacho consensuado entre el oficialismo y las bancadas dialoguistas estableció que se eleva en un año el corte del 12 al 15% en el caso del bioetanol, y del 7,5 al 10% en el caso del biodiesel, y límites en los cupos que pueda tener cada empresa para evitar los monopolios.
El avance de esta iniciativa es una señal a los gobiernos dialoguistas de Tucumán, Salta y Jujuy ya que el bioetanol es una mezcla de naftas con aceite de caña de azúcar y maíz, mientras que el biodiesel se produce entre naftas y aceite de soja, y las principales empresas están en Santa Fe.
Sin más asuntos que tratar, la presidente de la Comisión de Minería, Energía y Combustibles @FlaviaRoyon da por finalizada la reunión plenaria de las comisiones de Minería, Energía y Combustibles Presupuesto y Hacienda
Además, se incorporó un límite para evitar la concentración del mercado, por el cual ninguna empresa podrá concentrar más del 20% del volumen correspondiente.
El texto consensuado entre libertarios y dialoguistas no es aceptado por las pymes de biodiesel ya que querían mantener el 7,5 del mercado y en la ley ya se establecía una reducción de ese porcentaje hasta su eliminación en el 2036.
El dictamen de mayoría fue realizado en base al proyecto de la jefa de la Libertad Avanza, Patricia Bullrich,y tuvo el respaldo de los legisladores de la LLA y de los aliados Royon, del radical Flavio Fama, Beatriz Ávila (Independencia); de Provincias Unidas Alejandra Vigo y Carlos Espínola, Carolina Moises de Convicción Federal, aunque la legisladora cordobesa lo hizo con disidencia parcial.
En tanto, el senador peronista Fernando Salino anticipó que presentará un dictamen de minoría ya que argumentó que no se contempla el reclamo de las pymes de biodiesel.
De acuerdo al proyecto se determina que todo combustible líquido clasificado como gasoil o diésel oil que se comercialice dentro del territorio nacional deberá contener un porcentaje de mezcla mínimo obligatorio, en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final comercializado, del siete coma cinco por ciento (7,5%) de biodiesel.
A partir de los doce (12) meses de la sanción de la ley, el porcentaje de mezcla mínimo obligatorio, en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final comercializado, será del diez por ciento (10%) de biodiesel.
El secretario de Defensa del Reino Unido, Wes Streeting, aseguró este viernes que el archipiélago “es británico” y ratificó que la postura de Londres es la defensa de ese territorio se mantiene con carácter “absoluto e inquebrantable”.
“Las Malvinas son británicas porque los habitantes de las Malvinas eligen ser británicos”, escribió Streeting en su cuenta oficial de X.
Milei’s statement overnight tells us more about domestic politics in Argentina than it does about the Falkland Islands.
The Falklands are British because Falkland Islanders choose to be British.
Asimismo, cuestionó la acción de Milei al sostener que sus anuncios “dicen más sobre la política interna de la Argentina que sobre las islas”.
Además de Streeting, una fuente de Downing Street, la residencia oficial del primer ministro británico, relativizó las declaraciones de Milei en diálogo con la BBC y dijo que los habitantes tienen derecho de los habitantes de las islas a explotar sus recursos naturales.
“No es la primera vez que un Gobierno argentino pronuncia amenazas contra los isleños. Nosotros dejamos claro que la autodeterminación de esos habitantes se extiende al derecho a explotar sus riquezas naturales”, señaló la fuente.
Por su parte, el ministro de Asuntos Exteriores, Ed Miliband, optó también por un mensaje en redes oficiales: “La posición del Reino Unido sobre las Islas Malvinas es inquebrantable”.
“Las islas son británicas y seguirán siéndolo porque esa es la posición abrumadora de los isleños”, sentenció.
Ayer, Javier Milei anunció sanciones para las empresas petroleras que operen en las Islas Malvinas y la construcción de una base militar en Tierra del Fuego, al tiempo que lanzó duras críticas al Reino Unido.
El mandatario nacional habló en cadena nacional y detalló que el Gobierno endurecerá las sanciones y penas para compañías que actúen en el archipiélago, las que no podrán trabajar en la Argentina y se expondrán a un juicio en ausencia.
Además, anunció que dispondrá mayores recursos al Ministerio de Defensa a través de un DNU para construir una base naval en Tierra del Fuego.
“Vamos a ampliar los recursos del Ministerio de Defensa con el fin prioritario de construir una base naval en Tierra del Fuego e incrementar las capacidades en comunicación”, indicó en su discurso.
Las petroleras Rockhopper y Navitas Petroleum, responsables del proyecto Sea Lion en las Islas Malvinas, respondieron a las medidas anunciadas por el presidente Javier Milei y aseguraron que no esperan consecuencias materiales sobre el desarrollo del yacimiento.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, las compañías difundieron una declaración conjunta luego de que el mandatario anunciara sanciones contra las empresas que participen de la explotación de recursos naturales en las islas sin autorización de la Argentina.
Las operadoras sostuvieron que continuarán con el proyecto y remarcaron que las autorizaciones bajo las cuales trabajan permanecen vigentes.
En ese sentido, afirmaron que operan con licencias petroleras otorgadas por el gobierno de las Islas Malvinas y señalaron que cuentan con el “respaldo total y continuo” del Gobierno del Reino Unido.
“Sea Lion”: Por los comentarios de Javier Milei sobre el proyecto petrolero en las Islas Malvinas impulsado por la empresa israelí Navitas Petroleum y la británica Rockhopper Exploration https://t.co/x6ljuhkvlKpic.twitter.com/Exc2tk4Ywb
Rockhopper, de origen británico, y Navitas Petroleum, de capitales israelíes, consideraron además que los anuncios realizados desde Buenos Aires no modificarán el cronograma previsto para Sea Lion.
“La Sociedad considera que no se prevé que los recientes acontecimientos tengan un impacto significativo en las actividades de desarrollo del Proyecto Sea Lion”, indicaron las empresas en su comunicado.
Tras el discurso de Javier Milei sobre las medidas que tomará contra las empresas que se desarrollen en las cercanías de las Islas Malvinas sin autorización, las acciones de la petrolera británica Rockhopper cayeron un 7%. pic.twitter.com/OGbP57VKvX
La respuesta llegó después de la cadena nacional encabezada por Javier Milei, en la que el presidente anticipó una serie de medidas destinadas a endurecer las sanciones contra compañías vinculadas con actividades económicas en Malvinas sin autorización argentina.
El mandatario argentino anunció que el Gobierno avanzará con la inhabilitación para operar en territorio argentino de aquellas empresas involucradas, de manera directa o indirecta, en proyectos desarrollados en las islas.
Además, anticipó la firma de un decreto para acelerar la aplicación de sanciones y el envío al Congreso de un proyecto de ley destinado a incrementar las penalidades contra las compañías alcanzadas.
En la cadena nacional del jueves por la noche, el presidente Javier Milei apuntó contra el proyecto petrolero Sea Lion, próximo a las Islas Malvinas, para el caso que este consorcio británico-israelí inicie sus operaciones sin autorización de nuestro país.
Milei, entre otras medidas, anunció que se endurecerán las sanciones que hasta ahora establece la Ley N° 26.659 de Hidrocarburos, que prohíbe realizar actividades petroleras en la Plataforma Continental Argentina sin la expresa autorización de la Secretaría de Energía de la Nación.
Sea Lion y la extracción de petróleo en el Atlántico Sur
El proyecto Sea Lion es una de las iniciativas de extracción de petróleo marítimo (offshore) más importantes del Atlántico Sur. Se encuentra ubicado en la Cuenca Norte de las Islas Malvinas, a unos 220 kilómetros al norte del archipiélago.
El yacimiento fue descubierto en 2010 por la petrolera británica Rockhopper Exploration. En la actualidad, el operador principal y dueño del 65% del proyecto es la compañía israelí Navitas Petroleum, mientras que Rockhopper conserva el 35%.
Se calcula que Sea Lion alberga más de 500 millones de barriles de petróleo recuperables, con un potencial en toda la cuenca norte que podría superar los 1.000 millones de barriles de crudo de calidad media.
Cómo planea extraer petróleo
El desarrollo del campo Sea Lion está diseñado para operar de forma 100% offshore, prescindiendo de infraestructura logística fija en tierra firme debido a las condiciones climáticas del Atlántico Sur. La producción se canalizará a través de un buque flotante de producción, almacenamiento y descarga FPSO (Floating Production Storage and Offloading). Este buque procesará el crudo extraído directamente de los pozos submarinos y lo almacenará hasta que sea transferido a buques tanque lanzadera para su comercialización internacional.
El Plan de Producción contempla una primera fase con la perforación de pozos submarinos para alcanzar una producción inicial de entre 50.000 y 55.000 barriles diarios, estimando el “primer petróleo” (first oil) para marzo de 2028.
El desarrollo inicial requerirá alrededor de USD 1.800 millones, proyectando una inversión global que superará los USD 3.900 millones a lo largo de un ciclo productivo estimado en 30 a 35 años.
Las empresas que conforman Sea Lion
Rockhopper Exploration y Navitas Petroleum son las dos empresas que integran el consorcio del proyecto Sea Lion. Aunque comparten el activo, sus perfiles corporativos, orígenes y roles dentro del desarrollo son muy diferentes.
Rockhopper Exploration
Es una compañía petrolera británica independiente de tamaño pequeño a mediano, cotizada en el mercado secundario de la Bolsa de Londres, en Reino Unido.
En 2010, Rockhopper realizó el hallazgo comercial de petróleo en la Cuenca Norte de Malvinas. Durante la década posterior intentó llevar adelante el proyecto en alianza con otras grandes operadoras (como Premier Oil o Harbour Energy), pero las caídas del precio del crudo y la presión diplomática/legal congelaron la inversión.
Para reactivar el proyecto, acordó un esquema de préstamos con Navitas, donde la firma con sede en Israel financia gran parte de los costos iniciales de Rockhopper a cambio de repagos futuros con el flujo de caja que genere la venta del crudo.
Navitas Petroleum LP
Es un fondo/sociedad de inversión en petróleo y gas de origen israelí, que cotiza en la Bolsa de Tel Aviv. Fue cofundada por Gideon Tadmor, una figura de peso en la industria energética de Medio Oriente, reconocido por haber liderado los hallazgos de los gigantescos yacimientos de gas natural Tamar y Leviathan en el Mediterráneo oriental.
Navitas se sumó a Sea Lion en 2020 para reflotar el proyecto. Dos años después, asumió la operatividad total y el 65% del paquete accionario tras la salida de Harbour Energy. Opera a través de su filial de Reino Unido, Navitas Petroleum Development and Production Ltd.
Navitas se especializa en adquirir activos marinos (offshore) descubiertos pero estancados por falta de capital o alta complejidad y llevarlos a fase de producción. Tiene una presencia fuerte en el Golfo de México (proyectos como Shenandoah y Buckskin) y planea aplicar ese modelo de infraestructura flotante al Atlántico Sur.
El Gobierno nacional dispuso la revisión de las solicitudes para acceder a los subsidios de electricidad y gas por redes que, después de un año desde su presentación, no hayan podido ser vinculadas con un suministro informado por las empresas prestadoras. Estos usuarios tendrán 60 días para actualizar sus datos.
La medida fue establecida mediante la Disposición 11/2026 de la Subsecretaría de Eficiencia e Información Energética del Ministerio de Economía, publicada este viernes en el Boletín Oficial, y forma parte del proceso de depuración del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF).
La norma apunta específicamente a solicitudes en las que existe una inconsistencia entre los datos declarados por el usuario y la información sobre los suministros de electricidad o gas remitida por las prestadoras. El Gobierno consideró razonable establecer un plazo de un año desde el alta antes de someter esos trámites a revisión.
Los usuarios alcanzados deberán ser notificados a través de los medios de contacto que declararon al realizar el trámite. A partir de esa notificación tendrán 60 días corridos para rectificar, actualizar o completar los datos del suministro o informar uno nuevo que pueda ser correctamente vinculado.
Si transcurren esos 60 días sin que el usuario realice las modificaciones necesarias y continúa sin poder establecerse la vinculación con un suministro, la solicitud de subsidio será dada de baja.
No afecta a todas las solicitudes
La disposición no afecta a todas las personas que reciben subsidios ni implica una baja automática del beneficio por el mero paso del tiempo: el procedimiento se concentra en las solicitudes que llevan un año sin poder asociarse con los servicios declarados.
Quedan expresamente exceptuadas las solicitudes correspondientes al Gas Licuado de Petróleo (GLP) envasado, ya que este tipo de provisión no está asociado a una red de distribución ni a un punto de suministro identificable mediante una prestadora y un número de cliente.
Los usuarios pueden consultar su situación respecto de los subsidios a través de Mi Argentina, en la opción Trámites, y solicitar una revisión mediante la plataforma Trámites a Distancia (TAD).
El Presidente Javier Milei habló en cadena nacional y anunció que enviará al Congreso de la Nación un paquete de proyectos para resguardar y reclamar por la soberanía de las Islas Malvinas.
Milei comenzó su discurso asegurando que las Islas formaron parte del territorio argentino desde los orígenes de la Nación y que en 1833, el Reino Unido “las ocupó, expulsó a las autoridades argentinas e instaló una situación colonial que continúa hasta nuestros días”.
En esa línea, consideró que los isleños constituyen una “población implantada en un territorio ocupado” y que “no tienen un derecho legítimo a la autodeterminación”.
“No alcanza con sostener nuestro reclamo: el Estado argentino tiene la obligación de utilizar todas las herramientas diplomáticas, económicas, judiciales y legales disponibles para defender nuestra soberanía y nuestros recursos”, expresó Milei.
Y argumentó: “Eso exige leyes adecuadas, organismos del Estado coordinados y herramientas efectivas para avanzar en un objetivo que trasciende a cualquier gobierno”.
En esa línea, el Presidente habló de la construcción de una base naval en Tierra del Fuego y del endurecimiento de las sanciones a las empresas extranjeras que exploren el petróleo en el territorio.
El paquete de proyectos del Gobierno de Milei por la causa Malvinas
El Presidente anunció que el proyecto que firmará hoy abrirá una nueva vía diplomática y pacífica para reclamar la soberanía de las Islas. Explicó además los diferentes puntos que tendrá en cuenta.
Por un lado, el objetivo de instruir a los distintos organismos del Estado que tomen conocimiento de los incumplimientos legales para que envíen la información correspondiente a Cancillería y que puedan impulsar las sanciones. Mejorar la coordinación en ese sentido y lograr mayor celeridad.
Por otro lado, la modificación de la ley N° 26.659 para “mejorar las herramientas que nos otorga actualmente para combatir este avance sobre el territorio argentino, endurecer sus sanciones y ampliar su alcance para extender ciertas consecuencias, tanto penales como administrativas, a las empresas que presten servicios a aquellos que realizan explotaciones hidrocarburíferas”.
Además, la modificación de la ley N° 26.659, que creará un Consejo de Seguridad Nacional para definir la política de seguridad nacional y que esta se aplique de manera transversal. “Esto permitirá una estrategia coordinada en la defensa de la soberanía y del territorio nacional, y en la recuperación de las Islas Malvinas”, explicó Milei.
Por último, el Gobierno ampliará los recursos del Ministerio de Defensa para avanzar en la construcción de una Base Naval Integrada en Tierra del Fuego e incrementar nuestras capacidades en telecomunicaciones. “La Base permitirá convertir a la Argentina en un polo logístico central del Atlántico Sur y fortalecer nuestra proyección geopolítica en una región estratégica para el futuro del país”, sintetizó el Presidente.
Por primera vez en su gestión, el Presidente Milei llamó a la unidad de todos los frentes políticos por “una causa nacional”. “Malvinas no pertenece a un gobierno ni a un partido político. Podemos tener diferencias sobre cualquier otra cuestión, pero la defensa de nuestra soberanía exige que los argentinos mostremos un frente unido ante el mundo”, expresó.
“Esa es también la verdadera forma de honrar a quienes entregaron su vida por nuestras Islas y a los veteranos que volvieron. Su sacrificio pertenece a todo el pueblo argentino y está por encima de cualquier diferencia política”, sentenció.
Por otro lado, el Presidente destacó que “en el mundo corren vientos de cambio favorables a nuestro reclamo”. En esa línea, indicó que “Estados Unidos evalúa cambiar su posición sobre Malvinas porque sabe que Argentina tiene un socio confiable“.
Y afirmó también que “obtuvimos 18 resoluciones y declaraciones internacionales en apoyo”. El Presidente le pidió a “los amigos de Argentina” que “no miren para otro lado cuando vulneran la soberanía del país” y agregó que “confiamos en que nuestros aliados estén de nuestro lado”.
Milei dijo que defender nuestra soberanía “requiere pensar en las próximas generaciones y no solamente en la próxima elección” y que para ello, “Argentina necesita recuperar su capacidad de pensar estratégicamente, fortalecer a sus Fuerzas Armadas y construir una verdadera política de seguridad nacional de largo plazo”.
Para cerrar, el Presidente aseguró que la seguridad nacional no es solo la defensa física del territorio, sino también la protección de “nuestros recursos estratégicos, nuestra economía, nuestra infraestructura crítica y nuestra capacidad de decidir nuestro propio futuro“.
El gobierno de Neuquén proyecta duplicar la actividad de Vaca Muerta hacia 2030, un objetivo que requerirá significativas inversiones en infraestructura.
Este plan fue presentado por el gobernador Rolando Figueroa en Houston, durante el evento “Shale en Argentina” organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).
En esa ocasión, Figueroa confirmó la incorporación de cuatro áreas que YPF revirtió a la provincia en la segunda ronda de licitación de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). Se trata de los campos Salinas del Huitrín, Lomas de Molle, Cerro de las Minas y Cerro Arena, cuyo proceso se lanzará en noviembre próximo.
La inclusión de estas áreas busca reinsertarlas en el circuito de inversión privada, facilitando que nuevos operadores evalúen su potencial. La segunda ronda tendrá la particularidad de ofrecer oportunidades ligadas al petróleo, a pesar de que inicialmente se había anticipado un enfoque principal en la ventana de gas de Vaca Muerta.
El mandatario neuquino subrayó que el potencial geológico no es suficiente para asegurar el desarrollo, enfatizando la necesidad de infraestructura, inversiones, seguridad jurídica, competitividad y trabajadores capacitados. “Vaca Muerta es una condición necesaria, pero no suficiente”, planteó Figueroa, destacando el entendimiento con el Gobierno nacional.
Según explicó, la provincia tiene un proyecto hacia 2030 y el objetivo es acompañar el crecimiento de la industria con una expansión equivalente de la infraestructura y los servicios. “En el 2030, sin lugar a dudas, nosotros vamos a lograr un 2X con la industria”, afirmó, aunque advirtió sobre la necesidad de obras para sostener el crecimiento poblacional y productivo.
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Actualmente, Neuquén destina más de US$ 1.000 millones por año en infraestructura, con inversiones en rutas, hospitales, escuelas y obras de desarrollo territorial. Además, se están impulsando proyectos de conectividad vial, la vinculación con Chile y la infraestructura necesaria para acompañar la expansión de Vaca Muerta y la salida de su producción.
“El gobierno nacional entendió las condiciones que había que generar”, sostuvo Figueroa, valorando que la articulación con el Estado nacional permitió a Neuquén presentarse ante el mundo como una plaza de inversión energética. El mandatario también resaltó los beneficios impositivos que ofrece la provincia y la relación con los sindicatos del sector.
Finalmente, mencionó la creación de un fondo soberano una vez que Neuquén finalice la cancelación de su deuda de infraestructura. Este fondo buscará asegurar que los recursos generados durante el actual ciclo de crecimiento se transformen en capacidades que permanezcan en la provincia, evitando así una “tierra arrasada” en el futuro.
La minería se consolidó como el sector con mayor participación dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), al presentar 17 proyectos por un monto cercano a US$ 39.000 millones, de los cuales 12 ya fueron aprobados por el Gobierno nacional.
Las iniciativas autorizadas representan compromisos de inversión por aproximadamente US$ 21.000 millones, mientras que cinco proyectos permanecen bajo evaluación.
Con estas cifras, la actividad minera reúne 12 de los 22 proyectos aprobados hasta el momento en el marco del RIGI, convirtiéndose en el sector con mayor cantidad de iniciativas admitidas dentro del régimen. Desde la industria advierten, sin embargo, que la aprobación constituye solo el primer paso y que las inversiones deberán atravesar distintas etapas antes de transformarse en obras, infraestructura y producción.
Durante su exposición en el Senado, el presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, sostuvo que el RIGI fue determinante para atraer inversiones de gran escala, especialmente en los proyectos de cobre. Según explicó, uno de los principales cambios introducidos por el régimen fue la mejora en la competitividad tributaria: antes del RIGI la carga impositiva total superaba el 50%, mientras que con el nuevo esquema se ubica entre el 38% y el 40%, acercándose a los niveles de países como Chile, Perú, Australia y Canadá.
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Las proyecciones del sector muestran un crecimiento sostenido de las inversiones durante los próximos años. Para 2026 se esperan desembolsos de entre US$ 2.400 y US$ 2.500 millones, cifra que aumentaría hasta alrededor de US$ 4.500 millones en 2027. A partir de 2028, la expectativa es alcanzar un ritmo de inversiones de entre US$ 7.000 y US$ 7.500 millones anuales, impulsado principalmente por el desarrollo de nuevos proyectos.
El cobre aparece como el principal motor de esta nueva etapa. De acuerdo con la CAEM, existen seis grandes proyectos cupríferos en condiciones de avanzar hacia su desarrollo, acompañados por emprendimientos de litio que ya producen o se encuentran en procesos de ampliación.
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Desde el sector también destacan que el RIGI aporta mayor previsibilidad para inversiones de largo plazo, al contemplar mecanismos de acceso progresivo a las divisas generadas por los proyectos y la posibilidad de recurrir a instancias internacionales para la resolución de controversias.
Cacciola recordó que, pese a la existencia de la Ley de Inversiones Mineras desde la década de 1990, distintos incumplimientos en materia de estabilidad jurídica afectaron históricamente la llegada de capitales para emprendimientos de gran escala. La cámara considera que recuperar la confianza de los inversores será clave para transformar los proyectos aprobados en desarrollos concretos que incrementen la producción minera argentina durante la próxima década.
Finalmente, el crecimiento de la actividad demandará nuevas inversiones en infraestructura, energía, transporte, proveedores y mano de obra especializada para acompañar el avance de los proyectos. Con una cartera cercana a US$ 39.000 millones y el respaldo del RIGI, la minería busca consolidarse como uno de los principales motores de inversión del país, apoyada en el desarrollo del cobre y el litio y en un escenario que apunta a posicionar a Argentina entre los grandes productores mundiales de minerales estratégicos.
El crecimiento de Vaca Muerta entra en una etapa clave. Para Patricio Whitney, Managing Director de SLB para Argentina, Bolivia y Chile, el desafío será conseguir más producción con la capacidad instalada y acompañar la expansión con personal capacitado, digitalización y nuevas formas de trabajo.
Durante la quinta edición de “Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World”, organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y su seccional en Houston, Whitney presentó la visión de la compañía ante referentes de la industria argentina reunidos en la principal ciudad petrolera de Estados Unidos.
El ejecutivo destacó el cambio de escala que supone el desarrollo de Vaca Muerta y las exigencias que generará sobre toda la cadena de valor. Según su análisis, el escenario contempla un fuerte incremento en la cantidad de pozos y etapas de fractura, con una demanda asociada de logística, infraestructura y servicios.
“Entendemos que el RIGI nos ha abierto la puerta para salir al mundo y eso nos trae una oportunidad en la que entendemos la escala industrial a la que nos vamos a enfrentar. Estamos pensando en duplicar el número de pozos, duplicar el número de etapas, duplicar la producción que vamos a tener, y junto con eso necesitas duplicar tu logística, todo el conjunto”, afirmó Whitney.
A su juicio, el desafío pasa por elevar el rendimiento de los equipos y de las operaciones existentes para acompañar el crecimiento sin que los costos aumenten en la misma proporción. “Duplicar la capacidad no es sostenible. Necesitamos ver cómo podemos hacer más con lo que ya tenemos y, por lo tanto, la productividad será el diferenciador que nos hará mucho más competitivos frente a otras cuencas del mundo”, agregó.
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La mejora de productividad, explicó, puede surgir de distintos puntos de la operación: reducir tiempos no productivos, aumentar el tiempo operativo de los equipos, incrementar la cantidad de etapas realizadas y lograr una mayor recuperación de hidrocarburos por cada metro perforado. El objetivo final es reducir los costos de equilibrio y mejorar la posición de Vaca Muerta frente a otros desarrollos internacionales.
En paralelo, Whitney subrayó que la expansión de la actividad plantea un desafío para el sector de recursos humanos. El crecimiento de la cantidad de pozos y operaciones requerirá sumar trabajadores con nuevas capacidades y modificar la manera en que se forman y utilizan esos equipos. SLB ya trabaja en programas de capacitación y en la incorporación de talento local, con la mirada puesta en el desarrollo de capacidades para toda la industria.
Finalmente, la tecnología aparece como otro de los pilares para resolver la restricción de recursos. Whitney mencionó el uso de inteligencia artificial, operaciones remotas y herramientas digitales como mecanismos para ampliar la capacidad de supervisión sin incrementar en la misma proporción la cantidad de personas destinadas a cada operación. Además, llamó a mirar el proceso de producción como una cadena integrada, donde las transiciones entre perforación, completación y otras actividades ofrecen oportunidades de mejora.
YPF profundizará su estrategia de concentrar inversiones en los desarrollos de mayor productividad de Vaca Muerta y, al mismo tiempo, avanzará con una nueva ampliación del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) para acompañar el crecimiento de la producción y las exportaciones de petróleo.
El anuncio fue realizado por el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, durante el encuentro “Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World” en Houston.
En su exposición, Marín confirmó que la petrolera devolverá las áreas Salinas del Huitrín, Loma del Molle, Cerro Las Minas y Cerro Arena, al considerar que no integran el programa de desarrollo previsto por la empresa. En el caso de Loma del Molle, YPF posee el 50% de participación, mientras que el porcentaje restante corresponde a Pluspetrol, tras la adquisición de los activos de ExxonMobil en la Cuenca Neuquina.
La decisión se enmarca en la reorganización iniciada con el Proyecto Andes, mediante el cual la empresa comenzó a desprenderse de activos considerados no estratégicos para concentrar capital, recursos humanos y equipamiento en los desarrollos no convencionales de mayor rentabilidad.
Por otro lado, YPF trabaja en una nueva ampliación del VMOS, incluso antes de que el sistema entre formalmente en operación. El objetivo consiste en superar la capacidad inicial prevista de 550.000 barriles diarios y elevar progresivamente el transporte hasta un rango de 700.000–770.000 barriles diarios, mediante la incorporación de nuevas estaciones de bombeo.
Actualmente, el proyecto registra un avance superior al 80%, aunque los trabajos más complejos continúan en las instalaciones marítimas frente a Punta Colorada, Río Negro. La empresa mantiene como meta realizar las primeras operaciones de carga durante los primeros meses de 2027.
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En cuanto a inversiones, Marín sostuvo que el desarrollo proyectado para la industria hidrocarburífera argentina requerirá USD 130.000 millones entre 2025 y 2031, cifra comparable con los niveles de inversión anual de las principales petroleras internacionales.
Asimismo, el ejecutivo proyectó que hacia 2031 la producción argentina podría alcanzar 1,7 millones de barriles diarios de petróleo y 250 millones de m³ diarios de gas, con aproximadamente dos tercios del petróleo destinados a la exportación. Según sus cálculos, las exportaciones energéticas podrían superar los USD 50.000 millones anuales, gracias a mejoras de productividad y al desarrollo de proyectos de Gas Natural Licuado (GNL).
Finalmente, entre los proyectos de GNL se destacan Southern Energy (SESA), con dos unidades flotantes de licuefacción y el gasoducto San Matías Pipeline (USD 1.300 millones), y Argentina LNG, impulsado por YPF junto a Eni y XRG, con una inversión total de USD 51.000 millones y capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales. Marín reiteró que la decisión final de inversión se mantiene prevista para este año y que las operaciones comerciales comenzarían entre 2030 y 2031.
GeoPark anunció su entrada estratégica a Venezuela con la adquisición del bloque Bare, un activo de petróleo pesado ubicado en la Faja Petrolífera del Orinoco, considerada una de las mayores acumulaciones de hidrocarburos del mundo.
La operación permitirá a la compañía sumar un activo en producción, con infraestructura existente y un importante potencial de crecimiento.
La incorporación de Bare se suma a la base productiva que la firma posee en Colombia y al desarrollo de Vaca Muerta en Argentina, donde concentra gran parte de sus inversiones. Con esta nueva plataforma de activos, GeoPark proyecta alcanzar hacia 2030 un nivel de producción cercano a 75–85 kboepd, lo que representa aproximadamente 2,7 veces los niveles actuales.
De acuerdo con la empresa, Bare representa una oportunidad de redesarrollo a gran escala, respaldada por producción existente, infraestructura instalada y un considerable potencial de recobro remanente. El plan contempla mayores inversiones, aceleración de la producción, rehabilitación de infraestructura y crecimiento de reservas de largo plazo.
El desarrollo del bloque se llevará adelante mediante un Contrato de Participación Productiva (CPP) con PDVSA Petróleo S.A., bajo el marco de la Ley Orgánica de Hidrocarburos de Venezuela. GeoPark actuará como operador y financiará el 100% de las inversiones de capital, con una participación económica neta del 65%.
Asimismo, el CPP otorga derechos de comercialización directa de hidrocarburos, acceso a infraestructura crítica y mecanismos de compensación para mitigar interrupciones. La entrada en vigencia del contrato estará sujeta a aprobaciones regulatorias y al cumplimiento de condiciones vinculadas con sanciones internacionales. GeoPark estimó un plazo máximo de 120 días para completar estas instancias.
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El ingreso de GeoPark a Bare fue liderado por el Grupo Gilinski, cuya presencia estratégica en Venezuela resultó clave para asegurar un marco contractual de 25 años. La transacción se financió mediante acciones de GeoPark, preservando la posición de caja de la compañía. Como resultado, el Grupo Gilinski se convertirá en accionista controlante.
Finalmente, el directorio sostuvo que los términos de la operación generarán una creación de valor inmediata para los accionistas. Jaime Gilinski, presidente del grupo, expresó: “Creemos en el potencial de Venezuela y en la capacidad de GeoPark para desarrollar Bare de manera responsable”. Por su parte, Felipe Bayon, CEO de GeoPark, afirmó que “la reactivación del sector energético de Venezuela representa una de las oportunidades industriales más relevantes de Latinoamérica”.
Argentina comienza a abrir un nuevo capítulo exportador con los líquidos del gas natural (GLP/NGL), principalmente propano y butano, como complemento del petróleo y el gas de Vaca Muerta.
Según el informe del Instituto de Energía de la Universidad Austral, el país produjo en 2025 unas 3 millones de toneladas de GLP/NGL comercial y exportó alrededor de 1,63 millones de toneladas.
De acuerdo con las proyecciones, hacia 2030 la producción podría ubicarse entre 4,4 y 4,8 millones de toneladas, con exportaciones de 3,0–3,4 millones de toneladas, lo que permitiría superar los US$ 2.000 millones anuales en ventas externas. Para 2035, el escenario base estima entre 5,5 y 6,5 millones de toneladas, mientras que un escenario de mayor ejecución podría acercarse a 8–9 millones de toneladas.
Uno de los motores de crecimiento será Compañía Mega, cuya ampliación prevé llevar la capacidad de procesamiento de 4.800 a 7.200 toneladas diarias, con una inversión integral de US$ 650 millones. La primera etapa demandará entre US$ 250 y 260 millones.
Por su parte, TGS impulsa un proyecto vinculado al eje Tratayén–General Cerri–Bahía Blanca. Con una inversión superior a US$ 3.000 millones, la iniciativa contempla una capacidad de 2,7–2,8 millones de toneladas anuales de líquidos C3+, de los cuales el 85% correspondería a propano y butano.
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A estos desarrollos se suma la posibilidad de aprovechar los proyectos de GNL en Río Negro, donde el tratamiento del gas destinado a la licuefacción podría generar un nuevo polo exportador de propano, butano y gasolina natural en el Golfo San Matías, complementario con el complejo de Bahía Blanca.
En materia de mercados, Brasil aparece como el principal comprador regional por escala y déficit estructural, seguido por Chile, Paraguay, Uruguay y Perú. Sin embargo, el salto de producción podría llevar a Argentina a competir también en Asia, con destinos como India, China, Japón y Corea del Sur. India ya comenzó a recibir cargas argentinas de GLP en 2025–2026, aunque el desafío será consolidar una relación comercial de mayor escala.
El informe advierte que el principal límite no está en la disponibilidad del recurso, sino en la infraestructura: capacidad de separación en origen, nuevos poliductos, instalaciones de fraccionamiento, almacenamiento y puertos. En este escenario, Bahía Blanca, Cerri y Puerto Galván adquieren un papel estratégico para garantizar competitividad y acceso a los mercados internacionales.
La quinta edición del Vaca Muerta Shale Day, organizada por el IAPG Houston, reunió a los principales operadores del shale argentino en Estados Unidos. El encuentro dejó un mensaje claro: el desafío ya no es demostrar el potencial del recurso, sino llevar la producción a una escala capaz de abastecer el mercado interno y sostener un salto exportador.
En su exposición, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, puso el foco en la transformación de la compañía y en la oportunidad de convertir a Vaca Muerta en una plataforma energética internacional. Marín destacó que el objetivo es alcanzar una producción superior a 500.000 barriles diarios hacia 2030, con una estrategia basada en eficiencia, infraestructura y exportaciones.
Por otro lado, Pluspetrol y Tecpetrol presentaron sus planes de expansión y coincidieron en que el crecimiento del upstream debe estar acompañado por infraestructura de transporte, almacenamiento y salida hacia mercados internacionales. Tecpetrol subrayó que el RIGI permitió mejorar la previsibilidad de proyectos de largo plazo y acelerar inversiones.
Asimismo, Chevron y GeoPark remarcaron la necesidad de financiamiento y reglas de juego estables para llevar sus activos a una escala superior. La reducción de costos por pozo, la mejora de la productividad y la incorporación de tecnología fueron señaladas como claves para competir en mercados globales.
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En paralelo, el salto exportador fue otro de los grandes temas del encuentro. YPF presentó avances en proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) y en la construcción de infraestructura específica para exportar gas. La estrategia apunta a que Argentina deje de ser un importador estructural y se convierta en proveedor relevante de energía para mercados internacionales.
Finalmente, los CEOs coincidieron en que el crecimiento requiere una combinación de recurso, productividad, infraestructura y estabilidad regulatoria. El RIGI fue señalado como herramienta determinante para atraer capital privado y financiar proyectos de miles de millones de dólares.
El mensaje final del encuentro fue que Vaca Muerta está ingresando en una segunda etapa de desarrollo: después de la fase de aprendizaje y mejora de productividad, las empresas buscan ahora multiplicar volúmenes y construir la infraestructura necesaria para colocar esos barriles y moléculas fuera del país.
El Senado de la Nación avanzó este jueves con una nueva jornada de debate sobre el proyecto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias (Súper RIGI).
La reunión conjunta de las comisiones de Presupuesto y Hacienda, Economía Nacional e Inversión y Legislación General contó con la participación de representantes de los sectores minero, industrial y energético, quienes expusieron su visión sobre el impacto del régimen vigente y las modificaciones propuestas.
Desde el sector minero, el presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, aseguró que el RIGI mejoró la competitividad del país frente a destinos como Chile, Perú, Australia y Canadá. También subrayó que el régimen facilita el acceso a divisas para importaciones y distribución de utilidades, y permite resolver controversias mediante arbitrajes internacionales.
En el plano industrial, Pablo Cattoni, director institucional de SIDERSA, destacó que el régimen impulsó el mayor plan de expansión de la compañía, con una inversión de US$ 300 millones para construir una nueva planta siderúrgica en San Nicolás de los Arroyos. Cattoni resaltó la participación de proveedores argentinos en el proyecto, mientras que Diego Leal, de la Unión Industrial Argentina (UIA), propuso que el porcentaje destinado al desarrollo de proveedores se concentre exclusivamente en bienes producidos en el país.
Por su parte, el sector energético también respaldó la iniciativa. Carlos Ormachea, presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos, afirmó que el RIGI permitió poner en marcha proyectos que probablemente no se habrían concretado sin ese marco de incentivos. En la misma línea, Esteban Gramblicka, asesor legal de la Cámara Argentina de Energía, sostuvo que el régimen fue determinante para atraer inversiones y que Argentina cuenta con recursos suficientes para abastecer el mercado interno, desarrollar proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) y consolidarse como exportador de energía.
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En paralelo, los senadores formularon consultas sobre el impacto del régimen en proveedores nacionales y en la infraestructura energética necesaria para proyectos intensivos. Las autoridades de las comisiones resolvieron pasar a un nuevo cuarto intermedio, dejando pendiente la definición de cambios en el texto final.
Finalmente, el tratamiento del proyecto continuará en próximas reuniones, donde se analizarán las propuestas y observaciones de los sectores privados y especialistas. El desenlace será clave para determinar si el Súper RIGI se convierte en una herramienta definitiva para atraer inversiones de gran escala en minería, industria y energía.
SALTA (Enviada especial)-. La minería salteña atraviesa una etapa de expansión que abre una oportunidad, pero también plantea desafíos concretos en materia de empleo, proveedores, infraestructura y formación de capacidades. En diálogo con EconoJournal, Facundo Huidobro, gerente de Relaciones Comunitarias de Mansfield Minera, la empresa que explota el proyecto aurífero Lindero, aseguró que “para nosotros es fundamental que los proveedores no solo sean locales sino que muestren competitividad. Tienen que ser competitivos no solo en el precio que ofrecen, sino también en la calidad de los trabajos”. Además, remarcó la necesidad de mejorar las rutas y el ferrocarril de cara al crecimiento proyectado de la actividad minera.
Proveedores y compre local
Mansfield viene desarrollando mecanismos para acercar a sus proveedores y a las áreas de compras de la compañía. Huidobro explicó que la empresa organiza reuniones de networking para que los compradores conozcan la oferta disponible y puedan transmitir cuáles son las necesidades y estándares que demanda la operación.
“Estamos permanentemente reunidos con los proveedores. Armamos reuniones de networking para que nuestros compradores conozcan quiénes son los que están ofreciendo y los actualicen sobre las necesidades y los estándares que estamos exigiendo”, explicó.
La estrategia también busca llevar ese vínculo a las comunidades cercanas a los proyectos. “Hace una semana hicimos uno en San Antonio de los Cobres y antes lo hicimos en Tolar Grande. Nuestra idea es ir llevando este movimiento a cada una de las comunidades”, señaló.
En relación al compre local, Huidobro planteó que la cercanía geográfica es valorada, pero no puede reemplazar la competitividad. “Para nosotros es fundamental que los proveedores no solo sean locales sino que muestren competitividad. Tienen que ser competitivos no solo en el precio que ofrecen, sino también en la calidad de los trabajos”, sostuvo.
Además, Mansfield busca que sus proveedores tengan una participación más activa en las comunidades donde opera la compañía. “Estamos tratando de involucrar a todos nuestros proveedores actuales para que realicen tareas también en el ámbito comunitario. No solamente que ofrezcan un trabajo y den un servicio, sino que también se involucren con la gente. Para nosotros es importante, aunque no es fácil”, explicó.
Capacitación para anticiparse al salto de escala
Para Huidobro, la discusión sobre el desarrollo minero no puede limitarse a la cantidad de proyectos que ingresen en producción. También es necesario construir desde ahora las capacidades que permitan acompañar ese crecimiento. El ejecutivo puso como ejemplo la proyección de los proyectos metalíferos que avanzan en otras provincias y sostuvo que la escala de las inversiones obligará a pensar en horizontes de largo plazo.
“Estamos hablando de mucha capacidad instalada y de alta tecnología. Pero si no tenemos la gente que pueda manejar esa capacidad instalada, no sirve de nada. La única forma de llegar ahí es empezar ahora”, indicó.
En ese sentido, planteó que la formación debe comenzar mucho antes de que los proyectos entren en producción. “No hablo solamente de la gente que está terminando el secundario, sino también del jardín de infantes. La minería que viene no es una minería para dentro de cinco años. Taca Taca tiene una vida de mina de 35 años, entonces quienes van a aprovechar esto no somos nosotros solamente, sino nuestros hijos y nuestros nietos”, sostuvo.
El mismo razonamiento lo trasladó al desarrollo de proveedores. “La demanda de proveedores va a ser increíblemente alta en los próximos años, pero obviamente de proveedores capacitados y que también cuenten con los estándares internacionales que el negocio y el sector están exigiendo”, remarcó.
En particular, señaló la necesidad de trabajar sobre normas ambientales y de seguridad. “No se trata simplemente de ser proveedores, sino de pensar en proveedores que puedan atender normas de medio ambiente y de seguridad. Sobre todo, la seguridad es lo más importante para nosotros: que nuestros trabajadores salgan de su casa y vuelvan a su casa con su familia, sin ningún problema”, afirmó.
Ruta 51 y ferrocarril: los cuellos de botella
El crecimiento de la minería también expone las limitaciones de la infraestructura existente. Para Huidobro ese es “el mayor cuello de botella que tenemos. La Ruta 51 es la principal vía por donde va a circular toda la minería que se va a ir generando en los próximos tiempos”, sostuvo.
El ejecutivo señaló que por esa vía circularán cargas de distintas características, incluyendo equipos sobredimensionados y sustancias peligrosas. “Vivimos día a día los problemas de vuelcos de camiones, muchas veces de gente que no está capacitada y que de repente se encuentra por primera vez con un camino de montaña. Para eso se necesita gente especializada y con mucha experiencia en la parte de montaña”, explicó.
La preocupación no se limita al tránsito. Huidobro mencionó que por la ruta deberán transportarse combustibles, ácido clorhídrico y sulfúrico, carbonato de sodio, cal y cemento, entre otros insumos utilizados por los proyectos mineros. En paralelo, destacó la necesidad de recuperar capacidad ferroviaria. Según explicó, actualmente el sistema tiene una capacidad muy inferior a la que demandará el desarrollo minero previsto en la región.
“Hoy apenas contamos con un ferrocarril que no puede transportar una formación de más de siete vagones. Si pensamos en lo que puede llegar a demandar Taca Taca y los demás proyectos, tenemos que llegar a una capacidad de transporte de un millón de toneladas anuales. Estamos muy por debajo de lo que se viene”, advirtió.
Permisos y estabilidad para las inversiones
Otro de los puntos planteados por Huidobro fue la necesidad de agilizar los procesos administrativos vinculados con la actividad minera. En particular, destacó que los proyectos de exploración dependen de ventanas de financiamiento que pueden ser muy acotadas.
“Cuando una empresa que cotiza en bolsa consigue financiamiento para un proyecto de exploración, ese financiamiento lo tiene por una ventana que se abre apenas unos meses. No puede estar un par de años esperando un permiso; tiene que ser casi inmediato”, explicó.
Para el ejecutivo, la celeridad debe ir acompañada por el cumplimiento de las obligaciones ambientales y regulatorias. “Es fundamental mostrar celeridad en esos procesos, al igual que en todo lo que arrastran los estudios y las renovaciones de estudios de impacto ambiental. Las normativas ambientales ya están armadas; solamente hace falta cumplirlas y agilizar un poco los procesos”, sostuvo.
También consideró necesario fortalecer las capacidades de fiscalización del Estado frente a una actividad que crecerá en escala. “No se puede tener un Gobierno con pocas camionetas que salgan al campo. Hay que estar permanentemente monitoreando qué están haciendo las empresas”, afirmó.
RIGI, estabilidad y reglas de juego
Consultado sobre las discusiones en torno al RIGI y las propuestas para crear nuevos regímenes de incentivo como el Súper RIGI, Huidobro se mostró partidario de consolidar primero las herramientas existentes. “Yo soy de la vieja escuela, de la Ley de Inversiones Mineras 24.196. Soy de la idea de que primero cumplamos lo que tenemos para ir después buscando alternativas y otras posibilidades”, señaló.
El ejecutivo de Mansfield planteó que cualquier nuevo esquema debería evaluarse en función de su capacidad efectiva de cumplimiento. “No podemos abarcar todo y después por ahí no lo podemos cumplir”, sostuvo.
“La minería busca normalmente una previsibilidad a largo plazo y no se fija en los banderíos políticos. Busca que todos los sectores políticos promuevan el mantenimiento de las reglas de juego”, explicó.
Huidobro puso especial énfasis en la estabilidad jurídica y tributaria. “La seguridad jurídica es fundamental. Que no nos cambien el día de mañana una cuestión macro, por ejemplo, que vuelvan a aumentar las retenciones a las exportaciones. Un punto porcentual puede liquidar directamente toda la idea de inversión en el país. Por eso hay que ser muy cuidadoso”, advirtió.
Lindero: extender la vida útil a través de la exploración
Mientras la provincia avanza hacia una nueva etapa de expansión minera, Mansfield también trabaja para prolongar el horizonte productivo de Lindero. Huidobro destacó el impacto que tuvo la operación en la formación de recursos humanos para la industria salteña. “Para todos los salteños es una cosa muy importante. Hemos sido una mina escuela. En la época en que no había gente capacitada, nosotros empezamos a formar personas y ahora podemos decir que muchas de las mineras que están en este centro de convenciones tienen ex Mansfield, muchos ex compañeros de trabajo y exgerentes”, afirmó.
Lindero tiene todavía años de producción por delante, pero la compañía ya trabaja sobre nuevas oportunidades de exploración. “Todavía nos quedan inicialmente nueve años de producción, pero ya estamos pensando en ver si podemos extendernos a través de nuestro programa de exploración”, explicó.
La búsqueda se concentra tanto dentro del área de la mina como en sectores cercanos. “Estamos perforando dentro de nuestro pit para ver qué más tenemos abajo y también en el proyecto Arizaro, que está a 2.300 metros de Lindero. Es una zona que habíamos detectado hace mucho tiempo y donde tuvimos perforaciones con buenos resultados. Ahora nos toca ver si esos resultados se transforman en reservas minerales”, detalló.
La compañía también analiza oportunidades en otros puntos de Salta y fuera de la provincia, entre ellos Cerro Lindo y Los Menucos, en Río Negro. “El abanico está muy bien. Las ideas están, obviamente hay que mantenerlas y confiar un poco en que las condiciones externas se van a mantener”, concluyó.
El Mercado Electrónico del Gas, MEGSA, realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 14/09/2026 al 30/09/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 32 ofertas que totalizaron un volumen de 34.250.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,85 el MBTU en el PIST, y de U$S 4,63 el MBTU puesto en el GBA.
Desde Neuquén se realizaron 13 ofertas por un volumen total diario de 12.850.000 m3/día. Desde Chubut 5 ofertas por 5.300.000 m3/d. Desde Santa Cruz, 5 ofertas por 3.800.000 m3/d. Desde Tierra del Fuego 6 ofertas por 9.800.000 m3/d. Desde la cuenca Noroeste 3 ofertas por 2.500.000 m3/día.
Los precios del gas en el PIST fueron desde U$S 2,91 hasta U$S 4,13 el MBTU, en tanto que los precios del gas puesto en el GBA fueron desde U$S 3,42 hasta U$S 4,92 el MBTU, según su cuenca de origen.
Los nuevos accionistas privados de Transener cobraron cerca de US$44 millones en dividendos correspondientes a ganancias acumuladas cuando el Estado todavía participaba indirectamente en el control de la principal transportadora de energía eléctrica del país, luego de concretarse la privatización del paquete que estaba en manos de ENARSA.
El Ministerio de Economía adjudicó por US$356,17 millones el 50% de las acciones de Citelec que pertenecían a la empresa estatal Energía Argentina (ENARSA) a Edison Inversiones y Genneia.
Citelec posee, a su vez, el 52,65% del capital de Transener, por lo que el paquete privatizado representaba indirectamente alrededor del 26,3% de la transportadora eléctrica.
Tras concretarse el traspaso, Transener aprobó una distribución de dividendos por $253.536 millones mediante la desafectación parcial de una reserva constituida con resultados acumulados.
Por la participación adquirida al Estado, a los nuevos propietarios les correspondieron aproximadamente US$44 millones, repartidos en partes similares: unos US$22,3 millones para Edison y otros US$22,3 millones para Genneia.
El punto que abrió la polémica es que parte de las ganancias utilizadas para pagar esos dividendos se había generado y acumulado mientras ENARSA todavía conservaba su participación accionaria indirecta en Transener.
Durante el período previo a la privatización, esos resultados habían permanecido dentro de la compañía como reservas en lugar de ser distribuidos entre los accionistas.
De esta manera, los compradores recibieron dividendos equivalentes a alrededor del 12,5% de los US$356,17 millones desembolsados para quedarse con el paquete estatal, según un cálculo realizado sobre los montos involucrados en ambas operaciones.
La situación abrió interrogantes sobre la decisión del Estado de avanzar con la venta sin que previamente se distribuyeran las utilidades acumuladas correspondientes a las acciones que todavía estaban bajo control de ENARSA.
Desde el sector privado sostuvieron, sin embargo, que la operación implicó la adquisición de las acciones con la situación patrimonial existente al momento de la transferencia, incluidos los activos, pasivos y disponibilidades de las compañías.
Bajo ese criterio, los dividendos correspondieron a quienes tenían la condición de accionistas cuando se resolvió formalmente su distribución.
La privatización de la participación estatal en Citelec formó parte del proceso de venta de activos dispuesto por el Gobierno nacional y dejó en manos privadas la totalidad del control accionario de la sociedad que posee la mayoría de Transener.
Transener opera la red de transporte eléctrico de alta tensión y constituye una compañía estratégica dentro del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), al transportar energía a través de miles de kilómetros de líneas de alta tensión en distintas regiones del país.
Las dos monoboyas del VMOS viajan hacia Punta Colorada, donde se prevé que lleguen a fines de octubre para integrar el sistema offshore que permitirá cargar petróleo de Vaca Muerta en grandes buques de exportación.
Cada una pesa 272 toneladas y tiene 15,3 metros de diámetro. Pero más allá de sus dimensiones, su función puede explicarse de manera sencilla: serán el punto de conexión en el mar entre el oleoducto que llega desde tierra y los buques que transportarán el crudo hacia los mercados internacionales.
El petróleo llegará por el sistema VMOS hasta la terminal de Punta Colorada. Desde allí continuará su recorrido mar adentro a través de un ducto submarino de unos 7 kms., cuya infraestructura ya se encuentra en construcción frente a la costa rionegrina.
En el extremo de ese sistema submarino estarán las instalaciones que vincularán las tuberías con cada monoboya. El esquema técnico de este tipo de equipos contempla un múltiple submarino conocido como PLEM, que distribuye el flujo y cuenta con válvulas que permiten aislar las tuberías cuando es necesario realizar tareas operativas o de mantenimiento.
Desde allí, el petróleo asciende mediante tuberías y mangueras hasta la monoboya. Una vez que el buque tanque se posiciona en el lugar, queda amarrado a la estructura mediante un cabo de gran resistencia.
La transferencia hacia el barco se realiza a través de un sistema de mangueras flotantes conectado al buque. Así, la monoboya funciona como una gran estación de conexión flotante: recibe el petróleo proveniente del ducto submarino y permite transferirlo de manera controlada al buque tanque.
Ancladas al fondo del mar
Aunque flotan en superficie, las monoboyas permanecen aseguradas al lecho marino mediante un sistema de cadenas y anclas.
Esa infraestructura ya comenzó a desplegarse frente a Punta Colorada. Para cada una de las futuras posiciones se utilizan grandes anclas y cadenas de fondeo, encargadas de mantener el sistema en su ubicación durante la operación.
El diseño de este tipo de boyas está preparado además para absorber los esfuerzos que genera el amarre del buque y cuenta con sistemas que pueden monitorear la tensión de las líneas utilizadas durante la operación.
Las monoboyas no funcionan de manera aislada. Son el último eslabón de una infraestructura mucho mayor.
El circuito comienza con el oleoducto que transportará el crudo de Vaca Muerta hacia Río Negro, continúa en la terminal de almacenamiento de Punta Colorada y se extiende mar adentro mediante el ducto submarino hasta llegar al sistema de carga offshore.
Allí, las dos monoboyas permitirán cargar directamente buques VLCC (Very Large Crude Carrier), grandes petroleros utilizados para transportar crudo a escala internacional.
Mientras las estructuras continúan navegando hacia Río Negro, frente a Punta Colorada ya avanzan las obras submarinas, el montaje de cadenas y anclas y los trabajos asociados al ducto marino.
Cada una de estas piezas forma parte del mismo sistema. Su puesta en funcionamiento permitirá conectar directamente la producción de Vaca Muerta con los grandes mercados internacionales desde las costas rionegrinas.
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, firmó en Cipolletti con la empresa Oldelval el acuerdo por Duplicar Norte, un nuevo oleoducto que ampliará el transporte de crudo de Vaca Muerta y recorrerá 146 kilómetros en Río Negro.
El acuerdo fue suscripto junto a los representantes de Oleoductos del Valle SA (Oldelval), Ricardo Hösel y Federico Zarate Clemente, y será elevado en breve a la Legislatura para su tratamiento.
Duplicar Norte forma parte de la nueva infraestructura energética vinculada al crecimiento de la producción de Vaca Muerta y su salida hacia los mercados externos. La obra ya generó un importante movimiento de empleo y actividad en el noroeste de la provincia y permitirá fortalecer todavía más la integración de Río Negro al sistema energético nacional.
“Esto no es producto de la casualidad. Río Negro viene tomando decisiones desde hace años para ser protagonista de esta nueva etapa energética. Damos previsibilidad, reglas claras y seguridad jurídica para que las inversiones lleguen, se concreten y generen oportunidades para nuestra provincia”, afirmó Weretilneck.
Duplicar Norte contempla un nuevo oleoducto de aproximadamente 207 kilómetros de extensión y 24 pulgadas de diámetro, que unirá la Estación de Bombeo Auca Mahuida, en Neuquén, con la Estación de Bombeo Allen, en Río Negro.
De ese recorrido, cerca de 146 kilómetros atraviesan territorio rionegrino entre las estaciones de bombeo Crucero Catriel y Allen, con un fuerte despliegue de obra que trajo trabajo, contratación de servicios y movimiento económico en el noroeste rionegrino.
El proyecto alcanzó durante agosto un 50% de avance global. Además, ya se completó más del 80% de los cruces especiales previstos en toda la traza, entre ellos el cruce subterráneo de la Ruta Nacional 151, uno de los trabajos de mayor complejidad técnica. La primera etapa está proyectada para entrar en funcionamiento hacia fines de 2026, con una capacidad de transporte de 220.000 barriles diarios. Luego, el sistema prevé incrementar progresivamente su capacidad hasta alcanzar los 500.000 barriles por día durante 2027.
En Allen, Duplicar Norte se integrará al sistema de transporte de Oldelval y permitirá derivar parte del petróleo hacia el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), consolidando la infraestructura necesaria para acompañar el crecimiento de la producción y su exportación desde la costa rionegrina.
Además, el nuevo sistema permitirá ampliar las posibilidades de evacuación de producción proveniente de proyectos no convencionales en etapa exploratoria o piloto dentro de la formación Vaca Muerta en territorio de Río Negro.
“Duplicar Norte se conecta con el VMOS y es parte de toda la infraestructura que estamos construyendo para llevar la producción al Atlántico. Río Negro dejó de ser una provincia de paso: hoy somos protagonistas de la salida de la energía argentina al mundo”, sostuvo el gobernador.
Duplicar Norte se incorpora a una red de grandes proyectos energéticos que están transformando el rol de Río Negro. Junto con el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur y los proyectos de exportación de gas natural licuado, la Provincia consolida infraestructura, previsibilidad y capacidad logística para convertirse en una de las principales puertas de salida de la energía argentina al mundo.
El Senado debatirá este jueves en comisión una reforma de la ley de biocombustibles que eleva los porcentajes de corte de bioetanol y biodiésel, aunque persistían diferencias con las pymes de las provincias productoras por la participación que tendrán en el abastecimiento del mercado.
La sesión comenzará a las 11 en un plenario de las comisiones de Energía, Combustibles y Minería, y de Presupuesto y Hacienda, que presiden Flavia Royón (Primero los Salteños) y Agustín Monteverde (LLA), respectivamente.
En la Cámara Alta hay siete proyectos que fueron presentados por Beatriz Ávila (Independencia); José María Carambia y Natalia Gadano (Movere Santa Cruz); Alejandra Vigo y Carlos Espínola (Provincias Unidas); Patricia Bullrich (LLA); Flavia Royón (Primero los Salteños); Carlos Arce y Sonia Rojas Decut (Movimiento por Misiones), y Jorge Capitanich (Justicialista).
En el bloque del oficialismo existe expectativa de avanzar con un dictamen, aunque también hay dudas sobre el quórum debido a que varios legisladores regresaron ayer a sus provincias en medio de las dificultades en los vuelos provocadas por el paro de 48 horas de ATE.
El informe se está armando en base al proyecto de Bullrich, al que se le incorporaron los cambios impulsados por los senadores aliados y los representantes del sector.
Uno de los puntos sobre los que ya habría acuerdo es el incremento del corte obligatorio de bioetanol del 12% al 15%, una medida que tendría impacto en las provincias productoras de azúcar, particularmente Tucumán.
El esquema en discusión contempla mantener inicialmente el corte en el 12% y elevarlo al 15% a los doce meses de sancionada la ley.
El incremento podría generar una mayor demanda para la industria tucumana, aunque el beneficio concreto dependerá de cómo se distribuyan los volúmenes entre los distintos productores.
En el caso del biodiésel, que se incorpora al gasoil, fuentes parlamentarias señalaron a este medio que existe la posibilidad de un principio de acuerdo para llevar el corte obligatorio al 10%, aunque todavía se negocia una ampliación del cupo destinado a las pequeñas y medianas empresas elaboradoras.
Precisamente, la participación de las pymes constituye uno de los principales puntos de conflicto de la reforma, ya que señalan que no pueden competir con las grandes compañías integradas, que cuentan con mayor escala y acceso a las materias primas.
Por ese motivo, el aumento del porcentaje de biodiésel no alcanza para resolver la disputa y las pymes reclaman que la nueva normativa garantice una participación determinada dentro del mercado.
El bioetanol se produce principalmente a partir de maíz y caña de azúcar. El maíz representa cerca del 60% de la producción y se concentra en provincias como Córdoba, Santa Fe y San Luis, mientras que la caña aporta el 40% restante y tiene su principal producción en el Noroeste Argentino, especialmente en Tucumán, Salta y Jujuy.
La reforma impulsada por el oficialismo también contempla cambios en la comercialización y en el mecanismo de determinación de precios de los biocombustibles, con una transición prevista hasta fines de 2031.
Entre las modificaciones se incluye la creación de un mercado electrónico para las operaciones y la utilización del costo de importación como referencia para determinar los valores. Bajo determinadas condiciones, superar esa referencia podría habilitar la importación de biocombustibles.
Los trabajadores de estaciones de servicio comprendidos en el Convenio Colectivo de Trabajo 488/07 experimentarán incrementos salariales durante los meses de agosto, septiembre y octubre de 2026, producto de un acuerdo firmado entre representantes sindicales y empresarios del sector.
El convenio estipula tres aumentos consecutivos: 1,9% en agosto respecto a julio, otro 1,9% en septiembre sobre el mes anterior y un último incremento del 1,8% en octubre respecto a septiembre, acumulando un alza total aproximada del 5,7% en el período.
Para un operador de playa, el salario básico previsto será de $1.589.052,03 en agosto, $1.619.094,12 en septiembre y $1.647.357,81 en octubre. Estos valores corresponden únicamente al sueldo básico; a ellos se suman adicionales y se aplican los descuentos legales para obtener el monto final.
Respecto a otras categorías, a partir de octubre se registran los siguientes valores básicos: para operadores de servicio, $1.601.132,07 en agosto y $1.631.553,58 en septiembre; y para encargados, $1.640.699,06 en agosto y $1.671.872,34 en septiembre.
Los adicionales que incrementan el salario básico incluyen un 8% por asistencia, otro 8% por movimiento de fondos, además de conceptos por antigüedad, aportes mutuales, manejo de fondos, aportes sindicales y seguro de sepelio. La antigüedad se calcula según los años de servicio, por lo que el ingreso bruto final puede superar el básico divulgado.
En cuanto a la homologación administrativa del acuerdo, el documento establece que, aunque esta se demore, los empleadores deberán aplicar los nuevos salarios en las fechas previstas. Este compromiso se basa en el artículo 6 de la Ley 23.546, que regula la negociación colectiva, evitando que los pagos queden condicionados a trámites administrativos.
Por último, la negociación salarial para el resto del año 2026 no queda cerrada. Los representantes de los trabajadores y empresarios acordaron retomar las conversaciones a partir del 15 de noviembre para evaluar posibles ajustes futuros.
La reinserción estratégica de la Argentina en el nuevo orden mundial favorece la oportunidad de cambiar la trayectoria de un desarrollo paupérrimo que paralizó el progreso.
En el núcleo del análisis macroeconómico tradicional los ciclos económicos de expansión o contracción están disociados de las teorías de crecimiento de largo plazo. Tanto en el marco keynesiano clásico como en la llamada “síntesis neoclásica”, el crecimiento viene planteado como una tendencia exógena a largo plazo que está directa y conceptualmente ligada a la “tasa de crecimiento potencial de la economía”. En el enfoque keynesiano tradicional, el análisis macroeconómico se divide rígidamente según el plazo. El corto plazo (el ciclo) viene determinado exclusivamente por el lado de la demanda agregada.
Y recordemos que la demanda agregada suma consumo público y privado, inversión bruta y las exportaciones. Las fluctuaciones (expansiones y recesiones) ocurren porque la demanda efectiva oscila debido a shocks en la inversión, el consumo o el gasto público, interactuando con rigideces de precios y salarios.
El largo plazo (la tendencia) viene determinado por el lado de la oferta agregada. Aquí opera la tasa de crecimiento potencial que releva el ritmo al que la economía podría crecer si usara todos sus factores productivos (capital y trabajo) en su nivel de “pleno empleo” o tasa natural, bajo una productividad dada, sin generar presiones inflacionarias. El PBI Real = Tendencia (PBI Potencial) + Ciclo (Brecha de Producto). Si el ciclo está en una etapa de expansión, el PBI real está temporalmente por encima del potencial (brecha positiva, riesgo inflacionario).
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Por el contrario, si el ciclo está en contracción, el PBI real cae por debajo del potencial (brecha negativa, desempleo y capacidad ociosa). Con lo que el gran desafío de la macroeconomía derivada del consenso ortodoxo de la profesión es el uso del instrumento fiscal y monetario para atenuar los ciclos (por ello toda la racionalización de las políticas de estabilización contracíclicas) y permitir que la economía crezca con estabilidad ocupando a pleno sus recursos en la trayectoria o tendencia que permite su tasa de crecimiento potencial.
La tendencia se asume exógena porque para los economistas de corte keynesiano tradicional, los determinantes del crecimiento en el largo plazo –el progreso tecnológico (como en el modelo de Solow original), el crecimiento demográfico y la acumulación de capital subyacente– se mueven por carriles independientes de las fluctuaciones de corto plazo. Es decir, una recesión este año puede dejar fábricas vacías hoy (corto plazo), pero teóricamente no altera la trayectoria de la innovación tecnológica o el crecimiento de la población activa a 20 años (largo plazo).
La tendencia es una línea recta (o curva suave) ascendente que “soporta” las ondas del ciclo, pero que no es afectada por ellas. Si bien esta disociación ha sido la norma en los textos de estudio, esta separación tajante entre ciclo y tendencia ha recibido duras críticas desde diversos frentes. Por un lado, los economistas postkeynesianos y neokeynesianos modernos argumentan que las recesiones profundas y prolongadas pueden destruir capacidad productiva permanente (por ejemplo, desempleados de larga duración que pierden habilidades o empresas que cancelan proyectos de I+D).
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Aquí, el ciclo afecta negativamente a la tendencia. A su vez, desde la vereda del pensamiento austríaco y schumpeteriano, el ciclo no es una mera oscilación de demanda en torno a una tendencia dada. Las fases de contracción son correcciones necesarias para liquidar malas inversiones inducidas por la distorsión del crédito y reasignar recursos hacia sectores genuinamente productivos. Por lo tanto, el ciclo y el crecimiento a largo plazo están intrínsecamente conectados por el lado de la estructura de capital y la oferta.
Analizar la tasa de crecimiento potencial de la Argentina sobre una serie histórica de 50 años (aproximadamente desde mediados de la década de 1970 hasta el presente) requiere separar el “ruido” de la extrema volatilidad cíclica para encontrar la tendencia subyacente de la productividad total de los factores (PTF), la acumulación de capital y el factor trabajo. Considerando el período completo (1975-2026), la tasa de crecimiento potencial de la Argentina se ubica en un promedio de entre 1,5% y 2,0% anual, y, dado que la tasa de crecimiento demográfico promedio en este período rondó el 1% a 1,2% anual, el crecimiento potencial del PBI per cápita real ha sido sumamente magro, ubicándose por debajo del 0,5% anual en el promedio de largo plazo.
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Según datos de Econométrica, la Argentina está saliendo de la mayor recesión de toda su historia, acumulando 13 años sin crecer entre 2011 y 2024. En igual periodo la población creció en 5 millones de habitantes, reflejando una caída del PBI per cápita del 11%. El crecimiento económico de 2025 y 2026 permitirá un rebote del PBI per cápita del 7,3%, pero todavía estamos un 5% por debajo del 2011. Nos hemos empobrecido respecto a vecinos de la región porque nuestro crecimiento potencial fue muy inferior al de América Latina, de alrededor del 3% acumulado anual.
El promedio de crecimiento potencial de estas últimas décadas esconde a su vez tres dinámicas muy marcadas que los economistas locales y organismos internacionales identifican en la serie: 1975-1990 (la “década perdida” y estanflación); el crecimiento potencial cayó a niveles cercanos a cero o ligeramente negativos; marcado por la crisis de la deuda, shocks inflacionarios y una descapitalización crónica, el PBI potencial se estancó. 1991 – 2011 (reformas y superciclo de commodities): durante los años 90 y la primera década del siglo XXI, la tasa de crecimiento potencial experimentó una fuerte recuperación, estimándose transitoriamente entre un 3,0% y un 4,0% anual, impulsada primero por ganancias de eficiencia/inversión y luego por términos de intercambio excepcionales. 2012 al presente (estancamiento estructural): en los últimos 12 a 14 años, la economía argentina volvió a experimentar una contracción en su capacidad instalada y productividad. El crecimiento potencial en este último tramo se ha hundido sensiblemente, estimándose actualmente en torno al 1,0% o 1,5% anual, afectado por el cepo cambiario, la ausencia de crédito de largo plazo y la baja tasa de inversión interna fija.
La Secretaría de Energía oficializó la prórroga del plazo para que productoras y distribuidoras de gas se adecuen al nuevo esquema contractual del Plan Gas.Ar. La medida, publicada en el Boletín Oficial mediante la Resolución 224/2026, extiende hasta el 31 de diciembre de 2026 el tiempo disponible para completar el procedimiento.
El Gobierno avanza con la reorganización del sistema de abastecimiento de gas, un proceso que involucra a las compañías productoras, ENARSA (Energía Argentina) y las prestadoras del servicio. El objetivo es reordenar las relaciones entre los actores del sector y dar mayor previsibilidad en la contratación.
La ampliación del plazo permitirá que tanto productores como distribuidoras continúen evaluando y formalizando su incorporación a la nueva modalidad contractual. Con esta extensión, dispondrán de cuatro meses adicionales para completar la cesión de contratos de abastecimiento de gas natural.
El esquema central de la medida contempla la transferencia de acuerdos desde ENARSA hacia las empresas distribuidoras, lo que implica un cambio en la estructura de responsabilidades dentro del mercado. Este paso busca reducir la intermediación estatal y fortalecer el vínculo directo entre productores y distribuidoras.
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La Secretaría de Energía aclaró que la prórroga no dispone un aumento tarifario para los consumidores ni modifica directamente el precio final que pagan los usuarios por el servicio de gas. El foco está puesto en la reorganización contractual y no en la estructura tarifaria.
El procedimiento también cuenta con la intervención del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENREGE) y de CAMMESA, que participan de acuerdo con sus respectivas competencias en el sector energético. Ambas entidades supervisan aspectos regulatorios y de mercado para garantizar que la transición se realice de manera ordenada.
La medida se enmarca en el Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos 2023–2028, que apunta a dar previsibilidad al sistema energético argentino. En este contexto, la prórroga busca evitar riesgos de incumplimiento y asegurar que las empresas tengan tiempo suficiente para adecuarse.
ARCA habilitó el servicio web que permitirá a las pymes registrar sus proyectos de inversión, seleccionar los beneficios fiscales del Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI) y hacer el seguimiento de cada trámite. La herramienta llega con demora: hasta ahora, las empresas no podían acceder plenamente a los incentivos previstos por la ley de modernización laboral.
Con la puesta en marcha del Sistema de Gestión de Inversiones (SGI), las compañías ya pueden cargar sus proyectos, documentar las inversiones y activar los beneficios de amortización acelerada en Ganancias y devolución de créditos fiscales de IVA. El régimen fue creado por el Título XXIII de la Ley Nº 27.802 y reglamentado por la Resolución General (ARCA) Nº 5889/2026, publicada en el Boletín Oficial.
En el caso del IVA, la presolicitud y la asignación del cupo fiscal se gestionarán directamente en el SGI. Las presentaciones estarán habilitadas entre los días 1 y 10 de febrero, mayo, agosto y noviembre, y el organismo comunicará el cupo asignado entre el 11 y el 15 de cada uno de esos meses. Luego, el contribuyente deberá esperar tres períodos fiscales mensuales para que los comprobantes queden disponibles en el Sistema Integral de Recupero (SIR) y formalizar la devolución.
La secuencia operativa queda definida así: SGI→ cupo fiscal→ tres períodos fiscales→ SIR→ solicitud de devolución.
Qué ofrece el RIMI
El régimen apunta a micro, pequeñas y medianas empresas —y entidades sin fines de lucro— que inviertan entre USD 150.000 y USD9 millones en bienes de capital, tecnología, infraestructura o eficiencia energética. A cambio, habilita dos beneficios:
Amortización acelerada en el Impuesto a las Ganancias.
Devolución del crédito fiscal de IVA vinculado a las inversiones.
Ciertas inversiones clave en el RIMI (Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones) están eximidas de cumplir con el piso mínimo de dinero obligatorio para acceder a los beneficios fiscales.
Bienes sin monto mínimo obligatorio :
El régimen exceptúa del piso de inversión mencionado de 150.000 dolares , a los siguientes rubros orientados a la producción y al campo:Riego: Equipos y sistemas completos de riego agrícola.Energía: Bienes de alta eficiencia energética, como paneles solares y tecnología de ahorro de energía.Protección: Mallas antigranizo para la actividad agropecuaria.Ganadería: Bienes semovientes (ganado y genética animal).
Cómo funciona el SGI
La plataforma permite registrar proyectos, cargar documentación y monitorear el estado de cada inversión. Para ingresar, se requiere Clave Fiscal.
Desde el 25 de agosto, las empresas pueden:
Verificar CUIT y domicilio fiscal.
Controlar el alta en Ganancias e IVA y revisar el código CLAE.
Confirmar el Domicilio Fiscal Electrónico.
Relevar inversiones realizadas desde el 6 de marzo de 2026.
Clasificar cada inversión según su categoría.
Identificar la primera ventana de presolicitud de IVA disponible.
Cómo solicitar la devolución del IVA
El trámite se realiza en etapas:
Presentar la presolicitud en el SGI.
Hacerlo entre los días 1 y 10 de febrero, mayo, agosto o noviembre.
Consultar el cupo fiscal asignado entre el 11 y el 15.
Esperar tres períodos fiscales mensuales.
Formalizar la devolución en el SIR.
Amortización acelerada en Ganancias
Para acceder a este beneficio, el contribuyente debe seleccionarlo al registrar el proyecto en el SGI e informar los datos antes del vencimiento de la declaración jurada del impuesto.
Reglamentación previa
El RIMI fue reglamentado por el Decreto Nº 242/2026, que definió:
Sujetos alcanzados: empresas con Certificado MiPyME vigente (Tramos 1 y 2).
Plazo de vigencia: dos años para realizar las inversiones computadas netas de IVA.
Amortización acelerada: deducción en dos años para bienes de capital e infraestructura productiva.
Crédito fiscal de IVA: devolución sujeta a cupo anual.
Exclusiones: inversiones financieras o de cartera.
Adquisición de un activo maduro de gran escala, con infraestructura existente y potencial de producción por décadas
Operación bajo el nuevo marco CPP en Venezuela, que se espera contribuya significativamente a la reactivación del sector energético
El Grupo Gilinski se convertirá en el accionista controlante, con incremento inmediato de valor y opcionalidad para los accionistas de GeoPark
GeoPark Limited (“GeoPark” o la “Compañía”) (NYSE: GPRK), compañía independiente líder en energía con más de 20 años de operaciones exitosas en América Latina, anuncia su entrada estratégica en Venezuela a través del bloque Bare, un activo de gran escala productor de petróleo pesado ubicado en la Faja Petrolífera del Orinoco, una de las mayores acumulaciones de hidrocarburos del mundo.
Bare representa una oportunidad de redesarrollo a gran escala, con un largo historial operacional, respaldada por producción existente, infraestructura instalada y un considerable potencial de recobro remanente que puede incrementar significativamente la creación de valor de largo plazo de GeoPark. La Compañía considera que el redesarrollo de Bare puede contribuir a la reactivación del sector energético de Venezuela y a esfuerzos más amplios de reconstrucción económica. Mediante una mayor inversión, la aceleración de la producción, la rehabilitación de infraestructura y el crecimiento de las reservas de largo plazo, GeoPark espera demostrar un compromiso de largo plazo con Venezuela.
La oportunidad de Bare fue liderada por el Grupo Gilinski, cuya presencia estratégica en Venezuela fue fundamental para asegurar un marco contractual de 25 años mediante un Contrato de Participación Productiva (“CPP”) con PDVSA Petróleo S.A. (“PPSA”). La transacción se financió con acciones de GeoPark para preservar su solidez financiera y su posición de caja, y se espera que dé lugar a que el Grupo Gilinski adquiera indirectamente el control de GeoPark. El Directorio considera que los términos generan una creación de valor inmediato y material para los accionistas de GeoPark: las acciones de GeoPark se emitirán al Grupo Gilinski con una prima y un mecanismo de oferta pública de adquisición brindará a los accionistas una oportunidad de liquidez. La transacción también permitirá a GeoPark ingresar al mercado venezolano.
Entrada estratégica a un activo maduro emblemático
La oportunidad de Bare representa un paso transformacional en la estrategia regional de largo plazo de GeoPark, junto con sus posiciones clave existentes en Colombia y Argentina, al ofrecer una exposición temprana a Venezuela en un momento de renovado impulso del sector petrolero del país. Se espera que la incorporación de Bare y la mayor producción de Vaca Muerta en Argentina incrementen potencialmente la producción de GeoPark a 75–85 kboepd para 2030, aproximadamente 2,7 veces los niveles actuales de producción.
Los principales atributos del activo incluyen:
Aproximadamente 15,7 mil millones de barriles de petróleo original in situ (“OOIP”).
Más de 700 millones de barriles de producción histórica acumulada, que alcanzó niveles superiores a 100.000 bopd.
Aproximadamente 1.100 pozos existentes.
Producción bruta actual de aproximadamente 11.000 bopd, con un potencial máximo de 85.000–95.000 bopd.
Más de 10 años de producción potencial en plateau de 55.000–62.000 bopd netos para GeoPark.
El plan de redesarrollo acordado bajo el CPP contempla una producción neta acumulada de aproximadamente 400 millones de barriles para GeoPark, incrementando el factor de recobro del campo de 4–5% a un rango de 8–9%, con un importante potencial de producción remanente aún por capturar.
GeoPark aporta a Bare una combinación distintiva de trayectoria operacional en crudo pesado en entornos complejos, profundo conocimiento técnico en cuencas maduras de América Latina, talento existente con experiencia relevante en Venezuela y una trayectoria probada de asignación disciplinada de capital. El inventario de pozos existente y la infraestructura instalada del activo, junto con el amplio conocimiento de yacimientos de GeoPark, proporcionan la base para un enfoque de redesarrollo por fases. Los supuestos técnicos de GeoPark han sido validados a través de varias visitas de campo y relacionamiento directo con PPSA, lo que proporciona una base sólida para el plan de redesarrollo.
Las posibles fuentes de valor adicional incluyen:
Aceleración de las tasas de recobro del campo por encima de los supuestos del caso base si mejora el entorno operacional de Venezuela.
Revaloración al alza del riesgo país de Venezuela si la reactivación del sector energético cobra impulso, con un impacto positivo en la inversión.
Incorporación de recursos adicionales al caso base evaluado de manera independiente, dado el considerable OOIP no desarrollado y el bajo factor de recobro actual de aproximadamente 4–5%.
GeoPark considera que la oportunidad en Venezuela complementa su estrategia regional de largo plazo al añadir reservas de gran escala y larga duración, crecimiento significativo de la producción y mayor generación de EBITDA, a sus plataformas existentes en Colombia y Argentina.
Marco contractual del CPP
El marco contractual CPP es la estructura mediante la cual se avanzará en el redesarrollo de Bare con PPSA, de conformidad con el marco establecido por la Ley Orgánica de Hidrocarburos de Venezuela1 y su reglamentación recientemente emitida. Bajo el CPP, GeoPark, como operador, financiará el 100% de las inversiones de capital contempladas en los programas de trabajo aprobados y tendrá una participación económica neta del 65%. El operador cuenta con derechos para comercializar y monetizar directamente los hidrocarburos, acceder a infraestructura crítica, así como con disposiciones de control operativo, mecanismos de reequilibrio económico y protecciones de compensación diseñadas para mitigar interrupciones operativas.
La fecha de entrada en vigencia del CPP está sujeta a las aprobaciones, autorizaciones, requisitos regulatorios y requisitos de cumplimiento relacionados con sanciones aplicables (plazo máximo estimado de 120 días).
GeoPark tiene acceso a aproximadamente US$700 millones de liquidez y a fuentes de financiamiento comprometidas o negociadas, incluidos aproximadamente US$310 millones de efectivo disponible, lo que proporciona una base sólida para respaldar el desarrollo progresivo y el perfil de inversión de la oportunidad de Bare, junto con las actividades de crecimiento en curso en Colombia y Vaca Muerta.
Estructura de la transacción, valoración y cambio de control
Los términos de intercambio entre GeoPark y el Grupo Gilinski incorporan el riesgo país específico de Venezuela, supuestos conservadores de redesarrollo y el potencial de valor de largo plazo del activo. La transacción está estructurada para proporcionar a los accionistas de GeoPark un incremento inmediato de valor, al tiempo que preserva la exposición al potencial alcista de largo plazo.
La estructura de la transacción incluye una participación inicial de GeoPark del 5% en la sociedad holding del CPP (“CPP Holdco2”), seguida por la adquisición de la participación restante del 95% en CPP Holdco a cambio de una contraprestación base de 42,1 millones de acciones de GeoPark emitidas a una entidad del Grupo Gilinski (sujeta a un mecanismo de ajuste al alza vinculado a posibles mejoras en las condiciones contractuales del proyecto antes del cierre, como se describe más adelante). GeoPark está adquiriendo la participación del 95% del Grupo Gilinski en CPP Holdco, mediante la emisión de acciones a US$12,22 por acción, lo que implica una prima del 26% frente al precio de referencia VWAP de 30 días de la Compañía de US$9,673. Los términos de intercambio acordados, incluida la prima de emisión de acciones, representan aproximadamente US$160 millones, equivalentes a US$1,5 por acción de incremento inmediato de valor para los accionistas de GeoPark.
El precio implícito de emisión de US$12,22 por acción proporciona un reconocimiento inmediato de valor para los accionistas y representa primas de aproximadamente 26%, 23% y 25% frente al VWAP de 30 días3, al VWAP de 60 días3 y al VWAP de 90 días3, respectivamente. Además, la transacción se compara favorablemente con importantes referentes de transacciones de M&A en Colombia y la región recientes, con métricas de valoración implícitas de 4,1x EV/EBITDA y US$40,3 mil por barril de producción4.
Una vez completada la emisión de acciones, se espera que el Grupo Gilinski sea titular de aproximadamente el 56,3% de las acciones ordinarias en circulación de GeoPark, convirtiéndose en el accionista controlante de la Compañía. Los términos de intercambio incluyen un mecanismo de ajuste vinculado a posibles mejoras en las condiciones contractuales del proyecto antes del cierre, conforme al cual el Grupo Gilinski podría recibir hasta aproximadamente 5,4 millones de acciones adicionales de GeoPark, lo que podría incrementar su porcentaje de participación hasta aproximadamente el 58,4%.
La estructura acordada también incluye un mecanismo de oferta pública de adquisición que será lanzado por el Grupo Gilinski, brindando una alternativa de liquidez a los accionistas que prefieran no participar en la próxima fase de crecimiento de GeoPark. Se espera que la oferta pública de adquisición se realice a US$12,22 por acción, por un monto total de US$100 millones, lo que implica un pago prorrateado equivalente a US$2,1 por acción a los accionistas de GeoPark5.
La transacción fue aprobada por el Directorio de GeoPark. Gabriel Gilinski, Dorita Gilinski y Camilo Martínez, directores nominados por el Grupo Gilinski, fueron apartados en las deliberaciones y el proceso de aprobación del Directorio, no recibieron materiales del Directorio relacionados con la transacción y no participaron en la votación. El Directorio consideró el cambio de control esperado en el contexto de la escala, la calidad y la relevancia estratégica de la oportunidad de Bare, el marco de valoración evaluado de manera independiente y los términos generales negociados para los accionistas de GeoPark.
Desde la perspectiva de gobierno corporativo, GeoPark continuará operando como una compañía listada en la NYSE, con un Directorio de mayoría independiente, así como con las estructuras de comités aplicables y protecciones para transacciones con partes relacionadas.
Los términos de la transacción fueron revisados mediante un proceso independiente de valoración y opinión de razonabilidad financiera. BTG Pactual actuó como asesor financiero exclusivo de GeoPark y emitió una opinión de razonabilidad financiera; PwC actuó como asesor tributario de GeoPark; y Cleary Gottlieb y Baker McKenzie actuaron como asesores legales de GeoPark.
Métricas clave de la transacción e información proforma
Brent de US$70–80/bbl
2027E
2028E
2029–2030E
Producción bruta del bloque Bare (bopd)
18.000 – 20.000
31.000 – 33.000
44.000 – 56.000
Producción neta del bloque Bare (bopd)
8.000 – 10.000
20.000 – 22.000
28.000 – 37.000
EBITDA Ajustado neto del bloque Bare (US$ millones)6
40 – 70
220 – 310
400 – 630
Producción neta proforma de GeoPark (boepd)
40.000 – 44.000
64.000 – 68.000
70.000 – 83.000
EBITDA Ajustado proforma de GeoPark (US$ millones)
380 – 460
735 – 920
925 – 1.300
Inversiones de capital proforma de GeoPark (US$ millones)
325 – 365
435 – 485
335 – 395
Deuda neta/EBITDA proforma de GeoPark (x)
1,2 – 1,6
0,5 – 0,9
0,0 – 0,5
Múltiplos de la oferta
Período inicial de aumento de producción (prom. 2027–2029)
Ciclo de vida completo (prom. 2030–2051)
Múltiplos de cotización de GeoPark7
Valor de la oferta / EBITDA8
2,1x
0,7x
3,5x
Valor de la oferta / barril fluyente
US$27,8 mil/bbl
US$11,7 mil/bbl
US$34,7 mil/bbl
Múltiplos implícitos de GeoPark7
US$12,22/acción
Precio spot
EV / EBITDA
4,1x
3,5x
EV / Reservas 1P
US$16,5/bbl
US$14,2/bbl
EV / Reservas 2P
US$9,4/bbl
US$8,1/bbl
EV / barril fluyente
US$40,3 mil/bbl
US$34,7 mil/bbl
Comentario del Grupo Gilinski
Jaime Gilinski, presidente del Grupo Gilinski, señaló: “Creemos en el potencial de Venezuela y en la capacidad de GeoPark para desarrollar Bare de manera responsable. Nos enorgullece acompañar el crecimiento de la Compañía en el país”.
Comentario del CEO de GeoPark
Felipe Bayon, CEO de GeoPark, señaló: “La reactivación del sector energético de Venezuela representa una de las oportunidades industriales más relevantes de América Latina. El bloque Bare ofrece una escala masiva, infraestructura existente, historial de producción y un importante potencial de redesarrollo en una de las mayores cuencas de hidrocarburos del mundo. GeoPark está bien posicionada para llevar adelante esta oportunidad de manera responsable, combinando experticia en activos maduros, experiencia operacional regional y disciplina de capital. Agradecemos la confianza que han depositado en nosotros nuestras contrapartes venezolanas y esperamos crear valor sostenible de largo plazo para Venezuela, nuestros socios y las comunidades locales donde operaremos. Consideramos que la transacción fortalece aún más las perspectivas de crecimiento de largo plazo de GeoPark, renueva el portafolio con métricas de valoración atractivas y genera un valor significativo para los accionistas, al tiempo que ofrece opcionalidad de liquidez en la medida en la que el Grupo Gilinski se convierte en el accionista controlante de la Compañía”.
Información sobre la conferencia telefónica
GeoPark realizará una conferencia telefónica el martes 8 de septiembre de 2026 a las 9:00 a. m. (hora de verano del Este) para comentar sobre la transacción y su racional estratégico.
Para escuchar la conferencia, los participantes pueden acceder a la transmisión web disponible en la sección Invierta con Nosotros del sitio web de la Compañía, en www.geo-park.com, o hacer clic en el siguiente enlace: https://events.q4inc.com/attendee/645462449
Las partes interesadas podrán participar en la conferencia telefónica llamando a los números que se indican a continuación:
Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) confirmó que prepara el lanzamiento de la Ronda 2/2026, prevista para fines de noviembre, con foco exclusivo en la ventana gasífera de Vaca Muerta. El objetivo es dar continuidad al Plan Exploratorio Neuquén y atraer nuevas inversiones hacia la cuenca.
La decisión llega mientras todavía se procesan los resultados de la Ronda 1/2026, cuyas ofertas se abrieron el 19 de agosto. En esa primera convocatoria se recibieron 20 propuestas de 10 empresas para 8 de las 15 áreas ofrecidas, lo que mostró un interés concreto aunque con zonas que no despertaron apetito inversor.
Entre los oferentes más activos se destacó Phoenix Global Resources–Continental Resources, con seis propuestas distribuidas en áreas como Águila Mora Noreste, Corralera Noreste y La Tropilla I. También participaron Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) y Aldyl Argentina, con tres ofertas cada una. La Tropilla I fue el bloque más disputado, con cuatro oferentes compitiendo.
En contraste, siete áreas quedaron sin propuestas: Cerro Avispa Norte y Sur, Cerro Partido Este, Curamhuele, El Corte, La Hoya y Totoral Este. Según GyP, la concentración geográfica de las ofertas responde a decisiones de inversión de las empresas y no a condiciones del pliego.
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Ahora comienza la etapa administrativa: GyP solicitará a algunos oferentes que subsanen errores formales o respondan aclaraciones, tal como habilita el artículo 12.3 del pliego. Recién después se abrirán los Sobres B, previstos para la tercera semana de septiembre, donde se evaluará la conveniencia económica de cada propuesta.
La fórmula de evaluación combinará cuatro variables: la participación de GyP en el proyecto, el incremento de regalías ofrecido, el nivel de actividad comprometido y el bono de acceso. Con esos parámetros se definirá la oferta más conveniente, aunque la adjudicación final quedará en manos del Directorio de GyP.
Si todo avanza según lo previsto, los contratos de la Ronda 1 se firmarían en octubre y los decretos aprobatorios se emitirían entre noviembre y diciembre. En paralelo, GyP ya trabaja en la selección de áreas para la Ronda 2/2026, que se lanzará en noviembre y recibirá ofertas en abril de 2027, con foco exclusivo en gas.
YPF reforzó su estrategia de expansión energética regional al profundizar su alianza con la italiana ENI en el offshore de Uruguay. La compañía argentina conservará el 50 % del bloque OFF-5, mientras que ENI asumirá la operación del área con la misma participación, tras la aprobación oficial de la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP).
El acuerdo fue formalizado entre ENI, MIWEN —subsidiaria de YPF— y ANCAP, y no implica una salida de YPF del proyecto. Por el contrario, la petrolera argentina mantiene exposición sobre un activo de gran superficie y delega la operación en ENI, incorporando su capacidad tecnológica y experiencia internacional para avanzar en la exploración.
El bloque OFF-5 se encuentra en una etapa temprana de evaluación y no registra producción. Con una superficie de 16.883 km², ubicado a unos 200 kilómetros de la costa uruguaya y con profundidades de agua entre 800 y 4.100 metros, el objetivo inmediato es determinar si el área contiene recursos de hidrocarburos comercialmente explotables.
La incorporación de ENI apunta a acelerar los estudios geológicos y la identificación de prospectos. La compañía italiana considera que existen analogías con cuencas petroleras probadas, aunque será necesario completar campañas exploratorias para establecer el potencial real del área. El próximo paso será madurar los objetivos antes de avanzar hacia perforación y producción.
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Para YPF, el esquema permite mantener exposición en un activo estratégico sin asumir el rol operativo, mientras suma como socio a una compañía con experiencia internacional en exploración de áreas complejas. La estrategia también distribuye riesgos en una etapa donde aún no existe certeza sobre la presencia de recursos explotables.
La alianza se inscribe en una relación más amplia entre YPF y ENI, que también participan en Argentina LNG, proyecto clave para transformar la producción de gas de Vaca Muerta en una plataforma exportadora. En febrero de 2026, ambas compañías firmaron junto a XRG un acuerdo de desarrollo conjunto para avanzar en la cadena integrada de producción, transporte y licuefacción de gas argentino.
Además, ENI informó un acuerdo para adquirir una participación del 40 % en el bloque vecino OFF-6, operado por APA Corporation, sumando otro jugador internacional al desarrollo del margen atlántico uruguayo. De esta manera, Uruguay busca determinar el potencial hidrocarburífero de sus áreas offshore con la presencia de actores globales.
Brasil alcanzó en julio un nuevo récord de producción de petróleo, con 4,5 millones de barriles diarios, lo que representa un incremento del 13,6 % en comparación con el mismo mes de 2025 y del 0,5 % respecto a junio, según informó la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).
Este resultado superó el récord anterior, establecido apenas un mes antes, cuando la producción brasileña llegó a 4,47 millones de barriles diarios.
El crecimiento resalta la expansión continua de la actividad extractiva en el país, especialmente en los campos marítimos del presal, que generaron en julio 4,8 millones de barriles equivalentes diarios, lo que equivale al 82,4 % de la producción total de petróleo y gas natural.
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En el presal se extrajeron 3,7 millones de barriles diarios de petróleo y 173,7 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, mediante 203 pozos en operación.
La producción del presal experimentó un crecimiento del 0,3 % respecto a junio y un notable aumento del 18,2 % en relación con julio del año anterior, consolidándose como el motor principal de la expansión energética del país.
Por otro lado, el Producto Interno Bruto (PIB) de Brasil se proyecta que crecerá 1,9 % en 2026, aunque con un sesgo a la baja, tras un avance del 0,5 % en el segundo trimestre de este año, según la previsión de la Federación de Industrias del Estado de Sao Paulo (FIESP).
El mayor conglomerado empresarial del país también estima un crecimiento del PIB de 1,1 % para 2027, con sesgo a la baja en ambos años, después de haber registrado un crecimiento de 2,3 % en 2025.
En medio del crecimiento de la actividad minera en Salta y la demanda de trabajadores, la provincia presentará una nueva herramienta tecnológica destinada a facilitar el acceso al empleo minero. Se trata de la actualización de la Plataforma Digital de Oferta y Demanda Laboral para el Sector Minero, que incorporará un asistente de inteligencia artificial para mejorar la vinculación entre empresas y postulantes.
La presentación oficial tendrá lugar el viernes 4 de septiembre a las 10:30 en el Centro de Convenciones de Limache, en el marco de Argentina Mining Norte 2026, una convención internacional que reunirá a empresas mineras, proveedores, inversores y autoridades vinculadas a la actividad.
El evento, denominado “Trabajo Minería Salta: tecnología e innovación para el empleo minero”, estará encabezado por el secretario de Modernización y Servicios Públicos, Martín Güemes, y el secretario de Minería, Gustavo Carrizo. Allí se explicarán los avances tecnológicos y las políticas impulsadas para acompañar el crecimiento de la minería y generar herramientas para quienes buscan incorporarse al sector.
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Uno de los puntos centrales será la presentación del nuevo asistente de IA de la plataforma Trabajo Minería Salta (trabajomineria.salta.gob.ar). La herramienta apunta a facilitar y agilizar el encuentro entre la oferta y la demanda laboral, ayudando a conectar los perfiles de los postulantes con las oportunidades disponibles en las empresas mineras.
La jornada contará con la participación de Clara Ochoa, subgerenta de Recursos Humanos de Ganfeng Lithium Latinoamérica, quien compartirá cómo la compañía utiliza actualmente esta plataforma dentro de sus procesos de selección y los resultados obtenidos.
La actividad será gratuita y con cupo limitado, por lo que requiere inscripción previa. La presentación se realizará durante una de las principales jornadas de la industria minera en la región y pondrá el foco en una pregunta cada vez más presente: cómo utilizar la tecnología y la inteligencia artificial para acercar las oportunidades laborales de la minería a quienes buscan trabajo en Salta.
En un contexto de disputa territorial, el presidente Javier Milei anunciará por cadena nacional el envío al Congreso de un proyecto de ley que busca sancionar a las empresas que desarrollen actividades en las Islas Malvinas sin autorización de la República Argentina. La iniciativa se vincula directamente con el avance del proyecto petrolero offshore Sea Lion, liderado por Rockhopper Exploration y Navitas Petroleum.
Trump presentó el pacto como “el mayor acuerdo petrolero de la historia mundial”, destacando que “más que duplica” las reservas de su país y permitirá reducir los precios internos de los combustibles “sin costo alguno para el contribuyente estadounidense”. El anuncio se realizó acompañado por el secretario de Estado Marco Rubio y el secretario de Guerra Pete Hegseth, subrayando la dimensión estratégica del entendimiento.
Del lado argentino, Milei anticipó que la medida será un hecho “muy fuerte” para la causa nacional, reafirmando el rechazo categórico a la explotación unilateral de recursos naturales y ratificando la vía diplomática como único camino para la recuperación del archipiélago.
El proyecto contempla sanciones a compañías locales que brinden apoyo logístico o servicios a operadores en Malvinas sin aval nacional. De este modo, se busca desalentar la participación de empresas argentinas en iniciativas que Argentina considera ilegítimas y fortalecer la posición diplomática frente al Reino Unido.
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En el plano provincial, el Gobierno de Tierra del Fuego denunció la presencia del buque británico VS Promise en Ushuaia. Las autoridades calificaron el episodio como “inadmisible” y exigieron al Poder Ejecutivo nacional que aclare los criterios normativos bajo los cuales se autorizó el amarre.
Por su parte, el secretario de Malvinas, Antártida e Islas del Atlántico Sur, Andrés Dachary, explicó que la embarcación formaba parte de un proceso formal de exportación llevado a cabo por consorcios petroleros que operan en el norte de la isla. Aclaró que la intervención provincial se circunscribe a la certificación de origen y volumen del crudo exportado, mientras que la maniobra de carga mediante monoboya es competencia exclusiva de las autoridades nacionales.
La iniciativa legislativa se inscribe en una estrategia más amplia de reafirmación de la soberanía argentina sobre las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sándwich del Sur. Busca penalizar el apoyo logístico local a proyectos como Sea Lion y enviar un mensaje político claro en un momento en que incluso Estados Unidos evalúa revisar su posición histórica sobre el archipiélago.
En un contexto de tensiones geopolíticas, el acuerdo firmado entre Estados Unidos y Venezuela redefine el mapa energético del hemisferio occidental. El presidente estadounidense Donald Trump anunció que Washington obtiene control mayoritario sobre 17 yacimientos que representan 65.000 millones de barriles de crudo, equivalentes al 21,5 % de las reservas probadas de Venezuela.
Trump presentó el pacto como “el mayor acuerdo petrolero de la historia mundial”, destacando que “más que duplica” las reservas de su país y permitirá reducir los precios internos de los combustibles “sin costo alguno para el contribuyente estadounidense”. El anuncio se realizó acompañado por el secretario de Estado Marco Rubio y el secretario de Guerra Pete Hegseth, subrayando la dimensión estratégica del entendimiento.
Del lado venezolano, la presidenta interina Delcy Rodríguez defendió el acuerdo frente a críticas por cesión de soberanía. En un mensaje a la nación aseguró que Venezuela “conserva la propiedad y la soberanía sobre sus recursos”, mientras aprovecha capital y tecnología extranjera para recuperar una industria golpeada por sanciones.
El convenio, con 25 años de vigencia, contempla una inversión superior a USD 100.000 millones y tributos estimados en USD 209.000 millones para el Estado venezolano. Rodríguez proyectó una producción adicional de 1,5 millones de barriles diarios, con ingresos de aproximadamente USD 19 por barril, regalías mínimas del 16 % e impuesto a la renta del 34 % en ciertos bloques.
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La operación se inscribe en un escenario marcado por el conflicto en el Estrecho de Ormuz, donde el tráfico marítimo de hidrocarburos se redujo drásticamente desde febrero de 2026. Asegurar un suministro estable de crudo pesado venezolano, cercano a las refinerías del Golfo de México y menos expuesto a disrupciones, constituye un alivio material para Washington.
Más allá de las cifras, el acuerdo confirma que América Latina se ha convertido en el escenario donde las potencias ajustan su poder global. El litio del triángulo austral, los minerales críticos de la minería andina y las reservas de agua dulce complementan el petróleo venezolano como recursos estratégicos en disputa.
Analistas como Michael Klare sostienen que EE.UU. busca el control de los recursos naturales de la región no solo por seguridad hemisférica, sino para preservar su condición de potencia dominante en un orden multipolar. Expertos en transición energética como Thea Riofrancos y Carlos Solar advierten que la concentración de litio, agua y biodiversidad coloca a América Latina en el centro de la reorganización de la economía global de bajo carbono.
El acuerdo Venezuela–Estados Unidos, en suma, no se agota en cifras de barriles o montos de inversión. Representa un test de la capacidad de Washington para reasegurar su perímetro energético en un momento de tensión en Oriente Medio y competencia sistémica con otros actores.
¿Cómo garantizar disponibilidad, eficiencia y continuidad operativa en operaciones ubicadas a más de 4.000 metros de altura, expuestas a temperaturas extremas y condiciones de trabajo permanentes?
Esa es una de las preguntas que hoy atraviesa a la minería argentina y que estuvo en el centro de las conversaciones de Argentina Mining Salta 2026, donde YPF presentó las soluciones con las que busca acompañar el crecimiento de una industria llamada a convertirse en uno de los principales motores de exportación del país.
En ese contexto, la compañía destacó Diesel 10 Minero, un combustible especialmente desarrollado para operaciones mineras que ya se encuentra disponible comercialmente en Argentina. El producto posee ultra bajo contenido de azufre, no contiene biocomponentes y fue diseñado para garantizar desempeño y confiabilidad en zonas de alta montaña y bajas temperaturas. Su lanzamiento responde a una necesidad concreta de la industria: contar con combustibles específicamente formulados para condiciones extremas, donde la continuidad operativa resulta crítica para la productividad de los proyectos. Según destacan desde la compañía, se trata de una innovación desarrollada para acompañar las nuevas exigencias tecnológicas y ambientales del sector minero.
Pero el combustible es solo una parte de una estrategia más amplia.
Con una participación superior al 90% en el mercado de abastecimiento de combustibles para minería, YPF viene consolidando una propuesta integral que combina logística especializada, productos desarrollados para la actividad, soluciones energéticas y asistencia técnica.
Un componente central de esa propuesta es la infraestructura logística desplegada en el norte argentino. San Antonio de los Cobres se consolida como un punto estratégico para el desarrollo minero con la puesta en funcionamiento de una nueva base logística integral. Ubicada a 4.000 metros sobre el nivel del mar, fue diseñada para acompañar el crecimiento de la actividad minera en la Puna salteña, fortaleciendo la capacidad de abastecimiento y los servicios disponibles en la región.
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.
Esta base logística refuerza la propuesta integral de YPF para la minería, aportando cercanía, eficiencia y confiabilidad. La propuesta se complementa con las soluciones de YPF Luz, que acompañan el desarrollo minero desde las primeras etapas de cada proyecto a través de contratos de abastecimiento eléctrico, energía renovable, generación on-site y el desarrollo de líneas de alta tensión. Con una capacidad instalada de 3,8 GW y presencia en ocho provincias, la compañía combina generación, comercialización y desarrollo de infraestructura para ofrecer energía confiable, eficiente y adaptada a las necesidades de cada operación minera.
Por su parte, YPF Gas aporta una solución integral para operaciones ubicadas en entornos remotos, integrando suministro de GLP, infraestructura, logística, telemedición y soporte técnico especializado. Su presencia operativa en General Güemes y su experiencia en proyectos de gran escala permiten acompañar a la industria con esquemas energéticos diseñados para garantizar continuidad, seguridad y eficiencia, incluso en condiciones de alta complejidad logística.
La propuesta para minería se completa con el aporte de Servicio Técnico YPF, que combina lubricantes de última generación, refrigerantes, urea automotriz y herramientas de mantenimiento predictivo. A través de servicios especializados como AUCTOR, la compañía ayuda a anticipar fallas, optimizar intervalos de mantenimiento, prolongar la vida útil de activos críticos y reducir costos operativos, contribuyendo directamente a la productividad de las operaciones mineras.
La visión de YPF es clara: acompañar el crecimiento de la minería argentina no solo como proveedor de energía, sino como un socio estratégico capaz de integrar combustibles, logística, infraestructura, electricidad, gas y asistencia técnica bajo una misma propuesta de valor.
El movimiento resultó rápido. Desde noviembre de 2025, la resolución 400/25 de la Secretaría de Energía habilitó a los Grandes Usuarios de Distribuidora (GUDIs) —aquellos con una demanda igual o superior a 300 kilovatios (kW)— a salir de la oferta de su distribuidora y comprar la energía directamente en el mercado mayorista. Más de 800 lo hicieron.
“De noviembre para acá más de 800 GUDIs se pasaron al mercado de un total de unos 6 mil”, remarcó Nadia Sager, CEO de la consultora energética GEINSA en el primer programa de NODO, un ciclo mensual de EconoJournal sobre el sector eléctrico. Junto a Sager, estuvieron Diego Werner (Aires Renewables), Marcelo Landó (Eternum Energy) y Julio Durand (Cassagne), bajo la conducción de Nicolás Gandini.
“Habiendo pasado ya un verano y un invierno con la nueva norma, es fundamental para el futuro entender qué pasó y comprender los números, porque en ellos está el comportamiento de los actores”, señaló.
La guerra en Medio Oriente disparó los precios
Como se analizó en el programa, la migración de los GUDIs al mercado mayorista eléctrico se explicó, en gran parte, por la subida en los precios durante el invierno 2026, cuyo salto respondió al costo del GNL importado, que llegó a aumentar entre un 80% y un 100% por la guerra de Estados Unidos e Israel con Irán.
–¿Qué precios son los que se cristalizaron? -preguntó Gandini.
Nadia Sager: –Llegamos a 163 dólares y después bajó a 144. -explicó Sager, en referencia al precio en dólares por megavatio-hora (USD/MWh) que impactó en forma directa en los grandes usuarios que están dentro del ámbito las distribuidoras y que en invierno tuvieron que ir a comprar al mercado spot, es decir, sin contrato, expuestos al precio de cada momento.
Eso fue así porque en invierno, cuando la demanda residencial absorbe gran parte del gas producido localmente y contractualizado en el Plan Gas, el gobierno le dejó en claro a los grandes usuarios que iban a tener que conseguirse su propio gas a precio de mercado y quienes no tenían contratos con generadores en el segmento mayorista se vieron forzados a conseguir su gas en el mercado spot. En respuesta a esa situación es que ahora hay cada vez más GUDIs que están cerrando contratos con generadores por fuera de la distribuidora.
Gandini marcó que si los usuarios se hubieran apurado a contractualizar en noviembre del año pasado tal vez hubieran conseguido la energía a 60 o 70 dólares
“Lo que pasa es que somos hijos del rigor y naturalmente hasta que no nos llegue una factura cara no tomamos decisiones. A nosotros se nos acercaron industrias en noviembre con la resolución 400/25 para que les explicáramos que quería decir eso. Le explicamos que íbamos a tener veranos relativamente baratos e inviernos relativamente caros. Cammesa hizo una estimación, que no consideró la guerra, y en el invierno quedó dos o tres veces abajo: 60 y pico de dólares contra 160”, remarcó Diego Werner.
–En mayo puso 65 dólares en la estacional y el precio terminó siendo 118 dólares. –precisó Sager.
Werner agregó luego: “Saber cuánto vas a pagar de energía a veces es mucho más importante que pagar menos porque lo que ha pasado en junio y julio de este año es que el responsable de finanzas de cualquier empresa dijo ´me llegó una factura tres veces más grande de lo que estaba previsto. Hay un tema de planificación”.
Marcelo Landó intervino entonces y dejó en claro que el objetivo central es tratar de incrementar la inversión: “Los actores están mirando la factura y empiezan a reaccionar, especialmente los GUDIs a los que los obligan a pagar el precio spot. Fue un poco abrupto el cambio, pero tampoco podés hacer un cambio lento porque necesitamos inversión ahora, en transmisión, en generación y en demanda. La única manera de que eso se de es que exista una economía de mercado y creo que nos estamos acercando mucho a eso”.
Julio Durand agregó entonces una apostilla referido a la fuerte suba de precios que se registró en este invierno. “Hubiera sido mejor que no hubiese pasado, pero ya que pasó puede tener un efecto positivo, que es una especio de wake-up call para que las industrias grandes electrointensivas e incluso las pymes se den cuenta que hoy la gestión del abastecimiento energético tiene una complejidad que te obliga a ocuparte del tema”, remarcó.
“En las empresas vas a tener que tener alguien que se ocupe de la energía. La energía hoy es el principal costo del 90 por ciento de las industrias, o sea que dejó de ser el vidrio o el plástico: es la energía, entonces hay que mirarlo”, señaló Werner.
Nadia Sager: –Hay una diferencia entre hacerlo y no hacerlo. No solo en el precio sino también en la estrategia y la previsibilidad. Te llaman y no entienden qué es lo que pasó y lo peor es que vos le tenés que decir en agosto que lo que están viendo es de dos meses atrasados. O sea, que todavía le faltan dos o tres meses más con facturas de estas características.
Diego Werner: –A una industria que está pensando más en cómo achicarse que en cómo agrandarse. Por eso no lo vieron. Muchos no lo vieron porque están ocupándose de otra cosa.
Nadia Sager: –Hay algo que quiero remarcar. Esto no es nuevo. Eso salió en la resolución 976 en diciembre de 2023 y empezó a aplicarse en febrero de 2024. El año pasado los precios fueron mucho más bajos en el mercado spot. Por eso no lo vieron tanto, porque no hubo la volatilidad que ocurrió este año.
Qué puede pasar con los precios el año próximo
En junio de este año cuando el precio de la energía en el mercado spot llegó a 163 USD/MWh el costo marginal estaba en 203 USD/MWh. El interrogante es qué puede llegar a pasar el año próximo cuando se amplíe el sistema de transporte con la ampliación del gasoducto Perito Moreno y se reduzcan las importaciones de GNL y de combustibles líquidos como gasoil.
–¿Cuál podría ser el costo marginal del sistema el año próximo? –preguntó Gandini.
Nadia Sager: –Efectivamente, el gasoducto va a reemplazar 7 millones de metros cúbicos de gas para generación. Eso mueve más contra GNL que contra combustibles líquidos. Debería tender a bajar un poco ese impacto. Hay que hacer proyecciones. Este año vimos un precio promedio con las proyecciones para lo que falta del año de unos 75 USD/MWh y capaz que el año que viene va a ser de 62 USD/MWh.
Marcelo Landó: –Además, en la medida en que se agregue más generación renovable. Ese costo que vemos en el invierno también va a tender a bajar.
La reforma que introdujo la resolución 400/25
La Resolución 400/2025, que habilitó la contratación directa en el Mercado a Término entre generadores y grandes usuarios, es una reforma más amplia que busca normalizar el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), reemplazando gradualmente el esquema de precios y remuneraciones regulados por uno con mayor competencia y señales de precios de mercado. En Nodo se conversó también sobre esa transformación que se está impulsando y las posibilidades que tiene de ser exitosa.
Julio Durand puso en contexto histórico los cambios para tratar de dimensionar la relevancia del tema. “Si se repasa la evolución de la industria eléctrica argentina, en 1990 tenías una industria completamente estatal, el 97% de la energía la generaba el Estado. Ese modelo estatal entró en crisis y eso llevó a una reforma del Estado, un proceso de privatizaciones que en el capítulo eléctrico implicó el dictado de una nueva ley con las nuevas bases de funcionamiento de la industria eléctrica y un proceso totalmente exitoso que permitió reducir a la mitad el precio spot de la energía y reducir 10 veces la cantidad de cortes. Eso funcionó razonablemente bien hasta la crisis de 2001/02. La verdad es que desde la emergencia hasta ahora hubo una sola etapa, que es tratar de retomar la normalidad después de la emergencia. Pasaron 25 años, pero seguimos lidiando con la misma cuestión, que es ver cómo volvemos a conseguir que esa maquinaria funcione.
–Uno ve que con este gobierno hay un involucramiento muy claro del sector público para forzar un cambio. ¿Cómo ve ese intento? –le preguntó Gandini.
–A grandes rasgos lo que está haciendo el gobierno parece bastante prudente. Algo bastante llamativo es que desde la crisis de 2001/2002 en ningún momento se desarrolló una idea verdaderamente alternativa de funcionamiento de la industria. Lo que hicimos fue mantener las normas generales y no cumplirlas. No fueron reemplazadas por otro modelo. No es que alguien vino y dijo “yo tengo una idea mejor para gestionar esto de otra manera”. Lo que se hizo fue meter parches por todos lados. Este gobierno, creo que con buen criterio, está tratando de cumplir con esas normas adaptadas a las modificaciones que ha habido en la realidad desde aquella época. Está tratando de hacerlo con respeto a los contratos y compromisos asumidos, como el Plan Gas y los contratos MEM, y tomando en cuenta el principio de gradualidad que fijó la Corte Suprema con el a fallo CEPIS durante el macrismo.
–¿Le preocupa lo que viene?
–Hay una preocupación objetiva que es la volatilidad en el precio, incidida por la cuestión de la guerra. Tenemos un proceso hacia la normalización y tenemos que llegar vivos al final de ese proceso. Creo que el gobierno tenía presente el riesgo de permitir una incidencia mayor de la marginalidad y que los precios se disparen, pero el número los debe haber sorprendido, como sorprendió a tantos usuarios. Ese es un riesgo porque ocurre en un ecosistema político que tiene una tolerancia bastante baja.
El gobernador Rolando Figueroa inició este martes su agenda en Estados Unidos, con el objetivo de lograr nuevas inversiones que permitan acelerar aún más el desarrollo de Vaca Muerta y de la provincia. Como parte de sus actividades, se reunió con el subsecretario para Asuntos del Hemisferio Occidental del Departamento de Estado de ese país, Juan Pablo Segura.
El mandatario comenzó su jornada de trabajo en Washington con un encuentro con inversores en la Embajada argentina. Luego se reunió con Harold Hamm, fundador y presidente de Continental Resources; y posteriormente con Juan Pablo Segura.
Tras la reunión con Segura, Figueroa destacó que “para Neuquén la seguridad jurídica es política de Estado” y explicó que el objetivo fue “dialogar sobre el desarrollo de Vaca Muerta y la experiencia de Estados Unidos para sostener el crecimiento a través de los años”.
“La sustentabilidad social de esta transformación se logra con planificación y previsibilidad. En Neuquén, la seguridad jurídica es una política de Estado que trasciende las gestiones y eso genera confianza para seguir atrayendo inversiones y oportunidades”, remarcó.
Durante su exposición ante los inversores en la Embajada, Figueroa destacó que “Neuquén siempre ha sido una provincia muy seria. La seguridad jurídica siempre ha sido muy importante y sobre todo el buen trato hacia los inversores”. “El buen trato incluye varios ítems, pero uno fundamental para el inversor es la transparencia. Y para nosotros también es fundamental la transparencia”, señaló.
El mandatario neuquino aseguró que desde el Gobierno provincial “incentivamos la participación permanente y la competitividad” y recordó que recientemente la Provincia, a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), recibió las ofertas de empresas interesadas en explorar y eventualmente desarrollar 15 áreas hidrocarburíferas incluidas en la primera ronda del Plan Exploratorio Neuquén.
Dijo que, como un nuevo paso en la estrategia provincial para ampliar el desarrollo de Vaca Muerta, “hemos licitado áreas por primera vez en mucho tiempo para la exploración. Hemos tenido propuestas muy exitosas y también ya vamos a seguir con una segunda tanda de licitaciones”.
Figueroa recalcó que Neuquén cuenta con “un Estado que es sólido y sostenible. Hemos eliminado los gastos innecesarios y estamos muy focalizados en invertir solo en el desarrollo”.
El gobernador se refirió a la experiencia histórica de la provincia del Neuquén en materia de producción de gas y petróleo y aseguró que “el ecosistema estaba armado”.
Además, destacó la importancia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y presentó la experiencia de Neuquén como uno de los ejemplos de éxito que permitió mejorar la competitividad, multiplicar la inversión y fortalecer las cuentas públicas. Recordó que el upstream de gas y petróleo no estaba incluido en el esquema inicial y fue incorporado por un requerimiento de la provincia.
“El ecosistema, más la normativa que construyó el Estado nacional y la adecuación que hicimos de la normativa desde el Estado provincial, nos permitieron poder arrancar primero”, concluyó.
Tras la reunión en la Embajada, Figueroa mantuvo un encuentro con Harold Hamm, fundador y presidente de Continental Resources y uno de los pioneros de la explotación de hidrocarburos no convencionales.
“Continental Resources elige Neuquén para seguir creciendo”, aseguró el gobernador y explicó que se trata de “una de las empresas líderes del no convencional que por primera vez salió de Estados Unidos para ingresar a Vaca Muerta con nuevas inversiones”. “Su llegada demuestra que la seguridad y la previsibilidad generan confianza y atraen nuevos actores”, agregó.
“Estamos abriendo nuevas áreas a la inversión y construyendo un círculo virtuoso de desarrollo. De la mano de Continental, más compañías estadounidenses encuentran en Neuquén un destino confiable para invertir, crecer y generar nuevas oportunidades de trabajo para nuestra gente”, finalizó.
En la reunión con Segura y en el encuentro con inversores también estuvieron presentes el embajador argentino en Estados Unidos, Alejandro Oxenford; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín y el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González Casartelli.
En el marco de Estación YPF, la convención anual que reunió en La Rural a operadores de todo el país, la compañía distinguió a las estaciones de servicio con mejor desempeño de su red a través de una nueva edición de la Premiación +YPF, un programa que reconoce la excelencia en gestión, seguridad, innovación, experiencia del cliente y resultados comerciales.
“Con estos reconocimientos destacamos a estaciones y equipos por su gestión, seguridad, innovación y compromiso con el cliente. Tenemos una red enorme y el desafío de hacerla cada día mejor y seguir creciendo juntos” expresó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marin.
La máxima distinción 2025, el Premio Diamante +YPF, fue otorgado a Servicios Cipolletti SRL – Río Salado SRL, operador de un grupo de estaciones de servicio con presencia en distintas localidades de Río Negro, por su desempeño integral durante el último período.
Además, YPF entregó los reconocimientos +YPF Oro a 11 operadores destacados de las regiones Área del Sol, Buenos Aires, Litoral, Mediterránea, Metropolitana, Pampeana, Patagonia y Valles, tanto de la red de terceros como de la red propia.
La premiación se realizó como cierre de una jornada en la que YPF compartió con su red la visión de futuro para el negocio de estaciones de servicio. Con 2.000 asistentes y bajo el concepto “Estación YPF”, la compañía presentó iniciativas orientadas a mejorar la experiencia de los clientes a través de mayor rapidez y calidad de atención, nuevas propuestas gastronómicas, innovación tecnológica y herramientas digitales para la gestión del negocio.
Horacio Marín se reunió con Dharmesh Mehta, Executive Chairman de Corva, en el marco de la renovación del acuerdo para seguir impulsando la transformación digital de la construcción de pozos.
Desde la creación del RTIC de Perforación y Workover, Corva se ha consolidado como una de las plataformas tecnológicas centrales para integrar las operaciones de perforación, fractura e intervenciones en un único entorno digital.
Esta evolución permitió avanzar desde un esquema tradicional de monitoreo hacia una gestión activa de las operaciones, donde especialistas y equipos de campo pueden visualizar el desempeño en tiempo real, anticipar eventos de riesgo, reducir tiempos improductivos y tomar decisiones con mayor velocidad y precisión.
El acuerdo entra ahora en una nueva etapa de colaboración, orientada a avanzar hacia operaciones progresivamente autónomas mediante advisors, analítica predictiva, alertas inteligentes, automatización, copilotos digitales y agentes capaces de asistir procesos operativos de creciente complejidad.
El objetivo compartido es consolidar al RTIC como el sistema operativo digital para la construcción de pozos, integrando personas, procesos, datos e inteligencia artificial para lograr operaciones más seguras, eficientes, predictivas, escalables, y acompañar el crecimiento sostenido de YPF en Vaca Muerta.
La Asociación Argentina de Abogados/as Ambientalistas (AAdeAA) y el Centro de Ex Combatientes Islas Malvinas La Plata (CECIM) acudieron a la Justicia para frenar el proyecto petrolero Sea Lion o “León Marino”, que las empresas Rockhopper Exploration, de origen británico, y Navitas Petroleum, de capitales israelíes, proyectan desarrollar en la Cuenca Malvinas Norte.
Cuestionan que el proyecto avance sobre la plataforma continental argentina sin autorización nacional y sin la evaluación de impacto ambiental y piden a la justicia frenar las obras y su financiamiento.
El plan de las corporaciones contempla la extracción de más de 1300 millones de barriles de crudo, en lo que los demandantes catalogan como una agresión ecológica y flagrante violación a la soberanía nacional.
León Marino se encuentra sobre la plataforma continental argentina, aproximadamente 220 kilómetros al norte de las Islas Malvinas, en los bloques identificados por las empresas como PL032 y PL004b.
La acción fue presentada ante el Juzgado Federal de Río Grande y reclama la suspensión inmediata de las obras, perforaciones y movimientos del lecho marino.
Además, las organizaciones solicitaron que se detengan las operaciones financieras vinculadas con el proyecto y que se disponga un embargo preventivo por 156.432.000 dólares sobre bienes y activos de las compañías
El planteo sostiene que el proyecto pretende avanzar sobre la plataforma continental argentina, aproximadamente a 220 kilómetros al norte de las Islas Malvinas, y que las empresas no realizaron ante el Estado argentino el procedimiento de evaluación de impacto ambiental ni las presentaciones necesarias para explorar o explotar hidrocarburos.
“Las autorizaciones emitidas por la administración colonial británica no sustituyen el cumplimiento de las leyes argentinas”, sostienen los impulsores de la acción.
Un proyecto de más de 30 años
Según la presentación, el proyecto contempla en sus primeras dos etapas 23 pozos submarinos: 16 productores de petróleo, seis de inyección de agua y uno de inyección de gas. También prevé cañerías, equipos instalados sobre el lecho marino y una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga.
La petrolera Navitas proyecta comenzar la producción en 2028 y mantenerla durante más de 30 años. De acuerdo con la información incorporada por los denunciantes, durante 2026 comenzaron trabajos sobre el muelle y la base terrestre, mientras que la perforación está prevista para comienzos de 2027.
Para AAdeAA y el CECIM, el problema no es solamente ambiental sino también de soberanía.
“La soberanía también implica la capacidad de proteger los territorios, controlar las actividades extractivas y prevenir daños”, plantearon. Y advirtieron que el avance del proyecto “priva al Estado argentino y a la sociedad de la posibilidad de conocer, evaluar y decidir” sobre una explotación de recursos naturales en la plataforma continental argentina.
Las organizaciones sostienen que las obras pueden generar impactos sobre los ecosistemas del Mar Argentino y las Islas del Atlántico Sur. Mencionan, entre otros riesgos, perforaciones, movimientos del lecho marino, tránsito permanente de embarcaciones, ruido submarino, utilización de sustancias químicas y eventuales derrames.
La presentación advierte que los efectos podrían extenderse a través de las corrientes marinas yalcanzar zonas utilizadas para alimentación, reproducción y migración de distintas especies.
“Una vez producidos, muchos de los daños sobre los ecosistemas marinos pueden resultar irreversibles o extremadamente difíciles de reparar”, señalaron para justificar la necesidad de una intervención judicial.
También apuntan contra las petroleras
La acción judicial cuestiona además los antecedentes de las dos compañías en Argentina.
Según AAdeAA y el CECIM, Rockhopper fue declarada clandestina en 2012 por desarrollar actividades hidrocarburíferas en la plataforma continental sin autorización nacional y en 2013 fue inhabilitada durante 20 años para operar en el país. En el caso de Navitas, sostienen que recibió sanciones equivalentes en 2022.
Rockhopper conserva, de acuerdo con la presentación, el 35% del proyecto, mientras que Navitas controla el 65%.
Las organizaciones también reclaman que las empresas identifiquen a los bancos, fondos de inversión, aseguradoras y demás actores que financian la explotación.
El planteo de soberanía
El escrito invoca la Primera Disposición Transitoria de la Constitución Nacional, que ratifica la soberanía argentina sobre las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur y los espacios marítimos e insulares correspondientes.
También cita la Resolución 31/49 de la Asamblea General de Naciones Unidas y sostiene que el desarrollo del proyecto constituye una modificación unilateral sobre un territorio cuya soberanía se encuentra en disputa.
En ese sentido, los impulsores de la demanda resumieron su postura con una definición contundente: “El petróleo aparece como una nueva forma del viejo despojo”.
Ahora será la Justicia Federal de Río Grande la que deberá analizar los pedidos formulados: la suspensión de las obras, el freno de las operaciones financieras y el embargo preventivo por más de 156 millones de dólares contra las empresas involucradas.
El pedido a la justicia
La medida cautelar solicita suspender las obras, perforaciones y movimientos del lecho marino. También impedir nuevos contratos, desembolsos, transferencias o garantías destinados al proyecto.
Busca detener el riesgo ambiental y soberano antes del daño. Y la modificación unilateral antes del hecho consumado.
Solicitan informar la causa a los organismos de control financiero y a los mercados donde operan las empresas. Que las compañías identifiquen bancos, fondos, aseguradoras y demás actores que sostienen la explotación. “El dinero deja huellas. Quienes financian una actividad ilegal no pueden permanecer detrás de la niebla corporativa”
Requieren que las licencias de la administración colonial británica sean declaradas inoponibles a la República Argentina.
Brasil alcanzó en julio un nuevo récord de producción de petróleo, con 4,5 millones de barriles diarios, un aumento del 13,6 % frente al mismo mes de 2025 y del 0,5 % respecto a junio, informó la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).
El resultado superó el récord anterior, registrado apenas un mes antes, cuando la producción petrolera brasileña alcanzó 4,47 millones de barriles diarios, confirmando la expansión sostenida de la actividad extractiva del país.
La producción conjunta de petróleo y gas natural sumó en julio 5,85 millones de barriles de petróleo equivalente por día, según el boletín mensual divulgado por la ANP.
El avance estuvo impulsado principalmente por los campos marítimos del presal, que en julio respondieron por 4,8 millones de barriles de petróleo equivalente diarios, equivalentes al 82,4 % de toda la producción brasileña de petróleo y gas natural.
La producción del presal creció un 0,3 % respecto a junio y un 18,2 % en comparación con julio del año pasado, consolidando a esta región como el principal motor de la expansión energética brasileña.
Solo en el presal fueron extraídos 3,7 millones de barriles diarios de petróleo y 173,7 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, mediante 203 pozos en operación.
El Producto Interno Bruto (PIB) de Brasil crecerá 1,9 % en 2026, aunque con un sesgo a la baja, tras avanzar 0,5 por ciento en el segundo trimestre del año, según la previsión de crecimiento difundida por la Federación de Industrias del Estado de Sao Paulo (FIESP).
La proyección del mayor conglomerado empresarial del país sudamericano mantiene a su vez una estimación de crecimiento del PIB de 1,1 % para 2027, pero ahora con sesgo a la baja en ambos años, después del crecimiento de 2,3 % observado en 2025, de acuerdo con informes de Xinhua.
El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, se reunió con representantes de las pymes bonaerenses elaboradoras de biodiésel, quienes vienen reclamando un cupo en la nueva ley que impulsa Patricia Bullrich y están alertan por el posible cierre de plantas en todo el país.
Durante el encuentro con la Cámara de Empresas PYMEs Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (Cepreb), se abordó la situación del sector en el marco del proyecto que impulsa la senadora nacional para derogar la Ley 27.640 de Biocombustibles.
De aprobarse, se pondría en marcha un cronograma de reducción de la participación de las pymes en el mercado, lo que concentraría la actividad en seis grandes aceiteras del puerto de Rosario. Frente a ello, Kicillof manifestó su rechazo a este proyecto y asumió el compromiso de defender el entramado productivo bonaerense y los puestos de trabajo en las economías regionales.
La iniciativa de Bullrich propone elevar el corte obligatorio de biodiésel en el gasoil del actual 7,5% al 10% y avanzar hacia un mercado más competitivo. El planteo de la Cepreb es que, como está diseñado, el cambio podría provocar una mayor concentración de la producción y poner en riesgo la continuidad de 25 plantas del interior.
Según la entidad, si la iniciativa se aprueba sin modificaciones, compañías que invirtieron durante años en La Pampa, San Luis, Entre Ríos y Buenos Aires podrían quedar “condenadas a la quiebra”.
Según la entidad, si la iniciativa se aprueba sin modificaciones, compañías que invirtieron durante años en La Pampa, San Luis, Entre Ríos y Buenos Aires podrían quedar “condenadas a la quiebra”. La producción del sector Pyme ronda las 900.000 toneladas anuales destinadas al corte obligatorio, y Buenos Aires concentra 355.000.
Participaron Juan Carlos Bojanich (Biobahia – Grupo Bahía), Carlos A. Paredes (Aripar Cereales), Pablo Ezequiel Abad (Advanced Organic Materials), Gustavo Enrique Michelini (Agro M&G) y Federico Martelli, director ejecutivo de CEPREB, junto a Juan Ignacio Bojanich, Javier Barbagelatta, Miguel Gustavo Ariceta, Danilo Mengarelli, Juan Gualberto, Ernesto Tricarico y César Daniel Cárdenas, asesor legal de la cámara, en representación de las diez plantas radicadas en Ramallo, Pilar, Junín, Daireaux, Bahía Blanca y Saladillo.
América Latina y el Caribe aceleró la incorporación de sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS), cuya capacidad en operación alcanzó aproximadamente 3.408 MW (3,4 GW) en agosto de 2026, frente a unos 1.681 MW identificados en 2025, según la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE).
El incremento marca el tránsito desde proyectos puntuales hacia una nueva etapa en la que el almacenamiento comienza a ganar escala y a desempeñar un papel creciente en la integración de energías renovables y la flexibilidad de los sistemas eléctricos, indicó un informe técnico de la entidad.
Chile lidera el desarrollo del almacenamiento con baterías en la región, con 2.291 MW de capacidad BESS en operación, equivalente a cerca de dos tercios del total regional identificado. A junio de 2026, el país suma 2.389 MW en fase de pruebas y 4.960 MW en construcción, alcanzando aproximadamente 9,6 GW de capacidad entre proyectos operativos, en pruebas y en construcción.
Este crecimiento responde, principalmente, a la rápida expansión de la energía solar y eólica y a la necesidad de aprovechar mejor la generación renovable disponible. Las baterías permiten almacenar la energía producida en momentos de alta oferta y utilizarla posteriormente, cuando aumenta la demanda, contribuyendo además a reducir los vertimientos de energía y aliviar las restricciones de la red de transmisión.
La expansión también comienza a extenderse por la región, aunque con modelos diferentes. México prevé incorporar 2.216 MW de almacenamiento hacia 2030 a través de la Comisión Federal de Electricidad; Argentina ha adjudicado más de 1.400 MW mediante mecanismos competitivos; y Honduras desarrolla un sistema de 75 MW/300 MWh, con cuatro horas de almacenamiento, para fortalecer la red y su confiabilidad.
En el Caribe, Jamaica avanza en la incorporación de 110 MW/220 MWh de BESS, asociados a 220 MW de nueva generación renovable. Brasil, por su parte, está avanzando en regulación y mecanismos competitivos específicos para almacenamiento.
A medida que los sistemas BESS alcanzan una escala significativa, dejan de ser únicamente recursos que responden a las condiciones del sistema y comienzan también a transformarlas. Su operación permite modificar la demanda neta, el despacho y el perfil horario de los precios eléctricos, al almacenar energía durante períodos de alta disponibilidad renovable y liberarla cuando aumenta la demanda o disminuye la generación solar.
Este comportamiento puede incidir, a su vez, en las propias señales del mercado y en las condiciones económicas que determinan el valor del almacenamiento.
La expansión de las baterías plantea nuevos desafíos para la planificación, regulación y diseño de los mercados eléctricos. OLACDE señala que el objetivo debe trascender la capacidad instalada y centrarse en la flexibilidad que requiere cada sistema. La región avanza hacia una nueva etapa en la que almacenamiento, generación flexible, gestión de la demanda, transmisión e interconexiones deberán complementarse para integrar más energías renovables con seguridad, eficiencia y confiabilidad, señala el informe.
El gobernador Alberto Weretilneck supervisó las obras de la estación cabecera del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) en la barda norte de Allen, infraestructura estratégica que controlará el transporte de petróleo hacia la terminal marítima de Punta Colorada, en la costa de Río Negro. La puesta en funcionamiento está prevista para febrero de 2027, luego de la conexión con la red de YPF programada para el 15 de diciembre de 2026.
Desde la sala de control de la estación se operará las 24 horas el bombeo del crudo. Una vez en régimen, el petróleo tardará aproximadamente 48 horas en recorrer el trayecto entre Allen y Punta Colorada.
El inicio de operaciones contempla una capacidad de 180.000 barriles diarios, que se incrementará progresivamente hasta alcanzar 550.000 barriles por día hacia julio/agosto de 2027. Este salto de más del 205% consolidará al VMOS como una de las principales infraestructuras para evacuar la producción de Vaca Muerta hacia los mercados internacionales.
Mientras avanzan las obras en Allen, también se ejecutan trabajos en Punta Colorada. Allí ya se completó el techo del tercer tanque de almacenamiento de petróleo y continúa la construcción del cuarto, junto con las tareas de infraestructura submarina necesarias para las operaciones de exportación.
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El proyecto moviliza actualmente a unos 1.500 trabajadores, de los cuales 500 están abocados a la estación cabecera en Allen. Durante la recorrida, Weretilneck estuvo acompañado por el CEO de VMOS, Gustavo Chaab, la secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, y la presidenta de EDHIPSA, Romina Rodríguez Luge, además de equipos técnicos.
Weretilneck definió al VMOS como “una de las obras más importantes para el desarrollo energético argentino”, destacando la participación conjunta de Neuquén y Río Negro, junto con empresas privadas y organismos públicos. El objetivo es generar una salida de gran escala para la creciente producción petrolera de Vaca Muerta, integrando a Río Negro directamente al circuito exportador.
Allen se convierte así en un punto estratégico del corredor petrolero nacional, al funcionar como cabecera operativa del sistema que atravesará Río Negro hasta llegar al Atlántico. Con esta infraestructura, la provincia quedará atravesada por uno de los principales corredores energéticos del país.
La minera estadounidense Newmont, la mayor productora de oro del mundo, anunció una inversión de USD 60 millones para iniciar una nueva etapa de explotación a cielo abierto en Cerro Negro, su principal operación en la provincia de Santa Cruz. El proyecto generará unos 100 puestos de trabajo adicionales y complementará la producción subterránea que la compañía desarrolla desde hace más de una década.
María Eugenia Sampalione, directora País de Newmont en Argentina, subrayó que “Cerro Negro tiene capacidad para desplegar su potencial productivo y seguir creando oportunidades para las personas, las empresas y las comunidades de la provincia”. Esta iniciativa se integra al programa de USD 800 millones anunciado en febrero, que busca extender la vida útil de la mina más allá de 2038 mediante el desarrollo de Cerro Negro Expansión 1 (CNE1).
El nuevo esquema de explotación a cielo abierto permitirá aprovechar recursos cercanos a los activos actuales. Según los reportes de la compañía, se identificaron aproximadamente 500.000 onzas de oro en reservas probadas y probables asociadas a esta iniciativa, aunque aún no se precisó cuánto aportará a la producción anual.
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Durante 2025, Cerro Negro produjo unas 202.000 onzas de oro y generó ingresos por USD 691 millones. Para 2026, Newmont proyecta alcanzar 220.000 onzas, lo que representa un crecimiento cercano al 9%. Si se toman como referencia los precios actuales del metal, en torno a USD 4.622 por onza, las exportaciones podrían escalar a más de USD 1.017 millones, consolidando el rol de Santa Cruz como principal provincia minera exportadora del país.
El perfil exportador santacruceño es predominantemente aurífero: durante el primer semestre de 2026, el oro representó aproximadamente el 85% de las exportaciones mineras de la provincia, mientras que la plata explicó otro 14,9%. En ese período, Santa Cruz concentró el 40% de las exportaciones mineras nacionales, con ventas externas por USD 1.895 millones.
Cerro Negro se suma a otras operaciones de oro y plata en la provincia, como Cerro Vanguardia, Cerro Moro, San José y Don Nicolás, aunque se mantiene como la más grande del distrito. La nueva fase de inversión refuerza la posición de Newmont en Argentina y asegura continuidad en la generación de divisas para el país.
Profertil concretó una colocación de Obligaciones Negociables Clase IV por USD 90,37 millones, superando la expectativa inicial de USD 70 millones. La operación se realizó a 42 meses de plazo, con vencimiento en febrero de 2030 y una tasa fija del 5,5% anual.
Más de 2.500 órdenes de compra respaldaron la emisión, que alcanzó una demanda cercana a los USD 94 millones. Los fondos se destinarán a capital de trabajo, contratación de transporte de gas y mantenimiento operativo de la planta ubicada en Ingeniero White, Bahía Blanca.
La compañía, controlada en un 90% por Adecoagro y en un 10% por la Asociación de Cooperativas Argentinas, es líder en la producción de fertilizantes nitrogenados en Argentina. Su planta industrial produce anualmente 1,32 millones de toneladas de urea granulada y 790.000 toneladas de amoníaco, insumos clave para la agroindustria nacional.
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El aniversario número 25 de Profertil sirvió de marco para esta colocación, que refuerza la confianza del mercado de capitales en su desempeño y en la solidez de su modelo de negocios. Directivos destacaron que la operación garantiza continuidad en la producción de fertilizantes y asegura el abastecimiento de gas para sostener la actividad.
La emisión también se interpreta como un respaldo a los planes de expansión de la compañía. En los últimos meses, Profertil evaluó proyectos de inversión por hasta USD 2.000 millones para duplicar su capacidad productiva, lo que consolidaría a Bahía Blanca como polo industrial y logístico de referencia en la región.
El financiamiento mediante ON se suma a una serie de emisiones previas que la empresa realizó en el mercado local, consolidando su estrategia de recurrir a instrumentos de deuda para sostener el crecimiento. Con esta nueva operación, Profertil reafirma su compromiso de impulsar la agroindustria argentina mediante innovación, eficiencia y seguridad energética.
