Vaca Muerta volvió a quedar bajo la atención global. Un extenso reportaje de The New York Times, firmado por Emma Bubola y Sarah Pabst, recorrió Neuquén y describió el corazón del shale argentino como el “Texas de Argentina”. El análisis destaca el potencial exportador del yacimiento, pero también advierte sobre los límites del modelo para generar empleo y derramar su crecimiento hacia el resto de la economía.
El diario estadounidense subraya que Argentina ya produce más de 850.000 barriles diarios de petróleo, frente a los 500.000 de hace una década, y que el crudo superó por primera vez a la harina de soja como principal producto de exportación. La magnitud de las reservas —cuarta mayor de petróleo shale y segunda de gas shale del mundo— alimenta la expectativa de que el país pueda consolidarse como proveedor energético global.
En Neuquén, el gobernador Rolando Figueroa sintetizó la visión oficial: “Es la última gran oportunidad que va a tener la Argentina para salir adelante”. El presidente Javier Milei definió a Vaca Muerta como una “panacea” y apuesta a energía y minería como motores para aumentar estructuralmente las exportaciones.
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El boom también atrae capitales internacionales. El fondo de cobertura de Peter Thiel adquirió más de u$s 76 millones en acciones de Vista, una de las principales productoras independientes. Para Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, la combinación entre el desarrollo del shale y el ordenamiento fiscal representa un cambio “estructural, fundamental, transformador”.
La transformación es visible en Añelo, epicentro de la actividad. La población se duplicó en dos años hasta alcanzar 12.000 habitantes. Trabajadores llegan desde distintos puntos del país, atraídos por salarios superiores. Historias como la de Ezequiel Barrozo, que dejó Rosario y triplicó su ingreso al trabajar en construcción, reflejan el atractivo. Sin embargo, el intendente Fernando Banderet advirtió: “No hay tanto trabajo para todos”.
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El reportaje también recoge tensiones ambientales y sociales. Comunidades mapuches cuestionan los efectos del fracking, el manejo de residuos y el consumo de agua. Incluso entre quienes critican la actividad, existen familias cuyos ingresos dependen de la industria, lo que refleja la centralidad de Vaca Muerta en la economía regional.
La incógnita planteada por el Times es si el boom energético puede convertirse en un fenómeno capaz de transformar la economía argentina más allá de los yacimientos. La producción y las exportaciones ya muestran un cambio estructural, pero el desafío será multiplicar su impacto en empleo, proveedores y servicios.
En palabras del intendente de Añelo, “Es una revolución”. La pregunta que queda abierta es si esa revolución que hoy se observa en Neuquén podrá alcanzar una escala suficiente para cambiar también el rumbo de la economía nacional.
Durante años, el desafío energético argentino no estuvo solo en la disponibilidad de recursos, sino en la capacidad de transformarlos en inversiones de gran escala. En los últimos meses, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) comenzó a configurar una nueva cartera de proyectos en petróleo y gas natural licuado (GNL), con cifras que marcan un salto en la capacidad productiva y exportadora del país.
Uno de los casos más avanzados es el Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que ya superó el 70% de ejecución. La obra contempla una inversión de u$s 3.000 millones y permitirá transportar hasta 700.000 barriles diarios. Según estimaciones de YPF, podría generar exportaciones energéticas de hasta u$s 15.000 millones anuales, con puesta en marcha prevista para comienzos de 2027.
En paralelo, el Gobierno aprobó bajo el RIGI un proyecto de Tecpetrol y GyP para el desarrollo de hidrocarburos en el norte de Vaca Muerta. La inversión total prevista asciende a u$s 6.400 millones, con un primer tramo de u$s 2.000 millones hasta 2027. El plan apunta a alcanzar una producción de 70.000 barriles diarios, consolidando la expansión petrolera en la cuenca.
El gas natural lleva la discusión a una escala mayor. El proyecto Argentina LNG, impulsado por YPF junto con Eni y XRG, solicitó su adhesión al RIGI para una iniciativa que contempla una inversión acumulada de u$s 51.000 millones. De ese monto, unos u$s 29.000 millones se desembolsarían hasta 2031. El plan incluye la construcción de dos unidades flotantes de licuefacción con capacidad conjunta de 18 millones de toneladas anuales de GNL.
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En una etapa diferente se encuentra Southern Energy, consorcio integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. El proyecto prevé la construcción de dos buques de licuefacción en la costa de Río Negro, con capacidad de 6 millones de toneladas anuales de GNL. La inversión supera los u$s 15.000 millones en 20 años y el inicio de exportaciones está previsto para 2027.
La comparación entre estos proyectos resulta ilustrativa: mientras Southern Energy ya atravesó hitos concretos de inversión y contratación, Argentina LNG se encuentra en una etapa de estructuración de mayor escala. En ambos casos, el objetivo es convertir los recursos gasíferos de Vaca Muerta en un flujo exportador sostenido.
El RIGI funciona como marco para proyectos que requieren grandes desembolsos iniciales, aportando previsibilidad y estabilidad. Su impacto no se mide solo por los anuncios, sino por las obras en ejecución, nuevos pozos, contratación de proveedores y el incremento de producción que se traduce en mayores exportaciones.
La magnitud de las inversiones involucradas muestra el potencial de Argentina para convertirse en una nueva plataforma exportadora de energía, en un proceso que empieza a tomar forma en distintos frentes de la cadena energética.
La incorporación de inteligencia artificial (IA), análisis de datos y visión computacional está cambiando la forma en que se desarrollan las operaciones en la cuenca neuquina. Las empresas avanzan hacia soluciones capaces de integrar información de distintas fuentes para convertirla en alertas y herramientas concretas para la toma de decisiones.
En diálogo con Vaca Muerta News, Emir Lorenzo, de Stefanini Soluciones, explicó: “Las empresas están necesitadas de soluciones basadas en datos. Necesitan volcar las operaciones con decisión a través de los datos”. La tendencia apunta a mejorar la eficiencia operativa, anticipar fallas y reforzar la seguridad en las locaciones.
Uno de los campos con mayor potencial es la visión computacional, aplicada a seguridad, medio ambiente y control operativo. La integración de imágenes captadas en instalaciones con datos productivos permite detectar situaciones de riesgo y generar alertas en tiempo real.
Entre las aplicaciones ya en desarrollo se destacan el mantenimiento predictivo y el monitoreo de equipos críticos. En el caso de las bombas, el análisis de señales dinámicas y discretas en tiempo real permite identificar comportamientos anómalos y anticipar posibles fallas antes de que deriven en incidentes mayores.
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La seguridad aparece como uno de los principales campos de aplicación. Algoritmos y cámaras permiten monitorear la ubicación y postura de los trabajadores en áreas de riesgo durante operaciones de perforación y fractura, enviando alertas inmediatas a los responsables.
El especialista advirtió que la tecnología no funciona de manera aislada: requiere capacitación y acompañamiento para que los trabajadores sean parte del proceso de adopción. La implementación incluye entrenamiento y seguimiento para garantizar que las nuevas herramientas se integren de manera efectiva.
Otro desafío para Vaca Muerta consiste en adaptar soluciones probadas en otras industrias como banca, minería y automotriz. La transferencia tecnológica permite acercar desarrollos internacionales que, por cuestiones idiomáticas u operativas, muchas veces no se insertan directamente en el mercado local.
La perspectiva hacia los próximos años apunta a una profundización de esta transformación. Para Lorenzo, la incorporación de tecnología en la perforación todavía se encuentra en una etapa de descubrimiento, pero el avance será acelerado. “Yo creo que en cinco años esto va a ser un cambio rotundo. Va a ser un boom y todos los que nos subamos a ese tren vamos a estar en la punta de lanza porque es lo que se viene”, concluyó.
El Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible aprobó la ampliación del estudio de impacto ambiental para la exploración de hidrocarburos en el Mar Argentino. La medida responde al fallo de la Cámara Federal de Apelaciones de Mar del Plata, que había condicionado la continuidad del proyecto a la actualización de las Medidas de Mitigación y Plan de Gestión Ambiental (PGA) y a la presentación de un informe sobre impactos directos, indirectos, acumulativos y sinérgicos.
La resolución, publicada en el Boletín Oficial, permite avanzar con la campaña de prospección sísmica en los bloques CAN 100, CAN 108 y CAN 114 de la Cuenca Argentina Norte. Sin embargo, establece una restricción: durante 24 meses no se otorgarán nuevas declaraciones de impacto ambiental para actividades similares en esas áreas.
En el plano empresarial, el consorcio integrado por Equinor, YPF y Shell lidera la exploración offshore, en el marco de las adjudicaciones realizadas en 2019 que comprometieron inversiones por casi u$s 800 millones. La tarea busca identificar reservas de petróleo y gas a más de 300 kilómetros de la costa bonaerense.
El proceso judicial comenzó en febrero de 2022, cuando el juez federal Santiago Martín suspendió la campaña tras una cautelar impulsada por el intendente de General Pueyrredon, Guillermo Montenegro, y organizaciones ambientalistas. En junio, la Cámara Federal levantó la medida y ordenó ampliar el estudio de impacto, incluir participación pública y sumar organismos de control.
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La resolución ministerial incorpora esas condiciones y aprueba la actualización del PGA, además de valorar las intervenciones participativas realizadas a nivel municipal y nacional. El documento también analiza de manera integrada el ámbito espacial y los plazos temporales del proyecto.
El debate sobre la exploración offshore generó posiciones encontradas. Mientras sectores empresariales y productivos destacan el potencial de nuevas reservas energéticas, organizaciones ambientalistas advierten sobre los riesgos del fracking marino, el manejo de residuos y el impacto en la biodiversidad.
La audiencia pública realizada en General Pueyrredon en 2021 reflejó esa tensión: tras cinco jornadas de exposiciones, se recogió un mayoritario apoyo a la iniciativa, aunque con fuertes cuestionamientos de grupos ambientalistas.
Con la aprobación de la ampliación del estudio de impacto, el Gobierno nacional busca dar continuidad a la campaña de exploración, en un contexto de necesidad de divisas y de diversificación de la matriz energética. El desafío será compatibilizar desarrollo económico con protección ambiental en una actividad de alta sensibilidad social.
Más de 150 familias del barrio La Rufinita se preparan para acceder al servicio de gas natural gracias a la segunda etapa de la obra de extensión de la red. Los trabajos recientes incluyeron tareas de fusión y empalme de cañerías, paso clave para inyectar gas a la red y habilitar las conexiones domiciliarias.
En este proceso, los vecinos se organizaron en cinco consorcios que, junto con la Sociedad de Fomento de La Rufinita, el Grupo Servicios Junín y el Municipio de Junín, sostienen el avance del proyecto. El intendente Juan Fiorini supervisó las obras y destacó el compromiso comunitario.
Por su parte, el presidente de Grupo Servicios Junín, Pablo Torres, explicó que la obra se apoya en la construcción de la cuarta planta reguladora de gas, que amplió la capacidad del sistema y abrió la posibilidad de extender el servicio a barrios periféricos. “Atravesamos la segunda etapa de las cuatro que tenemos previstas para la extensión del servicio del gas natural al barrio La Rufinita”, señaló.
Desde la Sociedad de Fomento, Marcos Vitanzi subrayó que la organización vecinal fue clave para concretar el proyecto. Los consorcios permitieron reunir recursos y coordinar esfuerzos, garantizando que cada familia pueda acceder al servicio en condiciones equitativas.
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El plan contempla 1.200 metros de cañería y prevé que la tercera etapa comience en octubre, con inspecciones finales y conexiones domiciliarias. El cronograma apunta a que todas las familias beneficiarias puedan contar con gas natural antes de fin de año.
En términos de impacto, la llegada del gas natural permitirá reducir costos energéticos y mejorar la seguridad en el consumo, reemplazando garrafas y otros sistemas más caros y menos confiables.
Para el municipio, la ampliación de la red de gas natural forma parte de una estrategia más amplia de infraestructura, que busca integrar a los barrios alejados y garantizar igualdad de acceso a servicios básicos.
El caso de La Rufinita se perfila como un ejemplo de cooperación entre vecinos, instituciones y gobierno local, mostrando cómo la organización comunitaria puede acelerar obras que transforman la vida cotidiana y consolidan la integración urbana.
Más de 30 empresas taiwanesas desembarcaron en Buenos Aires para participar de una ronda de negocios con compañías argentinas. El encuentro, realizado en el Hotel Marriott, reunió a cerca de un centenar de firmas locales y permitió concretar 200 reuniones comerciales, con foco en sectores como tecnología, energía, minería y agroindustria.
En la apertura, la directora general de la Oficina Comercial y Cultural de Taipéi en Argentina, Florencia Miao-hung Hsie, destacó que la apuesta excede lo que pueda cerrarse en una jornada. “El objetivo es construir relaciones comerciales de largo plazo”, explicó, subrayando la complementariedad entre los recursos naturales argentinos y la experiencia industrial y tecnológica de Taiwán.
La misión forma parte de la gira regional 2026, que también incluye Brasil y Chile. La delegación estuvo integrada por empresas de autopartes, bicicletas, artículos deportivos, materiales de construcción, herramientas, ferretería, productos para el hogar, electrónica, TIC y maquinaria industrial.
El contexto político-económico argentino, marcado por la apertura impulsada por el gobierno de Javier Milei, fue señalado por Hsie como un incentivo adicional para las compañías taiwanesas. “Es un excelente momento para mirar a la Argentina con una perspectiva de largo plazo”, afirmó.
El senador nacional por Misiones, Martín Goerling Lara (PRO), quien visitó recientemente Taiwán, coincidió en que existe una oportunidad para combinar recursos argentinos con desarrollo tecnológico de la isla. Puso especial énfasis en el agtech, destacando granjas verticales y sistemas que integran producción agrícola con inteligencia artificial.
Los productos argentinos también tienen demanda en Taiwán: ajo, maíz, soja, cuero, pescados, vinos y maní cordobés, además de minerales críticos estratégicos para la industria de semiconductores. “Taiwán puede aportar tecnología y equipamiento para proyectos energéticos y mineros”, señaló Hsie.
La misión estuvo encabezada por George Wu, gerente de Ventas Internacionales de Fanda Hygiene Co. Ltd., quien resumió el objetivo en términos simples: “Antes que nada, hacer amigos y entender el mercado”. Para la delegación, las 200 reuniones en Buenos Aires representan un inicio concreto que busca transformarse en vínculos estables y duraderos entre ambos mercados.
La ministra venezolana de Hidrocarburos, Paula Henao, expuso en Houston un portafolio de más de 916 proyectos de exploración y producción en crudo pesado, petróleo liviano y gas natural. El objetivo es atraer capital extranjero bajo un marco legal reformado que busca dar estabilidad y previsibilidad al sector energético.
En su intervención, Henao subrayó que las reformas recientes a la legislación energética establecen condiciones claras para acelerar inversiones. A la par, el vicepresidente de PDVSA, Jeovanny Martínez, destacó la necesidad de fortalecer la confiabilidad de la infraestructura petrolera mediante contratos con reglas transparentes.
Por otro lado, se anunciaron convenios con dos compañías estadounidenses: Hunt Oil y SLB, la mayor empresa mundial de servicios petroleros. Estos acuerdos marcan un paso concreto hacia la apertura del sector venezolano a nuevos actores internacionales.
En cuanto a producción, Venezuela alcanzó en julio un promedio de 1,2 millones de barriles diarios (bpd), lo que representa un aumento del 1,09% respecto a junio y un crecimiento acumulado del 29,8% desde enero, cuando se registraban 924.000 bpd. Según datos oficiales, aproximadamente la mitad de ese volumen se exporta a Estados Unidos.
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El vicesecretario estadounidense de Energía, Kyle Haustveit, señaló que la relación energética bilateral se mantiene estrecha, pese a las tensiones políticas derivadas de la captura de Nicolás Maduro y la flexibilización de sanciones al sector.
Chevron continúa siendo la única petrolera estadounidense con operaciones sostenidas en Venezuela desde 2007, mientras que ExxonMobil y ConocoPhillips han evaluado oportunidades sin concretar acuerdos. La cautela de las grandes compañías contrasta con la decisión de Hunt Oil y SLB de firmar convenios inmediatos.
Dentro de un contexto delicado, marcado por los terremotos del 24 de junio que dejaron más de 6.400 víctimas en el norte del país, la producción petrolera mantuvo su crecimiento. Este desempeño refuerza la narrativa oficial de resiliencia y capacidad operativa.
El anuncio en Houston deja a Venezuela posicionada como un oferente activo en el mercado energético internacional, con cifras concretas y contratos firmados que buscan convencer a los inversores de que el país puede sostener su recuperación productiva pese a las tensiones políticas y sociales.
El buque tanque VS Promise, de bandera británica y registrado en la Isla de Man, generó un fuerte conflicto político en Tierra del Fuego. Con capacidad para transportar más de 500.000 barriles de crudo, la nave amarró en Ushuaia el lunes 24 de agosto y partió al día siguiente hacia la monoboya norte de Río Cullen, donde se prepara para cargar petróleo de la Cuenca Marina Austral.
Por su parte, el gobierno provincial emitió un comunicado institucional repudiando la presencia del tanquero en el muelle de Ushuaia y responsabilizando a la Agencia Nacional de Puertos y Navegación (ANPyN) por permitir el ingreso de una bandera británica. Menos de 24 horas después, la nave quedó bajo la órbita de la Secretaría de Hidrocarburos de Tierra del Fuego, que debe autorizar la operatoria.
De acuerdo con el marco legal vigente, la carga de hidrocarburos provinciales en la monoboya requiere supervisión técnica y ambiental de la cartera energética local. Además, el despacho comercial exige la emisión del Certificado de Origen, documento que liquida regalías y acredita la procedencia del recurso.
En su historial reciente, el VS Promise ya había intentado cargar crudo en la costa atlántica norte el pasado 13 de agosto, sin éxito. Su regreso confirma la intención de concretar el bombeo de petróleo extraído por el consorcio operado por TotalEnergies, junto a Pan American Energy (PAE) y Wintershall Dea, cuyos activos fueron absorbidos internacionalmente por la británica Harbour Energy.
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La contradicción es evidente: mientras el Ejecutivo fueguino denuncia la presencia de un buque británico en sus puertos, la operatoria logística avanza con normalidad en el norte de la provincia. La decisión de firmar o no el Certificado de Origen será clave para definir si el cargamento de crudo fueguino se exporta finalmente en una nave inglesa.
Dentro del sector energético, el episodio expone la tensión entre la política y la logística hidrocarburífera. Por un lado, el repudio público busca marcar distancia frente a la bandera británica en un territorio sensible. Por otro, la continuidad administrativa de la exportación refleja la dependencia de la infraestructura internacional para colocar el crudo en el mercado.
Así, la controversia deja planteada una encrucijada para la provincia: sostener el rechazo simbólico o validar con su firma la salida del petróleo producido en su propia jurisdicción. En cualquier caso, el movimiento del VS Promise confirma que la cadena de valor energética sigue su curso, más allá de las declaraciones políticas.
El ministro de Energía del Neuquén, Gustavo Medele, destacó que la Provincia tiene por delante el desafío de transformar el potencial de Vaca Muerta en nuevos mercados y, al mismo tiempo, construir las bases de una economía que pueda sostenerse más allá de los hidrocarburos. En ese camino, Brasil y Chile aparecen como grandes consumidores potenciales.
Medele sostuvo que “hay infraestructura disponible para ampliar las exportaciones” y advirtió que “el desafío central es lograr competitividad y cerrar acuerdos comerciales”. Como ejemplo, señaló el gasoducto del Pacífico, que tiene una capacidad mínima de siete millones de metros cúbicos diario “y actualmente transporta menos de 700 mil”.
“Tenemos el ducto, el gas y la capacidad de producirlo, pero todavía no hemos podido desarrollar la demanda del lado chileno”, explicó Medele y remarcó que hay centrales térmicas en Chile que podrían convertirse en consumidoras del gas neuquino si se alcanzan contratos de compra.
Brasil presenta también una oportunidad de escala. Según planteó el ministro, el país tiene un consumo anual de gas ligeramente superior al de Argentina y una demanda que podría ser abastecida parcialmente por Vaca Muerta. “Creemos que hay una sinergia natural entre la producción de Vaca Muerta y el abastecimiento de Brasil”, sostuvo al considerar que los desarrollos de gas asociados al presal tienen particularidades que abren una oportunidad para el gas argentino.
Durante el encuentro de negocios y atracción de inversiones denominado Neuquén Day 2026, que se realizó en la ciudad de Buenos Aires, Medele sostuvo que llegar a nuevos mercados requiere mucho más que producir y transportar. “No solamente es llegar al mar con el producto y venderlo, hay que ser muy competitivo”, afirmó. En ese sentido, señaló que uno de los principales objetivos es reducir los costos operativos teniendo en cuenta la distancia de Neuquén respecto de los grandes centros de consumo y de producción de equipamiento.
La estrategia provincial mira más allá de la expansión hidrocarburífera. El ministro planteó que el desafío es aprovechar los ingresos actuales para preparar las fuentes de energía y las actividades que sostendrán a Neuquén en el futuro. La Provincia ya analiza proyectos hidroeléctricos, eólicos, solares, geotérmicos, manteniendo su ingeniería y estudios para que puedan avanzar cuando las condiciones tecnológicas y económicas los vuelvan competitivos.
La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) y CAF –Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe– realizarán el 1 de setiembre el encuentro “Integración Gasífera MERCOSUR + Chile. Vectores alternativos para la integración gasífera regional: Fertilizantes”.
Será en la Sede de ALADI (Cebollatí 1461, Montevideo, Uruguay), junto con la Asociación Latinoamericana de Integración (ALADI) y el Instituto Interamericano de Cooperación para la Agricultura (IICA). El evento también será transmitido en vivo a través del canal de YouTube de OLACDE.
En esta sexta etapa del Proyecto Regional de Integración Gasífera del MERCOSUR y Chile, el análisis se concentra en las oportunidades asociadas al desarrollo de un mercado regional de fertilizantes nitrogenados y en su potencial para ampliar los intercambios energéticos, movilizar inversiones en producción de gas natural, infraestructura de transporte y plantas de fertilizantes, reducir la dependencia de importaciones y contribuir a mejorar la productividad agrícola.
El estudio parte de una combinación relevante para el Cono Sur. Por un lado, América del Sur importa cerca de 20 millones de toneladas de fertilizantes nitrogenados por año, por un valor superior a U$S 5.000 millones; insumos fundamentales para algunos de los principales cultivos de la región, como el maíz, el trigo, la caña de azúcar, el café, el algodón y la naranja. Por otro, la creciente disponibilidad de gas natural asociada principalmente al desarrollo de Vaca Muerta y del pré-sal brasileño abre nuevas posibilidades para ampliar la producción regional de fertilizantes.
La apertura institucional contará con la participación de Fernanda Cardona, Ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay; Sergio Abreu, Secretario General de ALADI; Guido Maiulini, Jefe de Asesoría Estratégica de OLACDE; Mercedes Pedreira, Ejecutiva de la Dirección de Integración, Comercio e Inversiones de CAF y Edgar Chacon Rodriguez, Representante Internacional de IICA.
La jornada continuará con la presentación de los principales resultados del estudio, que servirán como punto de partida para los intercambios posteriores.
Las perspectivas para el desarrollo y la expansión de la producción de fertilizantes en la región serán analizadas por representantes de empresas de los sectores energético y de fertilizantes de Argentina, Bolivia, Brasil y Paraguay, considerando la disponibilidad de gas natural, la infraestructura, las capacidades industriales y las oportunidades de inversión.
En tanto, especialistas del sector agropecuario abordarán las perspectivas de crecimiento del agro en el MERCOSUR, la evolución de la demanda de fertilizantes y el papel de estos insumos en la productividad, la competitividad y la seguridad alimentaria.
Beatriz Nieto, directora de Soluciones Industriales de Dow para la Región Sur
En el debate económico actual suele repetirse que la Argentina cuenta con condiciones excepcionales: un suelo privilegiado para la agroindustria, una de las reservas no convencionales de hidrocarburos más relevantes del mundo en Vaca Muerta y yacimientos estratégicos de minerales críticos para la transición energética global.
Sin embargo, la ventaja competitiva de un país no se define únicamente por la disponibilidad de sus recursos naturales, sino por su capacidad técnica, productiva e institucional para convertirlos en desarrollo, exportaciones sostenibles y crecimiento genuino. En ese proceso, el rol de las empresas es clave: agregar conocimiento, tecnología y valor allí donde esos recursos comienzan a transformarse en oportunidades concretas para toda la sociedad.
Innovar también es mejorar lo que ya existe
Con frecuencia, asociamos la palabra “innovación” exclusivamente con una invención disruptiva o con la creación de algo completamente nuevo. Pero, en la economía real, una parte muy significativa de la transformación ocurre en la mejora continua de procesos, formulaciones y aplicaciones existentes. Innovar no siempre es inventar desde cero; muchas veces es encontrar una forma más inteligente, eficiente y escalable de hacer lo que la industria ya necesita hacer.
Es intervenir allí donde se genera valor concreto: en el desempeño de una formulación agrícola, en la eficiencia operacional de una operación de petróleo y gas, o en la recuperación y procesamiento de minerales.
Cuando la tecnología ayuda a reducir ineficiencias, optimizar el uso de recursos y aumentar la competitividad operacional, la ciencia deja de ser un concepto abstracto y se convierte en un motor tangible de desarrollo productivo.
Inteligencia Artificial: de la fascinación a la aplicación industrial
¿Y qué lugar ocupa la Inteligencia Artificial como potenciador de industrias? En un contexto en el que la IA concentra buena parte de la conversación pública, el verdadero desafío es ir más allá de la fascinación por la herramienta y enfocarnos en su aplicación práctica en la industria real. Su mayor valor no está en reemplazar el criterio técnico, sino en potenciarlo.
La digitalización, el modelado y el procesamiento de grandes volúmenes de datos pueden contribuir a identificar patrones, mejorar la toma de decisiones, acelerar el desarrollo de soluciones y anticipar oportunidades de mejora. Pero el diferencial competitivo no surge de implementar un algoritmo aislado.
En nuestro caso, surge de integrar esa capacidad digital con más de 125 años de conocimiento técnico, experiencia en ciencia de materiales y comprensión profunda de los procesos industriales de cada cliente. Así, la IA agrega valor cuando amplifica el criterio humano: nos ayuda a ver antes, decidir mejor y aprender más rápido.
Vaca Muerta: producir más, pero también capturar más valor
Un ejemplo claro de esta visión integrada se observa en el sector energético. El desarrollo de Vaca Muerta representa un hito transformador para la matriz productiva argentina. Sin embargo, su oportunidad estratégica no reside solo en producir más, sino en capturar más valor en cada etapa de la operación, con mayor eficiencia, confiabilidad y desempeño operativo. Argentina necesita producir energía con más eficiencia: la oportunidad no está solo en extraer más, sino en capturar más valor de cada operación.
Tanto en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta como en la operación de campos maduros, Dow aporta tecnologías y especialidades químicas orientadas a responder a estos desafíos. En upstream —exploración y producción—, nuestro portafolio incluye soluciones para separación de fases, clarificación de agua, mejora de flujo, inhibición y otras aplicaciones vinculadas a la eficiencia operacional. En refinación y procesamiento, contamos con tecnologías para tratamiento de gas, remoción de gases ácidos, deshidratación, gestión térmica y eficiencia de procesos.
Y en EOR—recuperación mejorada de crudo—, desarrollamos soluciones químicas que pueden contribuir a mejorar la recuperación de recursos y apoyar la productividad de los yacimientos, siempre de acuerdo con las condiciones específicas de cada operación.
Esta misma lógica orienta nuestra presencia en otros sectores clave de la economía argentina. En el sector agroindustrial, acompañamos la evolución hacia esquemas donde la química de formulación, las soluciones biológicas y las herramientas digitales pueden converger para mejorar el desempeño de los productos aplicados en el campo.
Allí, innovar significa lograr que cada aplicación sea más efectiva; en otras palabras, que cada gota aplicada trabaje mejor, con más eficacia, menos desperdicio y mayor consistencia, contribuyendo a mejorar la cobertura, el esparcimiento, la estabilidad de las formulaciones y, cuando corresponde, la compatibilidad y protección de microorganismos en soluciones biológicas.
Litio y cobre: producir mejor los minerales de la transición
En la minería de litio y cobre —minerales indispensables para la electrificación y la transición energética global—, Dow desarrolla tecnologías y especialidades químicas que ayudan a optimizar procesos de extracción, separación, recuperación y tratamiento, con foco en eficiencia operativa y uso más responsable de los recursos. El cobre y el litio son parte de la infraestructura invisible de la transición energética; el desafío es producirlos mejor.
Por eso, estoy convencida de que la Argentina debe convertir su potencial en competitividad real. Contamos con recursos de escala mundial, talento técnico capacitado e industrias consolidadas. El desafío central es transformar ese potencial en producción competitiva, exportaciones sostenibles y crecimiento de largo plazo.
Desde Dow, trabajamos todos los días para aportar ciencia aplicada, capacidades técnicas globales y presencia local, con el objetivo de ayudar a convertir ese enorme potencial en valor tangible, productividad sostenible y desarrollo para todo el país.
*Por Beatriz Nieto, directora de Soluciones Industriales de Dow para la Región Sur
Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP®
La expansión de Vaca Muerta no solo está modificando el mapa energético argentino. También abre una oportunidad para industrias que pueden utilizar el gas y sus derivados como materia prima para producir bienes de mayor valor agregado y ampliar el ingreso de divisas por exportaciones. En ese escenario, la industria química y petroquímica busca ser uno de los sectores capaces de capturar parte de ese potencial.
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP) sostiene que el desarrollo de la formación no convencional y la ampliación de la infraestructura de transporte pueden dar lugar a una nueva etapa de inversiones, a la que denomina la “Quinta Ola” petroquímica.
El planteo cobra relevancia en el marco del Día de la Petroquímica en Argentina, que se conmemora cada 26 de agosto en recuerdo de la inauguración en 1950 de una planta destinada a producir tolueno sintético en Campana, provincia de Buenos Aires. A 76 años de aquel hito, el sector busca proyectar una nueva fase de crecimiento apoyada en la disponibilidad de gas no convencional.
Según datos difundidos por la CIQyP, la industria petroquímica representa el 4,2% del PBI argentino, explica cerca del 19% de las exportaciones manufactureras y sostiene más de 70.000 empleos directos y 280.000 indirectos. La cadena productiva tiene presencia en ocho polos industriales y está integrada en más de un 70% por pequeñas y medianas empresas.
El gas de Vaca Muerta como materia prima industrial
La composición del gas de Vaca Muerta es uno de los principales ejes sobre los que se proyecta la «Quinta Ola» de desarrollo para la petroquímica.
Uno de los principales argumentos del sector está vinculado con la composición del gas deVaca Muerta. A diferencia de buena parte del gas convencional, el recurso producido en la formación neuquina presenta una elevada concentración de Líquidos del Gas Natural (LGN), entre ellos etano, propano, butano y gasolina natural.
La disponibilidad de estos componentes puede resultar estratégica para ampliar la producción local de insumos petroquímicos. Entre las cadenas con potencial de expansión aparecen el etileno y polietileno, propileno, metanol, amoníaco y urea, además de distintos fertilizantes y materiales utilizados por múltiples ramas industriales.
La apuesta del sector consiste en avanzar un paso más allá de la producción y exportación de hidrocarburos y utilizar parte de esa materia prima para desarrollar cadenas industriales que permitan capturar mayor valor dentro del país.
“La química y la petroquímica no solo transforman materia prima; también transforman las posibilidades de desarrollo de la Argentina”, señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la CIQyP.
Según el directivo, la disponibilidad de gas no convencional y el avance de la infraestructura de transporte colocan al país ante una oportunidad para desarrollar una nueva etapa de la industria. El desafío pasa por transformar los recursos de Vaca Muerta en fertilizantes, materiales plásticos y otros productos de mayor valor agregado, tanto para abastecer al mercado interno como para competir en el exterior.
De Campana a Vaca Muerta: las distintas etapas de expansión
La denominada “Quinta Ola” busca inscribirse en una historia de expansión que comenzó a mediados del siglo XX. El desarrollo de la petroquímica argentina atravesó distintas etapas, desde los primeros emprendimientos en Campana durante las décadas de 1940 y 1950, pasando por la promoción industrial de los años 60 y la consolidación de los polos de Ensenada y Bahía Blanca durante las décadas de 1970 y 1980.
Una nueva fase de inversiones se produjo durante los años 90 y comienzos de los 2000, con proyectos concentrados principalmente en Bahía Blanca, Ensenada y Luján de Cuyo.
Ahora, el sector identifica en Vaca Muerta la posibilidad de iniciar un nuevo ciclo. El foco estaría puesto no solo en cubrir eventuales déficits de productos petroquímicos en el mercado argentino, sino también en desarrollar capacidad exportadora.
Para que ese escenario se concrete, la industria plantea una serie de condiciones: estabilidad regulatoria, infraestructura de transporte y logística, acceso a financiamiento y desarrollo de proveedores y cadenas de valor locales.
La infraestructura aparece como uno de los principales puntos de conexión entre el desarrollo energético y el industrial. El crecimiento de la producción de gas y petróleo de Vaca Muerta requiere ampliar la capacidad de evacuación y transporte, pero también generar las condiciones para que una mayor disponibilidad de moléculas pueda ser aprovechada por industrias instaladas en el país.
El desafío de competir en los mercados internacionales
La infraestructura logística deberá ser capaz de conectar los polos productivos con los mercado de destino.
El salto hacia una petroquímica exportadora también plantea desafíos de escala y competitividad. Los proyectos de producción de insumos como etileno, polietileno, metanol, amoníaco o urea requieren inversiones de largo plazo y una disponibilidad sostenida de materia prima.
A esto se suma la necesidad de contar con infraestructura logística capaz de conectar los polos productivos con los mercados de destino y con mecanismos de financiamiento que permitan desarrollar proyectos industriales de gran escala.
En paralelo, las exigencias ambientales de los mercados internacionales obligan a incorporar criterios de sostenibilidad en los nuevos desarrollos. En ese punto, la CIQyP destaca el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente, una iniciativa voluntaria orientada a la gestión de riesgos, seguridad, salud ocupacional, economía circular y protección ambiental.
La industria sostiene que la combinación entre disponibilidad de recursos, infraestructura, inversión y desarrollo tecnológico será determinante para transformar el crecimiento de Vaca Muerta en una plataforma de industrialización.
El Tesoro estadounidense amplió las sanciones secundarias sobre los sectores de petróleo, envíos y activos digitales de Irán, en una escalada que profundiza el bloqueo del estrecho de Ormuz y sostiene la presión sobre los precios internacionales del crudo.
El secretario del Tesoro de Estados Unidos, Scott Bessent, presentó el 24 de agosto un plan que definió como la “asfixia económica” de Irán, con la expansión de las amenazas de sanciones secundarias y advertencias hacia los países que no adhieran a la campaña de Washington. El funcionario había hablado días atrás de un “Día D económico” contra Teherán, aunque el anuncio no precisó países ni cronogramas más allá del propio Irán.
“Nuestro objetivo es cortar cada línea de sustento económico que sostiene a este régimen hasta que Teherán quede solo”, declaró Bessent ante la prensa. Añadió que quienes no acompañen las sanciones “compartirán” el aislamiento iraní y que toda entidad que facilite lavado de dinero en favor de Irán sería expulsada del sistema del dólar estadounidense. Según el funcionario, el presidente Donald Trump viene realizando llamadas a líderes mundiales para pedirles que corten sus vínculos con Teherán.
El anuncio llega casi seis meses después del inicio de una guerra contra Irán que derivó en un empate estratégico, con negociaciones de paz estancadas y con Teherán bloqueando la mayor parte del tránsito por el estrecho de Ormuz. El bloqueo naval estadounidense hizo caer las exportaciones iraníes de crudo por esa vía desde dos millones de barriles diarios antes de la guerra hasta apenas 0,4 millones hacia mediados de agosto, según datos del rastreador marítimo Kpler. La madrugada del 24 de agosto, un petrolero fue alcanzado por un “proyectil no identificado” frente a las costas de Omán, con daños materiales pero sin víctimas, de acuerdo con la información difundida por la autoridad marítima británica.
El Departamento del Tesoro precisó que las sanciones secundarias ampliadas apuntarían a los activos digitales, la tecnología, el oro, la aviación y el transporte marítimo de Irán. En paralelo, emitió nuevas designaciones contra unos 60 individuos, empresas y buques acusados de colaborar en la generación de ingresos petroleros, la adquisición de armas y las ciberoperaciones iraníes. Las entidades alcanzadas están radicadas en los Emiratos Árabes Unidos, Hong Kong, China, Singapur y Europa.
Empresas y sanciones
Entre los objetivos figura Wellbred Capital, una comercializadora con sede en Singapur y filiales en los Emiratos Árabes Unidos y Suiza, vinculada al magnate del transporte petrolero iraní Mohammad Hossein Shamkhani. La empresa opera en el negocio de petróleo, nafta, petroquímicos y gas licuado de petróleo, con oficinas también en Arabia Saudita y Nigeria. Quedaron sancionadas Wellbred Trading FZCO (Dubái), Wellbred Trading SA (Ginebra) y su refinería francesa de biocombustibles La Nivernaise de Raffinage SAS. La OFAC ya había designado en julio de 2025 y abril de 2026 a individuos, entidades y buques del entramado de transporte controlado por Shamkhani, hijo del fallecido funcionario de seguridad iraní Ali Shamkhani, cuya flota trasladaba crudo y derivados de Irán y Rusia por decenas de miles de millones de dólares.
Consultado sobre si los bancos chinos serían alcanzados, Bessent respondió que “nadie está por encima del alcance de las sanciones estadounidenses”. El dato no es menor: antes de la guerra, Irán exportaba millones de barriles de crudo, en su mayoría hacia China.
Teherán se mostró desafiante. Su ministro de Economía, Ali Madanizadeh, anticipó “otra derrota” para Washington y sostuvo que el gobierno cuenta con un plan a dos años para gestionar estas medidas. Irán ha sobrellevado sanciones durante décadas mediante complejas redes financieras internacionales para eludir las restricciones. Analistas del International Crisis Group señalaron que, si bien hay pocas dudas sobre la capacidad de Washington de imponer un daño sustancial, Teherán cree tener un alto umbral para absorberlo y la posibilidad de responder a la presión financiera con contrapresión militar.
Desde el plano militar, el secretario de Defensa Pete Hegseth aclaró que el giro hacia la presión económica no implica descartar ataques: “La presión económica es lo que más les duele ahora, pero de ningún modo estamos descartando el uso de ataques cinéticos en el estrecho de Ormuz o alrededor de Irán”.
Y para Argentina?
El endurecimiento sobre Irán refuerza un escenario de oferta global ajustada que ya venía sostenido por el bloqueo de Ormuz, punto por donde transitaba cerca del 20% del petróleo y el gas comercializados en el mundo. Con exportaciones iraníes reducidas a una fracción y la amenaza de sanciones secundarias sobre compradores y facilitadores, el mercado internacional pierde barriles y gana prima de riesgo. Para Vaca Muerta, ese contexto de precios firmes y búsqueda de proveedores alternativos al eje sancionado abre una ventana competitiva: el crudo Medanito, liviano y dulce, y los proyectos de GNL en desarrollo encuentran un mercado dispuesto a diversificar orígenes lejos de las zonas en conflicto. La contracara es la volatilidad, que complica la previsibilidad que demandan las inversiones bajo el RIGI.
¿Puede Argentina capturar parte de esa demanda desplazada? La respuesta depende menos del precio spot que de la velocidad con que avancen la infraestructura de evacuación y los proyectos exportadores de gas licuado.
Genneia anunció la construcción del mayor parque solar del país en San Rafael, Mendoza, con una potencia instalada de 404 MW y un total de 919.072 paneles fotovoltaicos bifaciales. El proyecto, denominado Mendoza Sur, se encuentra en la fase final de evaluación ambiental y tiene previsto comenzar sus operaciones comerciales en 2029.
Este parque solar superará en capacidad a los principales emprendimientos fotovoltaicos que actualmente operan en Argentina, posicionándose como una de las fuentes más importantes de energía solar a nivel nacional. La ubicación elegida, cerca de Villa 25 de Mayo sobre la Ruta Provincial 150, responde a los altos niveles de radiación solar que caracterizan a la región.
El proyecto contempla la instalación de 16.412 estructuras de seguimiento de un solo eje, una estación transformadora nueva y una línea de alta tensión que conectará la planta con el sistema eléctrico nacional, el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Los paneles bifaciales permitirán captar energía tanto en su cara superior como en la luz reflejada desde el suelo, optimizando el rendimiento durante las horas del día. Esta tecnología avanzada busca maximizar la eficiencia del parque y su aporte al sistema energético.
La iniciativa responde a la creciente demanda de energía renovable en la región de Cuyo, donde se observa un crecimiento sostenido en la actividad industrial y minera. En particular, sectores como la minería de cobre requieren un suministro eléctrico competitivo y sostenible, que el parque podrá ofrecer.
Una vez en funcionamiento, la energía generada podrá comercializarse mediante contratos con grandes usuarios y empresas privadas a través del Mercado A Término de Energía Eléctrica Renovable (MATER), entre otros esquemas de abastecimiento.
La construcción del parque demandará aproximadamente 24 meses, incluyendo obra civil y montaje electromecánico, y se prevé que esté operativo para el año 2029. Además, la infraestructura eléctrica asociada será fundamental para transportar la energía a la red nacional.
Con esta obra, Mendoza Sur no solo ampliará la capacidad fotovoltaica provincial, sino que también contribuirá a diversificar la matriz energética regional y aumentar la participación de fuentes renovables en el país.
El proyecto también se alinea con la tendencia creciente de industrias y exportadoras que buscan reducir su huella de carbono, accediendo a energía con menor impacto ambiental. Para la minería, en particular, la disponibilidad de energía solar a gran escala puede ser un incentivo clave para nuevas inversiones.
Así, el parque Mendoza Sur representa un paso significativo en la ampliación de la infraestructura energética de la región y en el fortalecimiento del desarrollo de energías limpias en Argentina.
La ministra venezolana de Hidrocarburos, Paula Henao, presentó en Estados Unidos un amplio abanico de oportunidades para invertir en crudo pesado, petróleo liviano y proyectos de gas natural. El objetivo es proyectar estabilidad y atraer a empresas extranjeras al sector energético venezolano.
Durante un evento realizado en Houston, Henao subrayó que las reformas a la legislación energética del país han establecido un marco normativo claro para acelerar las inversiones. En total, se han identificado más de 916 oportunidades de exploración en Venezuela que esperan ser aprovechadas.
Jeovanny Martínez, vicepresidente de PDVSA, destacó la importancia de incrementar la capacidad y confiabilidad de la infraestructura petrolera mediante inversiones estratégicas. Además, presentó un contrato con condiciones claras para facilitar la entrada de capitales extranjeros.
Esta visita se produce en un contexto delicado, marcado por presiones del gobierno estadounidense tras la captura de Nicolás Maduro. Las grandes petroleras de Estados Unidos han mostrado cautela; Chevron es la única que ha mantenido operaciones en Venezuela desde 2007, mientras que ExxonMobil y ConocoPhillips han evaluado oportunidades pero sin cerrar acuerdos.
En el marco de esta gira, Henao anunció la firma de convenios con dos compañías energéticas estadounidenses: Hunt Oil y SLB, la mayor empresa mundial de servicios petroleros.
La producción petrolera venezolana alcanzó en julio un promedio de 1,2 millones de barriles diarios (bpd), lo que representa un aumento del 1,09% respecto a junio. Este crecimiento se da pese a la emergencia causada por los potentes terremotos del 24 de junio, que dejaron al menos 6.438 víctimas fatales en el norte del país.
El vicesecretario estadounidense de Energía, Kyle Haustveit, afirmó durante un evento en Houston que aproximadamente la mitad de la producción petrolera venezolana se exporta a Estados Unidos, lo que refleja la estrecha relación energética entre ambos países.
Según datos oficiales, la producción de crudo en Venezuela ha crecido un 29,8% desde enero, cuando se registraron 924.000 bpd, antes de la captura de Maduro y la flexibilización de las sanciones estadounidenses al sector energético.
TotalEnergies renovó por tercer año consecutivo su apoyo al programa Becas Gregorio Álvarez con un aporte de 500.000 dólares y adicionalmente anunció la ampliación de su Programa Integral de Seguridad Vial en el corredor Vaca Muerta y otras localidades de Neuquén.
Los acuerdos se formalizaron este lunes en la Casa del Neuquén, en un encuentro encabezado por el gobernador Rolando Figueroa y el director general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina Sergio Mengoni. De la firma de los acuerdos también participaron los ministros de Turismo , Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves y Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, junto con la gerente de Gestión y Estrategia Social de TotalEnergies, Claudia Borbolla.
“Por tercer año consecutivo, TotalEnergies renueva su apoyo a las Becas Gregorio Álvarez. Este compromiso fortalece una política de Estado que garantiza oportunidades y acompaña a nuestros jóvenes para que puedan estudiar y construir su futuro en Neuquén”, aseguró Figueroa y recordó que “la educación transforma y cuando el sector público y el privado trabajan juntos, multiplicamos las oportunidades para todos”.
Las becas Gregorio Álvarez forman parte de un programa único en el país y en Latinoamérica que recientemente la Unesco, destacó por su alcance y consideró que una política estatal clave para ayudar a los estudiantes a continuar y completar sus estudios en todos los niveles.
“Queremos seguir acompañando el desarrollo de la provincia, contribuyendo activamente a su crecimiento económico, social y cultural. La educación y la seguridad vial son dos pilares de nuestra estrategia de gestión social y del impacto positivo que buscamos generar en Neuquén”, indicó Mengoni.
El apoyo a las Becas Gregorio Álvarez forma parte de la estrategia de inversión social de la empresa que participa desde la creación del programa en 2024.
TotalEnergies también fue una de las primeras empresas en sumarse al Instituto Vaca Muerta, que articula a empresas, gobiernos e instituciones educativas para promover la formación vinculada al sector energético.
Asimismo, impulsa programas de becas de nivel medio y superior con la Fundación Cimientos y desarrolla Energía Joven junto a FORO 21, una iniciativa que acerca a estudiantes secundarios a las fuentes de energía y a la matriz energética argentina.
La producción de petróleo alcanzó en julio los 916,2 mil barriles diarios, un 17,2% más que el mismo mes de 2025, y logró así otra marca récord a nivel nacional.
Este crecimiento se debe principalmente a la producción en la formación Vaca Muerta, donde se alcanzaron los 643,1 mil barriles diarios, lo que representa un incremento interanual del 26,4%.
Argentina vuelve a superar su récord mensual de producción de petróleo.
En julio, el país alcanzó 916,2 mil barriles por día, un 17,2% más que en el mismo mes de 2025.
En gas natural, la producción nacional fue de 158,8 millones de metros cúbicos diarios, manteniéndose estable con respecto a los últimos meses, mientras que en Vaca Muerta logró un ritmo de producción de 96,5 millones de metros cúbicos diarios, un 5,9% más que el mismo mes del año anterior.
Los datos muestran la continuidad del crecimiento de la producción hidrocarburífera y reafirman la tendencia positiva de la industria energética, acompañada por un mayor protagonismo del sector privado.
Vicente Serra y Marcelo Nachon, vicepresidente y primer vocal del Enrege.
Cuatro nuevos candidatos se sumaron este lunes a la pelea para presidir el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege), justo antes de la finalización del plazo para presentar postulaciones. La sorpresa es que dos de ellos ya integran el directorio: Vicente Serra, vicepresidente a cargo del ente desde la renuncia de Néstor Marcelo Lamboglia, y Marcelo Alejandro Nachon, primer vocal y ex interventor del Enargas. Ambos vienen protagonizando una dura disputa interna dentro del organismo.
Las otras dos especialistas que también competirán son Marcela Paula Valdez, incorporada como planta permanente del Enargas por Nachon días antes de la fusión con ENRE, y Mariela Beljansky, ex subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético hasta diciembre de 2024.
De este modo, los candidatos a la presidencia son 22. El comité evaluador deberá seleccionar ahora una terna y elevarla a la secretaria de Energía, María Tettamanti. Luego, entre Energía, Economía y presidencia elegirán al nuevo presidente, que debería entrar en funciones antes de fin de año.
Una interna que trasciende al ente regulador
La disputa por la presidencia del Enrege evidencia una interna por espacios de poder entre el ministro de Economía, Luis “Toto” Caputo, y su sobrino segundo y asesor presidencial estrella, Santiago Caputo. El Enrege es un lugar estratégico porque las empresas distribuidoras y transportistas de electricidad y gas natural dependen de lo que allí se decida.
Los principales candidatos son piezas de un juego de ajedrez que va más allá del ente y en el que se entremezclan con expresiones de terceras fuerzas que se ilusionan con colocar a un candidato de consenso y otros paracaidistas que solo se representan a sí mismos.
Como informó EconoJournal, el candidato del Ministerio de Economía es Federico Veller, actual secretario de hidrocarburos, mientras que por el lado de Santiago Caputo asoman el vicepresidente de Enarsa, Marcelo Corda, y el director de Transporte y Distribución Eléctrica, Favio Emir Ramírez.
En el listado de postulantes sobresalen además el ex interventor del Enargas, Carlos Casares; el ex presidente de Enarsa, Juan Carlos Doncel Jones; el ex presidente de Cammesa, Mario Cairella; y el ex interventor del ENRE, Darío Arrué. Los cuatro ocuparon esos cargos durante el actual gobierno y mantienen una cercanía relativa con el oficialismo, pero las fuentes consultadas por EconoJournal los ubicaron un escalón más abajo en la pelea por el puesto.
Serra y Nachon no son librepensadores. Están ahí no solo por su capacidad técnica sino también por su destreza política. Por lo tanto, si decidieron presentarse sobre el cierre del plazo es porque alguien les solicitó que lo hagan.
Todas las miradas sobre el comité evaluador
La fuerte interna entre distintas facciones del gobierno y la filtración de cuáles son los favoritos de cada espacio deja en un lugar incómodo al comité evaluador integrado por Osvaldo Rolando, ex directivo de Edesur, ex subsecretario de Energía Eléctrica e interventor del ENRE hasta julio de este año; Marita Crespo, abogada con larga trayectoria en la Secretaría de Energía que actualmente asesora a la Agencia de Transformación; y Santiago Urbiztondo, economista de FIEL. Ellos deben elegir una terna y de ahí saldrá el próximo presidente.
El comité evaluador fue elegido por el Ministerio de Economía. Por lo tanto, podría especularse con que los candidatos del ministro Luis “Toto” Caputo y su hombre fuerte en el área energética Daniel González, corren con ventaja, pero una fuente oficial se preguntó anoche ante EconoJournal: “¿Qué pasa si Santiago Caputo lo llama a Daniel González para pedirle que elija a X candidato? ¿Se va a negar?”. En los próximos días se conocerá la respuesta.
El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) inició la fase marítima de su corredor exportador con la movilización de materiales y equipos hacia Río Negro. La infraestructura clave será un ducto submarino de aproximadamente 7 kilómetros, que unirá la Terminal Punta Colorada con dos monoboyas de carga ubicadas mar adentro.
Desde el Puerto de San Antonio Este se desplegaron los primeros componentes: 721 caños de acero de 38 pulgadas, revestidos con tricapa y hormigón para garantizar estabilidad en el lecho marino. El traslado incluyó también un sistema de plataforma modular autoelevable y el buque factoría Seminole, encargado de soldar y tender la tubería bajo el mar.
La nueva conexión funcionará como enlace final entre el sistema terrestre de VMOS y las instalaciones de carga marítima. El petróleo producido en Neuquén se transportará por el oleoducto terrestre hasta Punta Colorada, donde se almacenará antes de ser enviado por el ducto submarino hacia las monoboyas, desde las cuales se cargará en buques con destino internacional.
Los caños fueron fabricados por empresas nacionales en la provincia de Buenos Aires y trasladados desde Dock Sud hasta San Antonio Este. El revestimiento de hormigón cumple una función central: aporta peso y protección, permitiendo que la tubería permanezca estable una vez instalada en el fondo del mar.
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Entre los equipos incorporados se destaca la plataforma Combifloat, diseñada para soportar hasta 400 toneladas y brindar estabilidad en condiciones marítimas exigentes. Con esta incorporación, el proyecto pasa de una fase predominantemente terrestre a un desafío constructivo concentrado en el mar.
La obra se integra con los 437 kilómetros de oleoducto terrestre entre Allen y Punta Colorada, ejecutados por Techint y SACDE. Con esa conexión ya avanzada, el frente marítimo se convierte en pieza determinante para completar la capacidad exportadora de VMOS.
Asímismo, la compañía busca ampliar las alternativas de transporte y reducir las restricciones que acompañaron el crecimiento de la producción neuquina. Cada avance acerca a la consolidación de Punta Colorada como nuevo punto de salida del petróleo argentino hacia los mercados internacionales.
La industria petroquímica argentina se prepara para aprovechar el crecimiento de Vaca Muerta y consolidar un modelo con menos dependencia externa y más valor agregado local. Según un informe del Centro Regional de Estudios Económicos de Bahía Blanca (CREEBBA), entre 2021 y 2024 las importaciones del sector se redujeron un 30%, mientras que las exportaciones aumentaron un 38%, alcanzando los USD 910 millones en 2024.
De acuerdo con el estudio, el desafío es pasar de exportar recursos energéticos a capturar una porción mayor del valor agregado dentro del país. Para ello, se proyectan inversiones por alrededor de USD 3.000 millones, destinadas a nuevas plantas de procesamiento, poliductos y unidades de fraccionamiento vinculadas al desarrollo de Vaca Muerta.
La capacidad instalada del sector alcanzó en 2024 los 7,7 millones de toneladas, con una producción efectiva de 5,9 millones. De ese total, el 41,9% corresponde a productos básicos, el 10,8% a intermedios y el 47,3% a finales, lo que refleja una estructura diversificada pero aún con margen para crecer en segmentos de mayor complejidad.
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Entre los polos petroquímicos más relevantes figuran Bahía Blanca, Ensenada, Campana-San Nicolás, Gran Buenos Aires, Puerto General San Martín-San Lorenzo, Río Tercero, Luján de Cuyo y Plaza Huincul. Estos complejos abastecen insumos críticos para sectores como la construcción, agricultura, salud, farmacéutica, textil, packaging, cables y manufacturas.
Cuando la producción local no alcanza, el país recurre a importaciones: en 2024 se compraron 2,3 millones de toneladas de productos petroquímicos. Sin embargo, el crecimiento de Vaca Muerta y las nuevas inversiones buscan revertir esa dependencia y consolidar un esquema de abastecimiento interno más robusto.
El informe subraya que la expansión del sector petroquímico no solo impactará en la balanza comercial, sino también en la generación de empleo y en la capacidad de Argentina para integrarse en cadenas globales de valor con productos de mayor sofisticación tecnológica.
Así, la petroquímica argentina se posiciona como un actor clave para transformar el boom energético de Vaca Muerta en un motor de industrialización, con menos importaciones, más exportaciones y un horizonte de inversiones que promete cambiar la matriz productiva del país.
El Gobierno de Tierra del Fuego activó un mecanismo de transición para garantizar la producción de hidrocarburos en las áreas Angostura, Las Violetas y Río Cullen, luego de que la Unión Transitoria de Empresas (UTE) decidiera no avanzar con una nueva prórroga de la concesión.
Según la ministra de Energía Gabriela Castillo, la Provincia recibió formalmente las áreas el 18 de agosto y definió que la empresa Roch continúe operando de manera temporal por cuenta y orden del Estado fueguino, hasta que se adjudique la explotación a un nuevo concesionario mediante licitación pública.
El esquema busca evitar una interrupción de la actividad, preservar los empleos y sumar al patrimonio provincial bienes valuados en más de USD 4 millones, entre infraestructura productiva, plantas de procesamiento, baterías, vehículos y repuestos.
De esta manera, Roch sostendrá las tareas técnicas y productivas necesarias, garantizando ingresos para el Estado y la estabilidad laboral de unas 50 familias vinculadas directamente a los yacimientos. Los trabajadores serán convocados a seguir prestando tareas durante la etapa transitoria, preservando así el conocimiento operativo acumulado.
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Castillo subrayó que se trata de un hecho inédito: es la primera vez que una concesión llega efectivamente a su vencimiento sin ser prorrogada. En paralelo, la UTE saliente deberá afrontar las obligaciones laborales derivadas del cierre contractual, además de responder por pasivos ambientales y el abandono de pozos.
El proceso combina tres objetivos: mantener activa la explotación petrolera, preservar los puestos de trabajo y fortalecer el patrimonio provincial, mientras se desarrolla la licitación que definirá al próximo operador.
Así, Tierra del Fuego asegura la continuidad productiva y evita que las áreas queden sin operación, al tiempo que incorpora activos estratégicos para sostener la actividad y reforzar su capacidad de gestión energética.
La Compañía General de Combustibles (CGC), controlada por Corporación América, anunció su estrategia para exportar gas argentino hacia Chile y Brasil vía Bolivia, apoyándose en la reconversión de infraestructura existente. El plan fue presentado por su presidente y CEO, Hugo Eurnekián, durante la Conferencia Anual del Council of the Americas.
Según el ejecutivo, la industria atraviesa un cambio de condiciones que abrió nuevas oportunidades de inversión: precios más alineados con el mercado, salida de YPF de yacimientos maduros y mayor participación de operadores privados. Esa dinámica, explicó, está permitiendo bajar costos, extender la vida útil de los campos y diversificar proyectos.
El diagnóstico de fondo apunta al gas. Eurnekián advirtió que el próximo cuello de botella de la industria estará en ese fluido, dado que el desarrollo petrolero de Vaca Muerta genera volúmenes crecientes de gas asociado. Para sostener la producción de crudo, será necesario ampliar en paralelo la demanda gasífera y abrir mercados externos.
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Por ese motivo, CGC impulsa dos corredores de exportación. El primero se orienta al Pacífico, con la reconversión de la terminal de regasificación de Chile en una planta de licuefacción, aprovechando la infraestructura existente entre ambos países. Según Eurnekián, esta salida acercaría el gas argentino a los grandes compradores asiáticos de GNL con ventajas logísticas frente al Atlántico.
El segundo corredor apunta al norte, con un megaproyecto de infraestructura para abastecer a Bolivia y, en una segunda etapa, llegar a Brasil. La estrategia se basa en reutilizar los gasoductos construidos durante las décadas en que Bolivia exportaba gas a sus vecinos, lo que permitiría avanzar con mayor velocidad y eficiencia mediante inversiones brownfield.
A la par, la compañía apuesta fuerte a la exploración de Palermo Aike, en Santa Cruz, considerada candidata a convertirse en el segundo gran polo de shale del país. CGC ya realizó fracturas en pozos verticales con resultados positivos y participa junto a YPF en el primer pozo horizontal de la formación.
La diversificación deja a CGC posicionada en buena parte de los negocios que definirán la próxima etapa de la industria: campos maduros, Vaca Muerta, exploración de nuevas formaciones y salidas de exportación. Para Eurnekián, el desarrollo del mercado de gas será condición indispensable para que Vaca Muerta pueda seguir aumentando su producción de petróleo.
El Observatorio del RIGI presentó su segundo boletín informativo titulado “El RIGI avanza, ¿y la Argentina?”, en el que analiza los impactos del régimen de incentivos a dos años de su entrada en vigencia. La conclusión central es que el programa consolidó un perfil extractivo, concentrando beneficios en minería y explotación de hidrocarburos, sin dinamizar nuevos sectores productivos.
De acuerdo con el documento, de los 40 proyectos presentados, 21 ya fueron aprobados: 12 vinculados a minería, 5 a petróleo y gas y 4 a energía, infraestructura y siderurgia. La mayoría se concentra en cinco provincias: San Juan, Catamarca, Mendoza, Neuquén y Río Negro.
La investigadora del CONICETLuciana Ghiotto señaló que el RIGI es un elemento clave de la política de la gestión de Javier Milei, orientado a atraer inversiones en sectores extractivos. “Estamos hablando de pasar del foco industrial bonaerense hacia el extractivismo de la Cordillera de los Andes: minería en el norte y Vaca Muerta en el sur”, explicó.
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En paralelo, el informe destaca al cobre como mineral estratégico para la transición energética. Argentina posee el 1,8% de las reservas mundiales, lo que, aunque parezca marginal, representa un potencial significativo dado que el país no había explotado este recurso a gran escala previamente.
Entre las críticas, el Observatorio advierte que las empresas beneficiadas por el régimen no están obligadas a contratar mano de obra local ni a utilizar insumos nacionales, lo que genera el riesgo de conformar economías de enclave desconectadas de la economía provincial y nacional.
Otro punto controvertido es la posibilidad de que las compañías recurran al arbitraje internacional —como el CIADI o cortes de Nueva York y Londres— ante cualquier conflicto con regulaciones ambientales, tributarias o contractuales. Para los especialistas, esto implica un “chantaje” que limita la capacidad regulatoria del Estado argentino.
El balance del Observatorio concluye que el RIGI ha sido altamente beneficioso para las empresas, pero deja pocos retornos para la economía nacional, reforzando un modelo extractivo con escasa integración productiva y riesgos de dependencia externa.
La minería argentina se encamina hacia una década decisiva. Un informe de la CAEM proyecta que la puesta en marcha de los principales proyectos de cobre y litio podría transformar el mapa productivo del país y posicionarlo en el top 10 mundial de productores de cobre.
De acuerdo con el estudio, basado en estándares internacionales NI 43-101 y JORC, Argentina podría superar el millón de toneladas anuales de cobre fino hacia 2040, con un techo de 1,25 millones de toneladas.
Entre los proyectos más relevantes se destaca el distrito Vicuña, con un desarrollo por etapas hasta 2037, mientras que PSJ Cobre Mendocino requeriría apenas dos años de construcción antes de iniciar producción.
En paralelo, el panorama del litio muestra una industria consolidada, con siete proyectos en producción y una capacidad instalada de 200.770 toneladas de LCE. La CAEM estima que 12 proyectos avanzados podrían sumar 342.000 toneladas adicionales en la próxima década.
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Las diferencias entre ambos minerales también se reflejan en las inversiones y el empleo. Un proyecto de cobre requiere un capital inicial seis veces superior al de uno de litio y puede demandar hasta 9.000 trabajadores en construcción, frente a los 500–700 de una planta de litio.
Dentro de la etapa operativa, los emprendimientos de litio emplean entre 300 y 400 trabajadores directos, mientras que los cupríferos rondan los 1.000 puestos.
El impacto económico se extiende más allá de la producción. Una planta típica de litio demanda millones de metros cúbicos de movimiento de suelo, miles de toneladas de acero estructural y cientos de kilómetros de tuberías, además de campamentos y servicios de ingeniería.
Para la CAEM, estas cifras dimensionan el efecto multiplicador sobre constructoras, fabricantes de insumos industriales, firmas de ingeniería y proveedores locales. Si los proyectos se concretan en los plazos previstos, la minería argentina ingresará en una nueva etapa de expansión con el cobre y el litio como protagonistas.
Durante julio de 2026, la provincia alcanzó la mayor producción de petróleo de su historia, con 658.639 barriles diarios, lo que implicó un aumento del 1,64% respecto de junio y un salto interanual del 24,37%.
A nivel de composición, el shale oil de Vaca Muerta aportó 641.207 barriles diarios, equivalente al 97,36% del total provincial, consolidando el cambio estructural de la matriz energética neuquina.
En cuanto al acumulado anual, entre enero y julio la producción de crudo creció un 31,28% frente al mismo período de 2025, impulsada por la incorporación de nuevos pozos y mejoras en la infraestructura de transporte.
Por su parte, el incremento mensual estuvo explicado por áreas clave: Cruz de Lorena (+5.705 barriles/día), Bajo del Choique-La Invernada (+5.452), Bajada del Palo Este (+3.176), Lindero Atravesado (+2.910) y Coirón Amargo Sureste (+2.408).
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En contraste, la producción de gas mostró una leve retracción mensual. Las operadoras extrajeron 118,07 millones de m³/día, un 0,43% menos que en junio, aunque con una mejora del 3,12% interanual y un acumulado de +6,3% en los primeros siete meses del año.
Dentro del segmento no convencional, el gas alcanzó 107,92 millones de m³/día (91,41% del total), con un aporte de 96,51 millones de shale gas y 11,41 millones de tight gas, consolidando a Vaca Muerta como soporte de la oferta energética nacional.
La combinación de récords en petróleo y expansión sostenida en gas refuerza el rol de Neuquén como epicentro hidrocarburífero argentino. El desafío inmediato será sostener este crecimiento con inversiones en midstream y servicios, evitando cuellos de botella logísticos que limiten la capacidad exportadora.
Las compañías Ganfeng Lithium y Lithium Argentina firmaron los acuerdos definitivos para reunir tres proyectos en la provincia de Salta: Pozuelos-Pastos Grandes, Pastos Grandes y Sal de la Puna. La nueva sociedad tendrá una participación del 67% para Ganfeng y del 33% para Lithium Argentina, consolidando un bloque de gran escala en el mapa minero nacional.
Con esta operación, se proyecta una capacidad de 150.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente (LCE), a desarrollarse en tres fases. De completarse el plan, el nuevo polo se ubicaría entre los principales emprendimientos de litio de Argentina, reforzando la posición del país en la transición energética global.
La integración modifica la estructura con la que venían avanzando los activos, que hasta ahora se desarrollaban de manera independiente. Bajo una misma sociedad, se organizarán las futuras etapas de inversión y crecimiento con una estrategia común, optimizando infraestructura y recursos.
Por su parte, el acuerdo incluye un componente financiero adicional: Ganfeng comprometió USD 180 millones en Lithium Argentina mediante una nota convertible con vencimiento a seis años. Los fondos permitirán cancelar deuda previa y fortalecer el capital de la compañía, profundizando la relación entre ambas empresas.
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A nivel operativo, la meta de 150.000 toneladas anuales corresponde a la capacidad prevista una vez completadas las tres fases, por lo que no representa producción inmediata. Su concreción dependerá del avance de cada etapa y de las decisiones de inversión que se adopten en el corto y mediano plazo.
Dentro del contexto regional, la alianza combina activos, control societario y nuevo capital en un momento en que Argentina busca transformar su extensa cartera de proyectos de litio en operaciones efectivas. Con esta integración, Salta se posiciona como un eje clave dentro del desarrollo minero del NOA.
El nuevo bloque empresarial se suma a otros proyectos en marcha en la región y refuerza la presencia de Ganfeng en el país, donde ya participa en Cauchari-Olaroz en Jujuy. Con esta expansión, la compañía china y Lithium Argentina apuntan a consolidar un volumen de producción que supere las 200.000 toneladas anuales de LCE en Argentina.
Durante 2025, la formación neuquina registró 23.894 etapas de fractura, frente a unas 545.000 en US Land, lo que la ubica en apenas 4,4% de la escala estadounidense, según datos de NCS Multistage.
A nivel de recursos, el Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG) estimó 30.170 millones de barriles técnicamente recuperables, cifra comparable con los grandes desarrollos del Permian. El USGS calculó 20.000 millones para Wolfcamp en Midland y 46.300 millones para Wolfcamp-Bone Spring en Delaware, confirmando que la diferencia no está en la geología, sino en la capacidad industrial.
En cuanto a equipos de perforación, la brecha es evidente: Permian opera con 267 rigs activos, mientras que Vaca Muerta cuenta con 42, con una proyección de llegar a 56 en 2027. Esto implica que, por cada equipo en la Cuenca Neuquina, hay casi cinco en Permian.
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Por su parte, el financiamiento aparece como el principal cuello de botella. “El financiamiento no puede terminar en las operadoras. Tiene que alcanzar al segundo y tercer anillo: perforación y servicios, equipamiento, logística y capital de trabajo”, señaló Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage.
En el Foro de Inversiones Vaca Muerta 2026, el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, detalló que la inversión petrolera rondará los US$ 15.000 millones este año, de los cuales su compañía aportará cerca de US$ 2.000 millones. El objetivo es sostener ese nivel para alcanzar un plató de producción de entre 1,5 y 2 millones de barriles diarios.
Actualmente, Vaca Muerta produce 150 millones de metros cúbicos diarios de gas y comienza a exportar a través de GNL. Markous proyectó que las exportaciones de petróleo podrían alcanzar los US$ 20.000 millones, y sumando el gas, acercarse a los US$ 30.000 millones hacia el final de la década.
La comparación con Permian deja en claro que el desafío argentino no es la calidad del recurso, sino la escala industrial y el financiamiento de toda la cadena de servicios. La capacidad de cerrar esa brecha definirá el rol de Vaca Muerta en el mercado energético global.
De izquierda a derecha: Juan Carlos Hallak, José García Hamilton, Alfredo Sánchez Moreno y Fabio Quetglas.
José García Hamilton fue secretario de Legal y Administrativo del Ministerio de Economía hasta mayo y uno de los que tuvo a su cargo la implementación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El jueves pasado expuso en una jornada organizada en la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad de Buenos Aires y reveló detalles sobre la puesta en marcha del régimen en un panel que compartió con Fabio Quetglas, ex diputado nacional por Buenos Aires, y Alfredo Sánchez Moreno, gerente de Finanzas del proyecto minero Los Azules.
Apuestas con el RIGIman
“En la ley trabajó más un equipo de Presidencia, con María Ibarzabal, que después terminó siendo secretaria Legal, y Cochi Rolandi, pero cuando llega el momento del decreto reglamentario, se dan vuelta y dicen: ‘Mándenselo a Hamilton, qué se ocupe Hamilton’, recordó el ahora ex funcionario al comienzo de la charla organizada por el Instituto Interdisciplinario de Economía Política que conduce Andrés López.
“Entonces armamos un equipo RIGI para empezar con los decretos reglamentarios. La verdad es que ahí Daniel González (secretario Coordinador de Energía y Minería) tomó un rol preponderante”, agregó.
García Hamilton recordó que al principio hacían apuestas sobre cuántos proyectos iban a recibir en los ocho sectores en los que las empresas estaban habilitadas para aplicar. “Había apuestas con Daniel González, a quien denominábamos el RIGIman, apuestas sobre cuántos proyectos se iban a presentar. ‘Che, ¿cuántos tendremos?’, ‘Para mí de minería vienen seis, porque yo tengo un amigo que me contó’, ‘¿Y de forestoindustria? No, de forestoindustria olvídate, cero. ‘¿Y de esto otro?’ Y al final empezaron a aparecer los proyectos’”, sostuvo el ex funcionario que integró el Comité Evaluador de Proyectos.
–El equipo técnico que analiza los proyectos, ¿bajo quién está? –Juan Carlos Hallak, director de la maestría en Economía de la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA, que ofició de moderador.
–Bajo Daniel González. Es un equipo específico de Daniel González, al cual yo en su momento le adosé un equipo jurídico para mirar el expediente desde el principio hasta el final. Primero nos sentábamos con las empresas porque nadie entendía como era. Les explicábamos como se tenía que hacer. Lo quisimos hacer muy profesional, muy transparente. Una de las cuestiones era hacerlo muy transparente para que todo el mundo lo vea. De hecho, hoy hay un monitor sobre los RIGI. Entrás a la página del Ministerio de Economía y te va a aparecer hasta el RIGI que se aprobó ayer. Esa era una de las propuestas, que cualquier persona pueda saberlo. Fue una gran discusión. ‘No, pero no queremos hacerlo, porque en realidad la competencia de la siderurgia que está en San Nicolás, no queremos que lo sepa’. ‘No, muchachos, que se sepa todo, al que le gusta bien y al que no también’. –recordó García Hamilton, dejando en claro que algunas empresas también participaron del debate sobre el nivel de transparencia que debía tener el sistema.
“Soy un fanático del RIGI”
García Hamilton en todo momento se mostró orgulloso de lo conseguido con el RIGI en estos dos últimos años. “Te cuento una historia –le dijo a Hallak-. Me invita la gente de Salta a un primer evento RIGI en Salta. Voy a Toto (Caputo) y le digo: ‘Che, Toto, mirá, me invitaron a esto, ¿qué hago? ¿Voy?’. ‘¿A qué?’, me pregunta. ‘A hablar de RIGI’, le digo. ‘Del RIGI todo’, me respondió. Llegamos entonces al evento de RIGI. Debe haber sido en 2024. Me agarró un grupo bastante antipático con el RIGI y nos empezó a maldecir diciendo que era solo para los millonarios, solo para las empresas de la Cordillera, solo para la minería. Por suerte, al año siguiente se hizo de nuevo el evento y me pude vanagloriar diciendo: ‘Muchachos, San Nicolás tiene un proyecto de siderurgia; La Pampa tiene un proyecto eólico; Olavarría ya tiene un proyecto solar en marcha’, les respondí”, recordó.
Luego García Hamilton dijo que en la actualidad hay diez provincias con proyectos RIGI aprobados y reivindicó el régimen como una herramienta federal. “Soy un fanático del RIGI. Yo con mis 51 años, la única vez que veo que se empiezan a generar incentivos fiscales en distintas provincias y no somos Buenos Aires dependientes o capitalinos dependientes, es con este instrumento”, declaró.
El proyecto al que le dijeron que no
García Hamilton recordó también la ocasión en la que rechazaron el ingreso de un proyecto al RIGI de la empresa china Litio Minera Argentina S.A., filial de la china Ganfeng Lithium., aunque evitó nombrar a la compañía.
“Se lo rechazó porque era un proyecto minero que, en su primera hoja, y esto lo digo en serio porque yo la tuve en mis manos, hablaba que el grado de cumplimiento estaba al 83%. Entonces, cuando tuvimos la reunión, yo fui el primero en levantar la mano y dije: ‘Muchachos, la ley lo dice clarísimo, esto es para el incentivo de inversiones que de otra manera no se hubiesen hecho. Si esto está al 83%, no me pueden venir a decir que sin esta ley no lo hubiesen hecho. No va, lo lamentamos en el alma, pero no va’”, relató.
Luego contó que mantuvo una discusión con Daniel González sobre si se le podía aprobar el RIGI a un proyecto que todavía no había conseguido financiamiento. “Daniel González estaba en la posición de decir ‘Che, yo voy a aprobarlo si tiene el financiamiento’. ‘¿Por qué, Daniel? Si la ley no nos obliga a eso’, le dije. ‘Porque yo lo que no quiero es que les aprobemos un RIGI y salgan a buscar financiamiento”, me respondió. ‘¿Cuál es tu problema? Los abogados cobran un montón, los contadores cobran un montón, los economistas cobran un montón. Si lo presenta y con eso obtiene financiamiento dejémoslo. Yo, como argentino, quiero que las inversiones vengan porque está demostrado que las empresas que exportan pagan mejores salarios, tienen mejores capacitaciones y tienen un desarrollo social en su zona de influencia que es bestial”, sostuvo.
Cómo se controla el cumplimiento
García Hamilton recordó también que otros regímenes de inversión se les otorgaban a los que estaban radicados en una determinada provincia y eso daba lugar a múltiples abusos. “Yo tengo 12 años de supermercadismo y me cansé de ver a empresas de Buenos Aires que se apropiaban de regímenes de incentivos fiscales en las provincias. Nosotros lo pensamos al revés. Vos sos una empresa que hace minería o hace alguno de los 8 productos, y el régimen se da a un determinado CUIT. Entonces, no es para los que se sientan en este lugar y lo quieren hacer, sino es para esta persona que dijo ser una especialista y que va a hacer esa cosa. Por ejemplo, para el Puerto de Timbúes, Santa Fe, que hay un CUIT, que es el que tiene la explotación de ese puerto de Timbúes. El beneficiario tiene un CUIT. Tiene un vehículo. Nosotros lo llamamos un SPV (Special Purpose Vehicle), según las siglas en inglés.
Luego recordó que en el Comité Evaluador tuvieron una discusión por un proyecto que prometía una inversión de 206 millones de dólares, cuando el mínimo requerido era de 200 millones de dólares. “’¿Y si le pifia por el 10%?’, decíamos. Sí, porque es más o menos el error de los economistas y contadores. Si le pifia por 7 millones de dólares vamos todos en cana. ¿Por qué? Porque la ley es muy clara: 200 millones de dólares de piso en determinados sectores”, sostuvo. Entre los 21 proyectos RIGI ya aprobados no hay ninguno por 206 millones de dólares, pero si hay uno presentado el año pasado por ese monto por Tenaris para construir el Parque Eólico La Rinconada, en Olavarría.
Elogios y un pedido de blindaje
Fabio Quetglas, ex diputado nacional por Buenos Aires, y Alfredo Sánchez Moreno, gerente de Finanzas del proyecto minero Los Azules, también elogiaron fuertemente al RIGI durante el panel.
“El RIGI vino a brindar soluciones determinantes para este tipo de proyectos de gran escala, con capital intensivo, de alto riesgo, porque lamentablemente la ley de inversión minera había quedado un poco desfasada básicamente por nuestra cultura de no cumplir lo que estaba escrito. El diseño del RIGI nos permitió dar avance a este tipo de proyectos. Nosotros pasamos de tocar las puertas a las agencias de crédito internacionales a tener ahora a las agencias de crédito tocándonos el timbre”, sostuvo Sánchez Moreno, quien remarcó que estos grandes proyectos van a tener un impacto muy fuerte en las distintas provincias y puso como ejemplo la mina Veladero en San Juan. “Representa el 30% de la economía de la provincia, mueve más del 10% del producto bruto de San Juan. Veladero genera que San Juan exporte más que Mendoza desde hace 10 años. Entonces, no es lo mismo que exista o que no exista un proyecto así”, subrayó Sánchez Moreno.
“Yo creía que Argentina necesitaba un régimen de inversiones. Después, podemos entrar en la letra chica para ver si estaba bien o mal diseñado. ¿Pero por qué Argentina necesitaba un régimen de inversión? Porque Argentina, como estaba, no iba a recibir grandes inversiones por su situación jurídico-política. Desde el punto de vista más filosófico, en el capitalismo siempre se discute en términos de si igualás la cancha o, en cualquier caso, si beneficias a los más débiles. La idea de beneficiar a los más fuertes sería una novedad argentina en este caso. Pero sí creía, con todo, que Argentina necesitaba un régimen de grandes inversiones”, remarcó Quetglas.
Luego el ex diputado realizó una advertencia con pedido de blindaje incluido: “El RIGI tiene cosas donde yo siento que hay un abuso del clima de época. Y lo dice una persona que está en posición de defender un régimen de grandes inversiones. Lo que pasa es que un régimen de grandes inversiones que prospere y que realmente transforme la Argentina requiere sostenibilidad. No requiere que cuando cambie el humor, a los 70 diputados bonaerenses se les ocurra que vale la pena poner el impuesto a no sé qué cosa extraordinaria, y en eso hay una creatividad que no se puede imaginar”, remarcó.
“¿Cuál es la sensación de abuso del clima de época?”, se preguntó asimismo y enseguida respondió: “Está el tema fiscal. En la Argentina crecen las actividades que tributan poco y decrecen las que tributan y eso en términos de sostenibilidad del sector público es un problema. Argentina tiene, por la complejidad de su sociedad, por su historia, un volumen de Estado que se achicó bastante en estos dos años y medio, pero que empieza a mostrar resistencia a la baja. Ahí, yo creo que estamos a tiempo, si esto se va a renovar, de ver de qué manera le damos sostenibilidad a un régimen de grandes inversiones que es necesario para el país, que tiene esta característica de federalización en las inversiones, que es muy importante, y que precisamos que no sea banalmente cuestionado en otro cambio de época, Que gane esa densidad de legitimidad que precisa. Eso le aumenta el horizonte y le mejora su relación con la sociedad, hay que blindarlo de alguna manera”, concluyó. Los otros expositores lo escucharon en silencio y prefirieron no emitir opinión sobre la sugerencia.
El sábado pasado, la aparición de Nico, un perro cubierto de petróleo, movilizó a vecinos, rescatistas, bomberos, policías y organizaciones proteccionistas en Comodoro Rivadavia, Chubut. Tras ser encontrado en estado crítico, el animal fue trasladado a una veterinaria donde especialistas dedicaron varias horas a eliminar el hidrocarburo adherido a su cuerpo y comenzaron un tratamiento para su recuperación.
El último informe señala que Nico continúa en proceso de desintoxicación y ya ha comenzado a alimentarse. Sin embargo, lo que inicialmente parecía solo un rescate animal terminó por revelar una problemática ambiental de mayor envergadura.
Tras el incidente, la Subsecretaría de Ambiente del Municipio realizó una inspección en el lugar donde fue hallado Nico. Durante el relevamiento, detectaron varias piletas con hidrocarburos, algunas construidas con restos de tanques desmantelados. De acuerdo con las primeras observaciones, al menos dos de estas piletas presentan filtraciones que han contaminado el suelo circundante.
La secretaria de Gobierno municipal, Jordana Mrla, advirtió que “hay una situación de contaminación del suelo que tiene que ser atendida de forma inmediata”. Explicó que aún están realizando un análisis inicial del área y que, por las características detectadas, podría tratarse de un “pasivo ambiental”.
Un aspecto preocupante es cómo Nico logró acceder a este sector. Según Mrla, aunque el área estaba cerrada, el alambrado había sido vandalizado y estaba cortado. Además, existía un camino secundario que facilitaba el ingreso hacia la costa. La hipótesis principal es que el perro entró por esa vía y terminó en las piletas contaminadas.
La funcionaria también señaló que “este perro ha logrado salvarse, pero nos hemos encontrado con otras situaciones en las piletas”, lo que encendió las alarmas sobre el riesgo para otros animales que puedan ingresar al predio.
El Municipio está ahora enfocado en determinar quién construyó las piletas, cómo llegó el hidrocarburo al lugar y quién es responsable de las instalaciones. Mrla informó que la superficie pertenece a Petroquímica y que está ubicada dentro del yacimiento de CRI Holding, aunque ha sido escenario de diversas operaciones petroleras a lo largo de los años.
Durante la inspección también se encontró una instalación desmantelada que podría haber funcionado como una antigua deshidratadora. Por ello, el Municipio solicitó al Ministerio de Hidrocarburos de Chubut información sobre quién tiene actualmente la responsabilidad operativa del área y quién estuvo a cargo de esa instalación.
La identificación del responsable será clave para definir los pasos a seguir, incluyendo posibles sanciones económicas y la asignación de tareas para remediar la contaminación del suelo por las filtraciones detectadas.
Mientras tanto, las autoridades municipales aguardan la información solicitada para avanzar con la investigación. En tanto, Nico sigue recuperándose tras su rescate, que permitió visibilizar una contaminación que requiere atención urgente en Comodoro Rivadavia.
Continental Resources, la petrolera estadounidense propiedad del magnate Harold Hamm, firmó un acuerdo preliminar para adquirir el 50% de Phoenix Global Resources, empresa que opera en Vaca Muerta y está mayoritariamente controlada por Mercuria Energy Group.
Esta alianza conformará una plataforma conjunta entre Continental y Mercuria para impulsar la producción y el desarrollo de los activos de Phoenix en la formación neuquina, con un plan de inversiones que superará los USD 4.000 millones en los próximos cinco años.
Actualmente, Phoenix produce más de 28.000 barriles equivalentes de petróleo por día (kboepd), y con estas inversiones se busca elevar esa cifra a más de 100.000 kboepd, posicionando a la compañía entre los principales operadores privados de la región.
El portafolio de la nueva plataforma conjunta abarcará aproximadamente 163.000 acres (65.000 hectáreas) distribuidos en seis bloques de Vaca Muerta. Incluye los activos de Phoenix en Mata Mora Norte y Sur, Confluencia Norte y Sur, la participación operada de Continental en Los Toldos II Oeste, y bloques adicionales como Bajo del Toro Este, propiedad actual de Integra.
La operación amplía la presencia de Continental en Argentina y refuerza su alianza con Mercuria, con quienes ya colaboran en el desarrollo de una central eléctrica a gas natural de 452 megavatios en Texas.
La combinación de la experiencia de Continental en recursos no convencionales en Estados Unidos, el conocimiento operativo de Phoenix en Vaca Muerta y la trayectoria global de Mercuria en energía, apunta a optimizar la planificación, ejecución y aceleración del crecimiento productivo en la cuenca neuquina.
Además, el portafolio conjunto tiene un valor estratégico dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que contempla beneficios para estos activos.
Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix, destacó: “La incorporación de Continental a Phoenix como socio operativo de la plataforma conjunta, junto con Mercuria, suma décadas de experiencia en el desarrollo y la operación de recursos no convencionales, lo que fortalecerá nuestras capacidades a medida que iniciamos esta nueva etapa de crecimiento.”
“Al combinar la plataforma operativa consolidada y el conocimiento de Phoenix sobre Vaca Muerta con la experiencia técnica y operativa de Continental en el desarrollo de hidrocarburos no convencionales a gran escala, creemos que tenemos una oportunidad excepcional. Esta alianza nos permitirá expandir el desarrollo y construir uno de los operadores independientes líderes de la cuenca”, agregó Bizzotto.
Doug Lawler, presidente y CEO de Continental, resaltó el atractivo de Vaca Muerta y las reformas impulsadas por el presidente Milei: “Las reformas impulsadas por el presidente Milei y su administración generaron nuestro interés en la Argentina y fortalecieron nuestra confianza en su futuro, lo que en definitiva ayudó a allanar el camino para esta importante alianza.”
Lawler también valoró la asociación con Mercuria y la trayectoria de Phoenix: “Mercuria ha sido un socio excepcional, y tenemos un enorme respeto por la sólida plataforma operativa y la trayectoria que Phoenix construyó en Vaca Muerta.”
El ejecutivo añadió: “Vaca Muerta es un recurso de clase mundial, y creemos que la combinación del enorme potencial de la Argentina, las capacidades consolidadas de Phoenix y la experiencia de Continental en el desarrollo de recursos no convencionales puede contribuir a consolidar al país como un líder global en petróleo y gas natural.”
Brian Falik, Global Chief Investment Officer de Mercuria, calificó el acuerdo como una extensión de su relación con Continental hacia una de las principales formaciones de shale del mundo, reafirmando el compromiso de continuar invirtiendo en Argentina.
Las operaciones de Phoenix se centran en Neuquén y Río Negro, donde la empresa logró multiplicar por cinco su producción neta en cinco años, alcanzando cerca de 25.000 barriles diarios con solo el 15% de su acreage desarrollado. Actualmente, es la sexta mayor productora de petróleo crudo en Vaca Muerta.
Continental Resources, con sede en Oklahoma City, es la mayor productora privada de petróleo y gas natural a nivel mundial. Cuenta con activos destacados en Estados Unidos, como la formación Bakken y la cuenca Anadarko, y mantiene posiciones significativas en las cuencas Powder River y Pérmica.
Harold Hamm, fundador y principal accionista de Continental, es reconocido como el “rey del fracking”. Según Forbes, su fortuna ronda los USD 16.000 millones. Además, ha tenido una activa participación política en Estados Unidos, apoyando campañas del Partido Republicano y asesorando en materia energética.
Hamm fue pieza clave en el desarrollo del yacimiento Bakken, que transformó el panorama energético estadounidense. Fundó Continental Resources en 1967 y la compañía comenzó a cotizar en bolsa en 2007, en plena expansión del shale oil.
A través de una publicación en X, Lamelas retomó un mensaje del subsecretario de Estado para Asuntos del Hemisferio Occidental, Juan Pablo Segura, quien llamó a los países de la región a reemplazar proveedores tecnológicos chinos por otros considerados “confiables” por Washington.
Según el diplomático, las empresas chinas están alcanzadas por normas que las obligan a cooperar con los servicios de inteligencia de Beijing. En ese sentido, planteó que la utilización de sus sistemas puede facilitar tareas de espionaje, ataques informáticos o interrupciones de redes consideradas críticas.
La advertencia se produce mientras avanza el debate por la instalación de infraestructura digital vinculada a Huawei en la zona de Vaca Muerta. El desarrollo de un data center para almacenar y procesar información relacionada con la actividad energética volvió a convertir al yacimiento neuquino en un punto de disputa dentro de la creciente competencia tecnológica y económica entre Estados Unidos y China.
La presión de Washington y el rechazo en Argentina
La nueva intervención de Lamelas se suma a las declaraciones que había realizado días atrás, cuando cuestionó la presencia de tecnología china en infraestructura estratégica argentina. En aquella oportunidad, el embajador sostuvo que esa situación “no va a ayudar” a que el país consiga atraer nuevas inversiones internacionales.
Ahora, el funcionario estadounidense volvió a profundizar esa postura y aseguró que la tecnología china representa un problema para la seguridad de las redes y de los datos vinculados a sectores estratégicos. También tomó como referencia las restricciones que existen en Estados Unidos sobre el uso de determinados equipos de Huawei.
Las declaraciones generaron cuestionamientos dentro de la Argentina. Distintos sectores de la oposición repudiaron la intervención del embajador en decisiones vinculadas con la política exterior y económica del país y señalaron que la elección de proveedores y socios comerciales corresponde a las autoridades argentinas.
La embajada de China también respondió y acusó a Washington de recurrir a una “mentalidad de guerra fría” para desacreditar a empresas de su país. Beijing rechazó las acusaciones de espionaje y defendió los estándares de seguridad de Huawei, además de destacar los compromisos asumidos por la compañía para evitar accesos no autorizados a sus sistemas.
El cruce diplomático se da en un escenario marcado por la disputa global entre las dos principales potencias económicas. Para Estados Unidos, el control de las redes, los datos y la infraestructura digital asociada a sectores como energía y telecomunicaciones constituye un asunto de seguridad nacional. China, en cambio, busca ampliar la presencia de sus empresas y tecnología en mercados estratégicos.
En la ciudad de Tucumán se llevó a cabo la II Cumbre de Bioetanol, un evento clave organizado por el Instituto de Promoción del Azúcar y Alcohol de Tucumán (Ipaat) bajo el lema “Impulsando el futuro del bioetanol en Argentina”. Esta reunión congregó a referentes nacionales, regionales e internacionales para analizar y debatir sobre políticas públicas, innovación tecnológica, inversiones y movilidad sostenible vinculadas al bioetanol.
Entre los asistentes destacaron autoridades provinciales y nacionales, así como el gobernador de Jujuy, Carlos Sadir, junto a empresarios del sector sucroalcoholero y técnicos especializados tanto locales como extranjeros. Durante la jornada, se presentaron disertaciones técnicas que abordaron los avances en tecnología y las perspectivas del bioetanol como motor para una matriz energética más limpia y federal.
El encuentro sirvió para reafirmar el papel estratégico del bioetanol dentro de la matriz energética argentina, promoviendo el intercambio de experiencias y buenas prácticas entre las provincias de Tucumán, Salta y Jujuy. Además, se fortaleció la cooperación regional y se impulsaron políticas de Estado que buscan establecer un marco regulatorio con previsibilidad y seguridad jurídica para los productores de biocombustibles.
Uno de los temas centrales fue el tratamiento en el Senado del proyecto de modificación de la Ley de Biocombustibles, que propone incrementar el corte de bioetanol en los combustibles del 12% al 15%. Este cambio apunta a fomentar nuevas inversiones en la industria y a potenciar el desarrollo sostenible del sector.
El hotel Catalinas fue el escenario donde se reunieron los principales actores de la actividad sucroalcoholera de la región, destacando la importancia del bioetanol como insumo fundamental para el corte de combustibles y su contribución a la movilidad sostenible.
El Gobierno de Río Negro publicó en el Boletín Oficial la reglamentación del régimen de incentivos para la producción convencional, que busca movilizar nuevas inversiones, reactivar pozos y sumar producción en los yacimientos maduros de la provincia.
La Resolución 560/26 de la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente reglamenta el Decreto Provincial 136/26 y establece las condiciones técnicas, administrativas y económicas para que las concesionarias puedan adherir al Programa Provincial de Incentivos a la Producción Convencional.
El esquema prevé una reducción de la alícuota de regalías al 6% exclusivamente sobre la producción incremental que se obtenga como resultado de nuevas inversiones. El beneficio no alcanza a la producción base de los yacimientos y podrá extenderse por hasta diez años o hasta el vencimiento de la concesión, lo que ocurra primero.
“Con esta reglamentación damos previsibilidad y reglas claras para que las empresas puedan presentar nuevos proyectos y transformar inversiones adicionales en más producción. El incentivo está pensado para lo que se genere por encima de la producción existente”, señaló la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.
Inversión adicional para generar nueva producción
Para ingresar al programa, las concesionarias deberán presentar un Plan de Actividades e Inversiones Complementarias (PAIC), con el detalle de las tareas previstas, las inversiones asociadas y la producción incremental esperada.
También deberán establecer una curva de Producción Básica, certificada por un auditor externo habilitado, que funcionará como referencia para determinar mensualmente cuánto de la producción obtenida corresponde efectivamente al incremento generado por las nuevas inversiones.
A partir de allí, el beneficio se aplicará únicamente cuando la producción real supere esa línea de base. Sobre ese volumen adicional se liquidará la alícuota del 6%. En los casos previstos por los contratos vigentes, la producción incremental también quedará eximida del aporte complementario del 3%.
“Río Negro decidió incentivar producción que hoy no existe. Si una empresa invierte, reactiva pozos y logra producir más, esa producción adicional accede al beneficio. Es una herramienta concreta para extender la vida de nuestros yacimientos maduros, sostener actividad y generar trabajo”, agregó Moya.
Control, certificación y seguimiento
La reglamentación establece mecanismos de seguimiento y fiscalización para verificar tanto las inversiones comprometidas como los incrementos de producción obtenidos.
Las empresas deberán informar sus actividades, acreditar las inversiones realizadas y presentar certificaciones anuales emitidas por auditores externos independientes. La Provincia podrá además realizar inspecciones, auditar las declaraciones presentadas y solicitar información complementaria.
La autoridad de aplicación tendrá un plazo de 30 días hábiles administrativos, una vez completada la documentación requerida, para resolver cada solicitud de adhesión.
El programa comenzará a regir para cada proyecto a partir del mes posterior a la resolución que apruebe su incorporación, mientras que los beneficios se aplicarán una vez acreditadas las inversiones iniciales y la producción incremental asociada.
Una estrategia para sostener la producción convencional
El régimen fue creado en marzo frente al declino de los yacimientos convencionales y como una herramienta para generar condiciones que permitan recuperar actividad en campos maduros mediante nuevas inversiones.
La iniciativa apunta a promover tareas de reactivación y optimización de pozos e instalaciones que permitan sumar producción, extender la vida útil de los yacimientos y sostener la actividad de la cadena hidrocarburífera.
“Tenemos recursos, infraestructura y conocimiento acumulado en nuestros campos convencionales. El desafío es generar las condiciones para que vuelvan a recibir inversiones. Esta reglamentación convierte ese objetivo en un procedimiento concreto, medible y controlable”, concluyó Moya.
América Latina y el Caribe (ALC) cerró el primer semestre de 2026 con una marcada aceleración de los precios de la energía. En junio, la inflación energética interanual alcanzó el 8,03 %, su nivel más alto del período analizado y casi el doble de la inflación general, que se ubicó en 4,49 %, según el último reporte de inflación energética de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE).
Este indicador revela que los precios del combustible y la electricidad han aumentado a un ritmo considerablemente mayor que el resto de bienes y servicios incluidos en el índice de precios al consumidor.
Este aumento está vinculado principalmente a las tensiones geopolíticas en Medio Oriente (bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán desde febrero) y a los riesgos asociados con el suministro petrolero (Estrecho de Ormuz), lo cual ha incrementado los costos relacionados con importación, refinación y transporte.
Este efecto se ha trasladado a los mercados internos, especialmente en lo que respecta a los combustibles: en junio, el precio promedio regional de la gasolina alcanzó su nivel más elevado del primer semestre.
El impacto internacional, sin embargo, no se transmite de manera inmediata ni simétrica a los consumidores. Durante las primeras semanas del conflicto, el precio del petróleo llegó a aumentar alrededor de 60 %, mientras los combustibles subieron casi 20 %. Aunque posteriormente el valor del crudo retrocedió desde sus valores máximos, el incremento de los combustibles persistió en la región, evidenciando un desfase entre la evolución de los precios internacionales y los valores pagados en los mercados internos, señala el informe.
Los datos muestran además importantes diferencias entre países. Subsidios, controles y mecanismos de estabilización permiten que algunos mercados mantengan precios relativamente bajos, mientras otros enfrentan valores superiores debido a sus estructuras de formación de precios y mayores costos logísticos y operativos. A ello se suman factores como refinación, transporte, seguros, impuestos, márgenes comerciales, volatilidad cambiaria y rigideces regulatorias, que pueden retrasar la reducción de los precios finales incluso cuando cae la cotización internacional del petróleo.
La evolución de los combustibles confirma esa resistencia a la baja. El reporte de OLACDE muestra que el precio promedio regional de la gasolina pasó de U$S 1,19 por litro en febrero a U$S 1,38 en junio y se mantuvo en U$S 1,38 en las primeras dos semanas de agosto. El diésel, por su parte, pasó de U$S 1,12 por litro en febrero a U$S 1,30 en junio, nivel que volvió a registrar en el promedio de las primeras dos semanas de agosto.
La persistencia elevada de estos precios extiende su impacto más allá del sector energético: incrementa costos asociados con movilidad y transporte mercancías; afecta gastos familiares e influye sobre costos productivos. El reporte identifica así a los combustibles líquidos como principal motor detrás del incremento inflacionario energético regional dentro un contexto donde las fluctuaciones internacionales del petróleo no conducen automáticamente a menores costos para los consumidores.
El ministro de Energía de la provincia, Gustavo Medele, repasó las claves del proceso licitatorio de GyP durante el encuentro Neuquén Day realizado en Buenos Aires.
El ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Gustavo Medele,confirmó que la provincia avanzará la semana próxima con la apertura de las 10 ofertas económicas recibidas para competir por 8 de las 15 áreas puestas en licitación. «Los activos desiertos correspondían principalmente a bloques con ventana de gas seco, un segmento que actualmente enfrenta limitaciones de demanda e infraestructura de evacuación pendiente», aclaró el funcionario a EconoJournal.
Tras ese paso, el Ministerio de Energía dará inicio a un período de 45 días dedicado al análisis de las propuestas mediante la aplicación de una fórmula polinómica que pondera inversiones, regalías y la participación de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).
Así lo confirmó el ministro de Energía y Recursos Naturales de la provincia, Gustavo Medele, en el evento Neuquén Day realizado en Buenos Aires, un encuentro que contó con la presencia del gobernador Rolando Figueroa. Allí, el funcionario repasó en diálogo con EconoJournal el avance de la ronda licitatoria y detalló el cronograma de adjudicación para dinamizar las inversiones en Vaca Muerta.
La semana pasada, la provincia recibió 10 ofertas de distintas compañías para competir por 8 de las 15 áreas puestas en licitación por la energética estatal GyP. Luego de haber completado la recepción de los antecedentes técnicos (Sobre A), el gobierno neuquino prevé realizar antes de que finalice agosto el acto formal de apertura de los sobres económicos, paso clave para poner en marcha la evaluación cuantitativa.
Medele explicó que «la licitación se define con una fórmula polinómica clara que ponderará de manera objetiva las ofertas presentados para asignar los contratos exploratorios. La fórmula contempla el compromiso de inversión en cada área por los próximos cuatro años, la participación acciona de GyP y la oferta de alícuotas de regalías» por sobre la base legal. Según remarcó el ministro, estos tres ejes conformarán el filtro de puntuación para resolver la compulsa.
Tal como había adelantado EconoJournal a comienzos de junio, el algoritmo otorga el mayor multiplicador al incremento de alícuotas de regalías -con un techo del 18% frente al 15% base-, al tiempo que exige una participación accionaria en carry para la petrolera provincial de entre el 10% y el 20% en la etapa exploratoria.
Para evitar que el peso de las regalías desequilibre la compulsa en favor de firmas con espalda financiera pero menor know-how operacional, el cálculo amortigua las propuestas mediante unidades de trabajo (work units, valuadas en US$ 5.000 cada una) que tasan directamente los metros de rama lateral perforados y la sísmica comprometida, garantizando que el compromiso de inversión real sea el motor de la puntuación.
La provincia de Neuquén ingresa en la etapa decisiva para la adjudicación de nuevos bloques con potencial no convencional en la cuenca neuquina.
Según Medele el proceso de análisis de toda la documentación demandará los 45 días subsiguientes, tras lo cual se definirán las empresas adjudicadas y se deberá esperar el decreto correspondiente, previsto para noviembre. Tras la firma de los contratos las empresas tendrán un plazo de 4 años para realizar las tareas y las inversiones comprometidas en las distintas áreas.
Medele analizó la respuesta del mercado a la licitación de áreas
Respecto a la respuesta del mercado, Medele manifestó la conformidad del Gobierno provincial con el nivel de oferente alcanzado hasta el momento, aunque reconocieron que al menos otras dos o tres compañías internacionales habían manifestado interés previo, pero optaron por evaluar el desarrollo de esta primera fase antes de volcar su oferta.
Ante esta dinámica, el ministro ratificó que «la provincia estructurará un esquema de licitaciones secuenciales proyectado para ejecutarse cada seis meses. El objetivo del gobierno es sostener una oferta constante con similar número de bloques por ronda, diversificando los perfiles geológicos», tal como se desarrolló a actual ronda en definición.
Al analizar los bloques que no recibieron propuestas en este primer llamado, Medele explicó que «los activos desiertos correspondían principalmente a bloques con ventana de gas seco, un segmento que actualmente enfrenta limitaciones de demanda e infraestructura de evacuación pendiente», lo que llevó a las compañías a focalizar sus ofertas prioritariamente en las áreas con objetivo de crudo y líquidos.
«Estamos seguros que esas zonas de gas seco se van a ir poniendo en el mercado para distintas operadoras que tengan ya necesidad de ese producto, lo cual todavía no existe«, explicó el ministro. En ese mismo sentido es que explicó que áreas similares volverán a formar parte de las futuras rondas de licitación, de manera de asegurar una diversidad técnica.
Según el funcionario, «licitar estas áreas perimetrales busca completarle a la industria el conocimiento geológico de la roca, y prepara la oferta de acreaje para cuando los proyectos de midstream y GNL viabilicen el salto operacional de 500 a 1.000 pozos anuales en la provincia.”
Entre las operadoras que formalizaron su interés por ingresar a los nuevos bloques o expandir sus actividades en la cuenca neuquina se encuentran compañías locales e internacionales de peso como la estadounidense Continental Resources, del magnate Harold Hamm, asociada con Phoenix Global Resources, GeoPark, Bentia Energy, PCR y Selva María Oil, lo que ratifica la vigencia del interés inversor en los márgenes de la formación.
La petrolera del grupo Eurnekián apuesta a reconvertir infraestructura regional existente para abrir mercados de exportación al gas de Vaca Muerta y los campos del sur, ante el cuello de botella que anticipa en la demanda gasífera.
Compañía General de Combustibles (CGC), controlada por Corporación América, avanza en simultáneo sobre Vaca Muerta, los campos maduros y la exploración de Palermo Aike, en Santa Cruz, mientras impulsa proyectos de infraestructura para llevar gas argentino hacia Chile, Bolivia y Brasil. Así lo planteó Hugo Eurnekián, presidente y CEO de la compañía, en el marco de la Conferencia Anual del Council of the Americas
Para el ejecutivo, la industria atraviesa un cambio de condiciones que modificó de raíz el escenario para invertir: precios más alineados con el mercado, la salida de YPF de numerosos yacimientos maduros y el ingreso de nuevos operadores. Sostuvo que la mayor cantidad de jugadores aporta innovación y competencia, como ocurre en Estados Unidos, y que esa dinámica está permitiendo bajar costos en campos maduros, extender su vida útil y abrir nuevas oportunidades de inversión.
El diagnóstico de fondo apunta al gas. Eurnekián considera que el próximo cuello de botella de la industria estará en ese fluido: el desarrollo petrolero de Vaca Muerta genera volúmenes crecientes de gas asociado y, para sostener el aumento de la producción de crudo, hará falta ampliar en paralelo la demanda gasífera. La compañía cuenta con recursos y reservas por encima de la demanda doméstica, según el ejecutivo, y el desafío pasa por acelerar ese desarrollo y convertirse en un exportador global de energía
Sobre esa lectura se apoyan dos corredores de exportación que CGC observa, ambos sostenidos en sus participaciones en Transportadora de Gas del Norte (TGN) y GasAndes. El primero mira al Pacífico. La iniciativa apunta a convertir la terminal de regasificación de Chile en una instalación que también tenga capacidad de licuar, aprovechando la infraestructura gasífera existente entre ambos países en lugar de construir desde cero.
Eurnekián describió el esquema como eficiente y competitivo por tratarse de activos que se expanden y transforman, y remarcó que la salida por el Pacífico acercaría el gas argentino a los grandes compradores asiáticos de GNL, con una distancia menor que la de las alternativas por el Atlántico
El segundo corredor apunta al norte, y propone invertir el recorrido histórico del gas regional. El declino de la producción boliviana convirtió a ese país, antes proveedor central de la Argentina, en un mercado potencial para el gas de Vaca Muerta. Eurnekián señaló que desde TGN se trabaja en un megaproyecto de infraestructura para abastecer al mercado boliviano con producción argentina y, en una segunda etapa, alcanzar Brasil a través de Bolivia. La clave, según explicó, está en reutilizar los gasoductos construidos durante las décadas en que Bolivia exportaba a sus vecinos: se trata de inversiones brownfield sobre infraestructura existente, que permitirían avanzar con mayor velocidad y eficiencia que un desarrollo greenfield.
En materia exploratoria, la mayor apuesta de la compañía está en Palermo Aike, la formación no convencional de Santa Cruz que CGC considera candidata a convertirse en el segundo gran polo de shale del país. La empresa ya realizó las primeras fracturas sobre pozos verticales, con resultados que el ejecutivo calificó de muy buenos, y participó junto a YPF de un primer pozo horizontal. La petrolera estatal avanzará ahora con otro pozo, mientras CGC prevé continuar con la actividad y sumar socios para reducir el riesgo geológico de una formación que considera potencialmente transformadora.
La estrategia deja a CGC posicionada en buena parte de los negocios que definirán la próxima etapa de la industria: campos maduros, Vaca Muerta, exploración de nuevas formaciones y salidas de exportación. Eurnekián enmarcó esa diversificación en la mayor participación del capital privado en proyectos que antes dependían del Estado, y citó como ejemplo el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que ampliará fuertemente la capacidad de evacuación del crudo neuquino. El ejecutivo remató que el desarrollo del mercado de gas será condición para que Vaca Muerta pueda seguir aumentando su producción de petróleo.
Desde el Puerto de San Antonio Este comenzó el abastecimiento de los componentes que permitirán construir los 7 kilómetros de ducto submarino que conectarán la Terminal Punta Colorada con las dos monoboyas de carga ubicadas mar adentro: una infraestructura esencial para llevar el shale oil de Vaca Muerta a los mercados internacionales, informó VMOS.
Para hacerlo posible ya arribaron a Río Negro: 721 caños de acero tri-capa de 38 pulgadas con revestimiento especial de hormigón, fabricados por empresas nacionales en la provincia de Buenos Aires, y transportados desde el puerto de Dock Sud hacia el puerto de San Antonio Este. Un combifloat o plataforma modular autoelevable, que servirá de apoyo para el proceso de soldadura offshore al soportar hasta 400 toneladas de carga, con una alta estabilidad en condiciones marítimas de máxima exigencia. El buque factoría Seminole, el gran protagonista de esta etapa, encargado de soldar y depositar en el lecho submarino los caños que conforman el ducto offshore.
Encarado por principales empresas productoras en Vaca Muerta -YPF, Pluspetrol, PAE, Pampa Energía, Vista, Chevron, Tecpetrol, Shell y GyP-, el oleoducto VMOS transportará hasta 550 mil barriles por día, con la posibilidad de incrementar esta capacidad a 700 mil b/d en función del aumento de producción.
Dividido en dos tramos, el oleoducto de casi 600 km de longitud conectará la zona productiva de Neuquén con la costa atlántica de la provincia de Río Negro, y una terminal de exportación de clase mundial.
El proyecto prevé una puesta en marcha temprana en el tercer trimestre del 2026, que habilitará la evacuación de 190.000 barriles diarios. Se prevé que a mediados de 2027 se amplíe la evacuación a 390.000 barriles diarios, y luego llegar hasta 550.000 barriles diarios con ampliaciones.
Rolando Figueroa abrió este lunes el Neuquén Day en Buenos Aires.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, reiteró este lunes que la provincia necesita «garantías» de que el gobierno nacional no modificará el subsidio de Zona Fría para la Patagonia, tras el compromiso que ofreció el jefe de Gabinete, Diego Santilli, sobre «no tocar» el esquema. El mandatario provincial cuenta con un voto clave en el Senado para destrabar el proyecto que viene de la Cámara de Diputados y que no logró avanzar desde su aprobación parcial en mayo.
Tras la apertura del Neuquén Day en la Ciudad de Buenos Aires, un evento para atraer inversiones a la provincia que se realizó en el Centro de Convenciones, Figueroa se refirió a la ley que fijó modificaciones al régimen de Zona Fría y afirmó que «falta madurarlo un poquito».
«Nosotros queremos, principalmente, la garantía de que no se toque la Zona Fría en la Patagonia», insistió.
Como había contado EN/CLAVE, si bien Neuquén y el resto de la Patagonia siguen incluidas en el esquema de subsidios, el gobierno provincial no está de acuerdo con la sustitución del artículo 3° de la ley 27.637.
En la redacción que aprobó Diputados, ese artículo ahora indica que los beneficios para las regiones y departamentos alcanzadas por el régimen de Zona Fría «serán determinados por el Poder Ejecutivo nacional, por sí o a través de la autoridad de aplicación de la presente ley, con las modalidades que considere pertinentes».
La redacción original establecía que tales beneficios «serán equivalentes al 50% de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el Enargas».
Zona Cálida sí, Zona Fría también
Si bien Figueroa comunicó la semana pasada, tras una audiencia con Santilli en Casa Rosada, que el gobierno nacional daba su compromiso de «no tocar» el subsidio, cuando este medio le preguntó si eso confirmaba su voto a favor de la media sanción, reiteró que primero se necesitan «garantías».
«Creo que ha sido un buen planteo el que han hecho los gobernadores del Norte, la Zona Cálida, porque la electricidad, el aire acondicionado, requiere determinadas cuestiones. Bueno, nosotros necesitamos la Zona Fría y tenemos el compromiso no tocarlo. Falta madurarlo un poquito», sostuvo.
Frente a la repregunta, ratificó que el gobierno de Neuquén y el gobierno nacional están «hablando», pero que aún necesitan «garantías de que no se va a tocar». «Ellos nos dan su palabra, bueno, estamos en la construcción de esa garantía», planteó.
Según pudo saber EN/CLAVE, el proyecto que viene de la Cámara Baja aún no llegó a la comisión de Energía del Senado, donde Julieta Corroza es la voz y el voto de Figueroa para que avance o no el proyecto.
La legisladora nacional ya aclaró su intención de no votar el proyecto con la redacción como está sin tener antes algún tipo de certeza que exceda la palabra de un funcionario. En particular, porque el artículo tal como está dejará el subsidio sujeto a discreción, no solo de este, sino de todos los gobiernos nacionales que vengan en adelante.
Entre las opciones que eviten que el proyecto vuelva a Diputados, que es lo que quiere evitar La Libertad Avanza, se especuló con una eventual reglamentación o resolución de la secretaría de Energía. Es decir, un camino paralelo a la sanción, pero sin la cual no habría voto de La Neuquinidad en primer lugar.
Por otra parte, en el gobierno provincial tampoco están apurados con que ese proyecto salga: es una necesidad de la gestión de Javier Milei para achicar los recursos que hoy vuelca el Estado nacional en subsidios energéticos, mientras que a Neuquén le puede convenir que se demore lo más posible.
Transferencia de rutas nacionales
Rolando Figueroa también se refirió a la negociación con el gobierno de Milei para la transferencia de rutas nacionales que están dentro del territorio de Neuquén.
Este lunes, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck firmará con Diego Santilli el traspaso de los tramos de la Ruta 22 y de la Ruta 151 que están en territorio de su provincia.
El neuquino aclaró que en Neuquén «no se necesita mantenimiento, sino que se necesita mucha obra, obras importantes», por lo que la gestión está «tratando de explicar por qué una concesión de 20 años no alcanza». «Estamos buscando la vuelta para que, o nos prorroguen esos años a la llegada del vencimiento, o bien quede un crédito para la provincia», explicó.
Neuquén está solicitando, además de lo que resta de la Ruta 22 que aún no fue traspasada, la Ruta 242 al Paso Internacional Pino Hachado, el control de la Ruta 231 hacia el Paso Cardenal Samoré, parte de la 40 en el sur y de la 237 en el límite con Río Negro.
«Estamos pidiendo parte de esas rutas para poder mejorar porque, en realidad, la responsabilidad es del gobierno nacional, pero los accidentes los tiene nuestra gente. Así que queremos mejorarlo rápidamente. Además, estamos haciendo tantas rutas provinciales nuevas que queda mal que cuando pasen por una ruta nacional esté gastada», afirmó.
La provincia del Neuquén produjo en julio último un promedio de 658.639 barriles de petróleo por día, un 1,64 % más que durante el mes anterior, en tanto que la producción de gas alcanzó los 118,07 millones de metros cúbicos diarios en promedio, informó el gobierno.
La producción petrolera aumentó 1,64% respecto de junio y alcanzó un nuevo máximo histórico para la provincia. En comparación con julio de 2025, el crecimiento fue del 24,37 por ciento.
En tanto, la producción acumulada de petróleo entre enero y julio de este año se ubicó 31,28 % por encima de la registrada durante el mismo período de 2025.
El incremento mensual estuvo relacionado principalmente con una mayor producción en las áreas Cruz de Lorena, con 5.705 barriles diarios adicionales; Bajo del Choique-La Invernada (+ 5.452 bbl/d); Bajada del Palo Este (+ 3.176 bbl/d); Lindero Atravesado (+ 2.910 bbl/d); y Coirón Amargo Sureste (+ 2.408 bbl/d), se destacó.
Del total de petróleo producido durante julio, 641.207 barriles diarios correspondieron a desarrollos No Convencionales, que representaron el 97,36 % de la producción provincial total.
Producción de gas
La producción de gas promedió en julio los 118,07 millones de metros cúbicos diarios, un 0,43 % menos que en junio. En la comparación interanual, registró un incremento de 3,12 por ciento.
Entre enero y julio de 2026, la producción gasífera acumulada fue 6,3 % superior a la del mismo período del año anterior. La variación mensual se explicó principalmente por una disminución de la producción en las áreas Aguada de la Arena, El Mangrullo, Sierra Chata, Parva Negra Este, El Trapial Este y La Escalonada.
La producción No Convencional de gas alcanzó los 107,92 millones de metros cúbicos diarios y representó el 91,41 % del total provincial. De ese volumen, 96,51 millones correspondieron a shale gas y 11,41 millones a tight gas, se indicó.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, expuso en la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA para defender el impacto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Frente a académicos, legisladores y referentes del sector privado, presentó la experiencia neuquina como caso de éxito que permitió acelerar la producción en Vaca Muerta y fortalecer las cuentas públicas provinciales.
Durante su intervención, reveló que el segmento upstream de gas y petróleo no convencional no estaba incluido en el proyecto inicial del Gobierno nacional y fue incorporado tras una gestión directa de la provincia ante el ministro de Economía, Luis Caputo. “Sin seguridad jurídica y estabilidad fiscal no hay inversiones. El RIGI permite colocar a Vaca Muerta en mejores condiciones para competir internacionalmente”, remarcó.
Neuquén concentra actualmente cinco proyectos bajo el RIGI por U$S 44.900 millones, con participación del 10% de la empresa estatal GyP en dos de ellos. Se proyecta un salto de 415.000 barriles diarios, con una primera escala de 120.000 adicionales para el próximo año, consolidando a la provincia como motor energético del país.
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El mandatario desplegó la balanza de costos y beneficios: en los próximos cuatro años, Neuquén recibirá U$S 1.823 millones adicionales entre regalías e impuestos, frente a una cesión de apenas U$S 6,11 millones de coparticipación federal. Es decir, ingresará casi 300 veces más de lo que resigna. Solo los primeros tres desarrollos confirmados generarán U$S 1.800 millones directos hasta 2030 para la caja provincial.
Figueroa aprovechó el auditorio porteño para cuestionar el esquema de coparticipación que beneficia a provincias no productoras y reafirmar la propiedad de los recursos naturales por parte de las jurisdicciones. Señaló que el RIGI es una herramienta para captar capitales que de otro modo se dirigirían a otros países.
El gobernador cerró su exposición con una advertencia sobre la transición energética global: “Los hidrocarburos son un bien no renovable. Tenemos que extraer el recurso ahora antes de que el mundo mude a otro tipo de energías”. Con esa frase, marcó la urgencia de monetizar Vaca Muerta en una ventana de tiempo acotada.
Autoridades de la Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay se reunieron en Buenos Aires en un encuentro organizado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para profundizar la agenda de integración energética. El foco estuvo puesto en las condiciones regulatorias, institucionales, comerciales y financieras necesarias para impulsar proyectos de infraestructura y ampliar los intercambios de energía en la región.
Bajo el lema “Conectando Energía: Impulsando la integración para el desarrollo con impacto”, el encuentro permitió analizar experiencias previas como SIEPAC, SINEA y Arco Norte, y debatir cómo replicar y adaptar esos modelos en el Cono Sur. Según Marcelino Madrigal, jefe de la División de Energía del BID, el desafío es construir institucionalidad y regulaciones que acompañen proyectos transfronterizos capaces de incrementar el comercio energético.
En representación de la Argentina, la secretaria de Energía María Tettamanti destacó que la integración regional debe ser una herramienta para dinamizar la economía y reducir costos de producción. “Argentina ya ha iniciado su fase decisiva de normalización energética, reintroduciendo correctas señales de precio y quitando al Estado del rol de empresario”, afirmó.
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La reunión contó con la participación de Rudy Peredo (Bolivia), Guilherme Zanetti (Brasil), Ximena Rincón (Chile), Gustavo Cazal (Paraguay) y Fernanda Cardona (Uruguay), además de representantes del Grupo BID, empresas públicas y privadas y especialistas en energía. Todos coincidieron en la necesidad de reglas comunes y proyectos de infraestructura que permitan aprovechar mejor los recursos disponibles.
En paralelo, el Sistema de Integración Energética de los Países del Cono Sur (SIESUR) celebró su X Mesa de Diálogo y aprobó el Plan de Acción 2026-2027. El documento establece como prioridades la armonización regulatoria de los mercados eléctricos bilaterales y la identificación de proyectos prioritarios de infraestructura, incluyendo nuevas interconexiones para facilitar los intercambios eléctricos.
Como cierre del encuentro, la Argentina traspasó a Bolivia la Coordinación Pro Tempore de SIESUR para el período 2026-2027. Bajo esta nueva coordinación, los países del Cono Sur trabajarán en la implementación de las prioridades acordadas y en convertir la integración energética en proyectos concretos de infraestructura y mayores intercambios de electricidad.
AlmaGBA es la primera iniciativa y licitación a gran escala de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en baterías.
El sistema eléctrico argentino anticipa un ingreso de casi 550 MW de nueva potencia instalada entre agosto y octubre de 2026 con el almacenamiento en baterías como principal novedad, un segmento que hasta hace poco tenía un peso marginal en el sistema. También se suman energías renovables eólica y solar.
Según información de la administradora mayorista del mercado eléctrico, Cammesa, el total de potencia que ingresará en el trimestre es de 547,6 MW, frente a una potencia instalada total del país de 44.890 MW a julio 2026, sumando generación térmica, hidráulica, renovable y nuclear.
El aporte de las baterías de almacenamiento
AlmaGBA es la primera iniciativa y licitación a gran escala de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en baterías (BESS, por sus siglas en inglés) en Argentina, y en este trimestre entran 229 MW. Es parte de la primera tanda de esa licitación.
Impulsada por el Gobierno Nacional, AlmaGBAbusca instalar capacidad de almacenamiento en nodos eléctricos críticos del AMBA para las áreas de concesión de Edenor y Edesur.
De entre los proyectos informados por Cammesa el de mayor aporte es el BESS Nuevo Puerto, con 150 MW previstos para el 31 de octubre, seguido por el BESS Costanera, con 55 MW en la misma fecha. Completa el grupo el BESS Chingolo, de la firma Sullair, con 24 MW, habilitado a mediados de septiembre, según datos detallados en la web de Cammesa.
Hasta hace poco, el almacenamiento con baterías era casi inexistente en el sistema eléctrico argentino. El cambio de escala llega justamente con AlmaGBA en 2025: de una demanda de 1.347 MW ofertados por el sector privado, se adjudicaron 713 MW, con una promesa de inversión que superó los US$ 540 millones.
Más de 300 MW renovables
Más allá de la novedad de los sistemas de almacenamiento, son las energías renovables las que lideran en volumen los nuevos ingresos entre agosto y octubre: 210,6 MW solares y 108 MW eólicos.
El ingreso fotovoltaico del trimestre lo encabeza el Parque Solar Santa Catalina 1 (Corrientes) con 21,3 MW, habilitado a mediados de agosto. Le siguen Bandera 1 (Santiago del Estero) y Ceres 1 (Santa Fe) con 20 MW cada uno, previstos para fin de ese mismo mes. En octubre figura el ingreso del Parque Solar Arrecifes, de 360 Energy (Buenos Aires) con 17 MW, junto con Realico, de la misma firma (La Pampa) con 15 MW, y Laguna Yema (Formosa) también con 15 MW. El resto del bloque solar se completa con proyectos de menor escala.
El Parque Solar Santa Catalina (Corrientes) ingresa al sistema con 21,3 MW.
Entre la generación de energía eólica, Cammesa informa el ingreso del Parque Eólico La Flecha, de Aluar (Puerto Madryn, Chubut) con 36 MW en tres ingresos distintos a lo largo del trimestre. El proyecto forma parte de una etapa de ampliación del parque eólico de la aluminera, que sumará en total 336 MW, 56 aerogeneradores de 6 MW cada uno, y prevé su entrada en octubre para autoabastecer su planta de aluminio.
La apertura de sobres de la Ronda 1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén (PEN) mostró la llegada de nuevos actores nacionales e internacionales que buscan posicionarse en la cuenca neuquina. El proceso, impulsado por el gobernador Rolando Figueroa y la empresa provincial GyP, puso en juego 15 bloques, de los cuales ocho recibieron ofertas.
Entre los protagonistas sobresalió la alianza entre Phoenix Global Resources (PGR) y Continental Resources, la compañía del magnate estadounidense Harold Hamm. Juntas presentaron propuestas por seis bloques, en paralelo a la negociación de Continental para adquirir el 50% de PGR. La operación se proyecta como una plataforma conjunta con el grupo suizo Mercuria y el empresario José Luis Manzano, que busca diversificar su presencia en recursos críticos de la transición energética.
El mapa de oferentes incluyó también a Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), con tres áreas; Aldyl Argentina, dirigida por Julián Arostegui; Bentia Energy, del exministro Javier Iguacel; JPM Energía, encabezada por Gustavo Nagel; Patagonia Resources, del Grupo Neuss; Selva María Oil, vinculada al grupo Vila-Manzano; Ingeniería Multipiping, de Mendoza; y la colombiana Geopark, que reingresó a la cuenca tras adquirir bloques por USD 115 millones.
Otro desembarco relevante fue el de Fluxus, brazo petrolero del conglomerado brasileño J&F, que comprometió USD 21,3 millones iniciales para reactivar 54 pozos, con posibilidad de escalar a USD 100 millones. A su vez, Central Puerto, la mayor generadora eléctrica privada del país, debutó en hidrocarburos al comprar Patagonia Energy, mientras que TanGo Energy, co-controlada por Vista y Trafigura, recibió tres concesiones en Río Negro con un plan piloto de USD 66 millones.
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La expansión de operadores se refleja en cifras récord: en junio de 2026, Neuquén alcanzó una producción de 648.114 barriles diarios, con un salto interanual del 32,6%. Este ritmo llevó a Oldelval a ampliar su capacidad y puso en marcha el Oleoducto Sur (VMOS), una obra de USD 3.000 millones y 600 km que avanza al 70% y debería operar entre fines de 2026 y principios de 2027.
Los desafíos, sin embargo, se concentran en los cuellos de botella. La arena de fractura, insumo crítico, demanda entre 11.000 y 15.000 toneladas por pozo y depende de un corredor logístico de más de 1.500 camiones diarios desde Entre Ríos. El costo final es 70% logístico y cualquier demora puede detener operaciones. A esto se suma el crecimiento desordenado de Añelo, cuya población creció 142% entre 2010 y 2022 y hoy recibe 1.500 nuevos habitantes por año, con un déficit habitacional del 60%.
El gobernador Figueroa sintetizó el desafío: “Los neuquinos no somos espectadores de nuestro propio recurso: somos socios”. La llegada de Continental, Geopark, Fluxus, Central Puerto y TanGo Energy amplía el tablero de Vaca Muerta, pero la infraestructura y las ciudades del área productiva todavía corren detrás del ritmo de la producción.
La empresa Camuzzi, mayor distribuidora de gas natural del país, anunció una inversión superior a los $9.000 millones para culminar la Planta Compresora Las Armas, ubicada a 100 kilómetros de Mar del Plata. La obra, que presenta un avance del 90%, estará operativa antes del invierno de 2027 y reforzará el abastecimiento en la costa bonaerense.
El proyecto es clave para el sistema de distribución que abastece a 40 localidades atlánticas, incluyendo Mar del Plata. La infraestructura forma parte del Gasoducto de la Costa y permitirá que otras obras ya concluidas, como refuerzos e interconexiones, funcionen a pleno rendimiento.
La necesidad de ampliar la capacidad del sistema quedó en evidencia en julio de 2025, cuando se registraron fuertes restricciones en el suministro. En esa oportunidad, los cortes afectaron a estaciones de GNC, industrias y usuarios residenciales, derivando en suspensión de clases y cierre de comercios.
Desde el plano sindical, el Sindicato de Trabajadores de la Industria del Gas (STIGAS) venía reclamando desde hacía tiempo la continuidad de la obra. Su secretario general en la Costa Atlántica, Ezequiel Serra, celebró la decisión y recordó: “Desde el primer día sostuvimos que la Planta Compresora de Las Armas tenía que terminarse”.
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Para esta nueva etapa de trabajos, Camuzzi contrató a la empresa Secco, que realizará las tareas pendientes tras las evaluaciones técnicas y económicas. Según estimaciones iniciales, los trabajos podrían extenderse durante seis meses una vez completados los procedimientos administrativos.
La puesta en funcionamiento de la planta permitirá mejorar las condiciones operativas sobre el Gasoducto de la Costa y el Gasoducto Tandil–Mar del Plata, incrementando la seguridad del suministro en la región. Además, se espera que la obra reactive empleo en la zona y reduzca el riesgo de cortes en los meses de mayor demanda.
Con una cobertura que alcanza el 45% del territorio nacional y más de 2,2 millones de usuarios en siete provincias, Camuzzi consolida su rol estratégico en la infraestructura energética del país. La finalización de Las Armas se convierte así en un paso decisivo para garantizar el abastecimiento y fortalecer el sistema de distribución de gas.
Gobernadores del norte argentino y de la Patagonia coincidieron en que la falta de infraestructura logística es hoy el principal freno para capitalizar el ciclo de inversión que atraviesan la minería y la energía en el país. El planteo se dio en un panel organizado por la Cámara Argentina de Comercio y Servicios junto con la Americas Society, donde mandatarios provinciales y ejecutivos del sector privado repasaron el estado de los proyectos en marcha.
Participaron los gobernadores de Salta, Jujuy, Neuquén y Chubut, además de funcionarios nacionales y referentes empresariales vinculados a la minería de litio y cobre y a la exportación de gas natural licuado. El eje común fue la necesidad de acompañar el crecimiento con obras viales, energéticas y portuarias que hoy resultan insuficientes para sostener la expansión productiva.
Desde una mirada regional, la presidenta de la Americas Society, Susan Segal, destacó que América Latina enfrenta una oportunidad inédita por la demanda global de energía, minerales críticos y alimentos. Señaló que Argentina está bien posicionada para capitalizarla, pero advirtió que la clave no es solo extraer recursos sino conectarlos con la región y el mundo mediante corredores hacia el Pacífico.
Por el lado del norte, el gobernador de Jujuy, Carlos Sadir, subrayó que la provincia lidera la producción de litio con más del 60% de las exportaciones nacionales y una capacidad instalada de 80.000 toneladas anuales, que proyecta duplicar hacia 2028.
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Su par de Salta, Gustavo Sáenz, informó que la provincia acumula compromisos de inversión minera por USD 5.000 millones y podría alcanzar los USD 12.000 millones en nuevos proyectos, insistiendo en que la salida al Pacífico es estratégica para reducir costos logísticos.
Mientras tanto, en la Patagonia, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, detalló que Vaca Muerta genera un crecimiento poblacional de 70 nuevos habitantes por día, lo que obliga a repavimentar rutas y construir infraestructura social. En Chubut, Ignacio Torres celebró la llegada de un proyecto de más de USD 1.000 millones bajo el régimen de incentivos en una cuenca convencional, pero reclamó que las divisas se traduzcan en obras básicas como el acueducto de Comodoro Rivadavia.
El sector privado también puso sobre la mesa la necesidad de estabilidad jurídica. María Eugenia Sampalione explicó que un régimen de incentivos permitió una inversión de USD 300 millones en minería aurífera, mientras que Martín Pérez de Solay anunció la reapertura de un yacimiento de cobre cerrado en 2018 con una proyección de 500.000 toneladas anuales hacia 2030. En energía, Rodolfo Freyre confirmó que el primer buque licuefactor para exportar GNL llegará en 2027, con un contrato de USD 2.500 millones a ocho años.
En conclusión, más allá de las diferencias entre litio y cobre en el norte y gas y petróleo en la Patagonia, el diagnóstico fue unánime: sin rutas, gasoductos, puertos y acueductos, la ola de inversiones corre el riesgo de no traducirse en desarrollo territorial. La infraestructura aparece como la pieza que falta para conectar los recursos argentinos con los mercados globales y con el resto de América Latina.
El vicepresidente del Consejo de Seguridad ruso, Dmitri Medvedev, anticipó que los precios del gas en Europa podrían alcanzar los 5.000 dólares por cada 1.000 metros cúbicos antes de finales de 2022. El anuncio se produjo tras la escalada del valor a 3.500 dólares en el mercado de referencia, lo que llevó a Moscú a elevar su proyección en medio de la crisis energética.
En su mensaje difundido por Telegram, Medvedev señaló que la advertencia estaba dirigida a los jefes de Estado y de Gobierno de la Unión Europea. La declaración se enmarca en un contexto de tensiones por la guerra en Ucrania y las sanciones occidentales que afectan directamente al sector energético ruso.
Por otro lado, el suministro de gas por el gasoducto Nord Stream 1 ya había sido reducido por Gazprom: primero al 40% de su capacidad nominal en junio y luego al 20% en julio, alegando motivos técnicos. Además, entre el 31 de agosto y el 2 de septiembre se programó una suspensión total por mantenimiento en la estación Portóvaya, cerca de San Petersburgo.
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En cuanto al segundo gasoducto submarino que conecta Rusia con Alemania, Nord Stream 2, permanece paralizado en la fase de certificación debido a las medidas restrictivas impuestas por Occidente. Esta situación limita aún más las alternativas de suministro para Europa en vísperas del invierno.
A nivel de mercado, los precios en el TTF holandés, punto virtual de referencia para el comercio de gas en Europa, se encuentran en máximos históricos. La volatilidad refleja tanto la reducción de volúmenes rusos como la incertidumbre sobre la capacidad de los países europeos para diversificar sus fuentes de energía.
La advertencia de Moscú refuerza la presión sobre la Unión Europea, que busca acelerar la transición hacia energías alternativas y reducir su dependencia del gas ruso. Sin embargo, la combinación de sanciones, restricciones técnicas y proyecciones de precios récord plantea un escenario de vulnerabilidad para el continente en los meses más fríos del año.
El presidente filipino Ferdinand Marcos Jr. confirmó que avanzan las conversaciones con Beijing para una posible exploración conjunta de petróleo y gas en el Mar de China Meridional. Según el mandatario, existe una “posibilidad concreta” de alcanzar un acuerdo antes de finalizar su mandato en 2028, lo que permitiría reforzar la seguridad energética de Manila en un contexto de alta dependencia externa.
En paralelo, China amplía su infraestructura en la región. Imágenes satelitales muestran que en el Arrecife Antelope, parte del archipiélago de las Paracel, se construyó una superficie artificial de seis kilómetros, un puerto de aguas profundas con muelle de 680 metros y nuevas instalaciones, incluido un helipuerto. Especialistas advierten que estas obras podrían servir para vigilancia y control estratégico, pese a que Beijing sostiene que responden a fines civiles.
Por su parte, los datos de las Fuerzas Armadas filipinas reflejan un incremento en la presencia china: durante el primer semestre de 2026 se monitorearon 77 buques de la Guardia Costera frente a 68 en el mismo período de 2025. En contraste, los buques de la Armada china disminuyeron de 100 a 78, mientras que las embarcaciones de la milicia marítima pasaron de 999 a 850. También se detectaron más buques de investigación, lo que sugiere un refuerzo de las actividades de prospección.
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En cuanto al trasfondo jurídico, sigue siendo central. China reivindica grandes áreas mediante la “línea de nueve trazos”, mientras Filipinas sostiene sus derechos sobre los recursos dentro de su zona económica exclusiva. En 2016, un tribunal arbitral bajo la Convención de Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar rechazó las bases jurídicas de las reclamaciones chinas, fallo que Beijing no reconoce.
A nivel estratégico, para Manila el desafío consiste en separar la cooperación económica de la competencia militar. La explotación conjunta de hidrocarburos podría reducir la vulnerabilidad energética, pero al mismo tiempo Filipinas mantiene sus vínculos de seguridad con Estados Unidos y observa con cautela el avance de la infraestructura china en las mismas aguas donde se negocia la cooperación.
Finalmente, desde la perspectiva de Beijing, un eventual acuerdo energético permitiría mantener abierto el diálogo con Filipinas mientras consolida su presencia en el Mar de China Meridional. La construcción en Antelope refuerza la capacidad de vigilancia sobre Estados Unidos y sus aliados, y adquiere relevancia en un eventual escenario de conflicto en torno a Taiwán.
Los contratos de exportación de gas natural desde la Cuenca Neuquina muestran diferencias significativas según el país de destino y la época del año. Entre Chile, Brasil y Uruguay, las fórmulas de precio que las petroleras presentan ante la Secretaría de Energía revelan una brecha de hasta USD 3 por millón de BTU entre mercados y de hasta 55% entre verano e invierno.
En el caso de Chile, los acuerdos firmados con empresas como Colbún y Cinergia establecen valores de USD 2,89 en verano y hasta USD 7,27 en invierno. Shell Chile, por su parte, cerró contratos con Pampa Energía que alcanzan USD 5,62 en los meses fríos. La diversidad de compradores convierte al mercado chileno en el más competitivo y con mayor variedad de fórmulas.
Por su parte, Brasil concentra los precios más altos debido al transporte vía Bolivia. El contrato de Tecpetrol muestra la diferencia con claridad: USD 3,41 en verano contra USD 7,79 en invierno. Gasener aplica un esquema distinto, atando el precio al Brent más un 18% adicional, lo que refleja la influencia de los costos internacionales en la ecuación final.
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En cuanto a Uruguay, representa una porción menor del total exportado y sus contratos con ANCAP y UTE no detallan fórmulas públicas de precio. Según fuentes del sector, los valores pactados se encuentran en anexos reservados, lo que dificulta la comparación con los mercados vecinos.
A nivel de volúmenes, en el primer semestre de 2026 Vaca Muerta explicó el 91% de las exportaciones de gas argentino, con 12.812 millones de m³ sobre un total de 14.027 millones autorizados. El yacimiento Fortín de Piedra, de Tecpetrol, lideró con 3.500 millones de m³, seguido por San Roque y Aguada Pichana Este, de Total Austral, con 3.137 millones.
Para concluir, la concentración geográfica y empresarial refuerza el rol de la Cuenca Neuquina como motor de las exportaciones regionales. Para proveedores e inversores, las variaciones de precio y la estacionalidad confirman que la competitividad del gas argentino depende tanto de la infraestructura como de la capacidad de negociación en cada mercado.
La distribuidora Camuzzi Gas Pampeana informó el sábado 23 de agosto de 2026 que quedaron liberados los consumos interrumpibles de industrias y estaciones de GNC en la Región. Tras varias semanas de restricciones, el suministro de gas se normalizó y permitió retomar la producción industrial y el despacho de combustibles.
En plena ola de frío, la restitución del servicio se produjo mientras la demanda residencial sigue siendo prioritaria en el sistema. Desde la empresa señalaron que hubo una mejora general en las condiciones operativas y que los consumos se alinearon mejor con la capacidad disponible, lo que permitió levantar las limitaciones.
Las estaciones de servicio de La Plata confirmaron que despachan GNC con normalidad. El Sindicato de Taxis celebró la medida, aunque advirtió que persiste la incertidumbre sobre la continuidad del abastecimiento. “Esperemos que no encuentren otra excusa para complicar la actividad”, expresó su titular, Juan Carlos Berón.
Dentro del sector industrial, el alivio alcanzó a las ladrilleras y cerámicas que dependen del gas para sostener la producción. Claudio Moretto, director comercial de Cerámicas Fanelli, destacó que la normalización permite retomar el ritmo de trabajo, aunque confió en que el frío no vuelva a generar restricciones.
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A nivel operativo, el mecanismo aplicado por Camuzzi responde al protocolo habitual de contingencia: en períodos de alta demanda se prioriza el abastecimiento residencial y se interrumpen contratos industriales y de GNC. La restitución de este fin de semana refleja una mejora coyuntural, pero no garantiza estabilidad si las temperaturas extremas persisten.
Por su parte, la situación expone la fragilidad del sistema de distribución frente a picos de consumo y la necesidad de ampliar infraestructura para reducir la exposición de sectores productivos y de transporte. Para proveedores y operadores, el episodio confirma que la seguridad de suministro sigue siendo un factor crítico en la cadena de valor energética.
El programa de formación en gastronomía se consolida en Buenos Aires y Tucumán, y desembarca en San Juan para seguir promoviendo la independencia económica.
Buenos Aires, agosto de 2026.- Hace diez años Naturgy Argentina puso en marcha “Energía del Sabor” una iniciativa de impacto social que busca generar oportunidades de desarrollo e inclusión laboral a través de la capacitación en oficios vinculados a la gastronomía. En 2026, el programa continúa creciendo y llega por primera vez a San Juan, mientras consolida su presencia en Buenos Aires y Tucumán.
Desde su creación, el programa ya llegó a más de 900 participantes en distintas partes del país, y tiene como propósito brindar herramientas para mejorar las oportunidades de inserción laboral y promover la independencia económica, especialmente entre personas que atraviesan contextos de vulnerabilidad social. La propuesta combina formación práctica, acompañamiento y articulación con organizaciones locales, con el objetivo de que los conocimientos adquiridos puedan convertirse en oportunidades laborales o en el desarrollo de emprendimientos propios.
“‘Energía del sabor’ es un programa que deja huella. Trabajamos junto a diferentes organizaciones para convocar a jóvenes que tengan interés en aprender y es una enorme satisfacción ver como muchos de ellos emprenden a partir de esta oportunidad”, aseguró Verónica Argañaraz, Directora de Relaciones Institucionales, Comunicación y Sostenibilidad de Naturgy Argentina.
En cada provincia, Naturgy articula con organizaciones y actores locales para adaptar la propuesta a las necesidades de cada comunidad. En Buenos Aires, el programa se desarrolla junto a Fundación Siloé y UTHGRA Morón mientras que en San Juan, cuenta con el acompañamiento de UTGRA San Juan y en Tucumán con UTHGRA Tucumán.
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Con su expansión a una nueva provincia, “Energía del Sabor” reafirma el compromiso de la compañía con la generación de oportunidades de desarrollo y la inclusión laboral, a través de una iniciativa que apuesta por la formación para fortalecer las capacidades de las comunidades donde la compañía está presente.
“Energía del sabor” puesta en práctica
En Buenos Aires, una de las experiencias recientes permitió poner en práctica los conocimientos adquiridos durante la capacitación. Los alumnos que participan del programa junto a Fundación Siloé prepararon cientos de pastelitos y chocolate caliente para compartir con vecinos del barrio Cascallares, en Moreno, durante una jornada por el Día de la Independencia.
“Esta jornada, así como todo el trabajo que venimos haciendo con Naturgy, lo sostenemos hace muchos años. Energía del sabor le brinda herramientas a la comunidad que son super valiosas. Muchas participantes ya están emprendiendo”, aseguró Daina Rodríguez, docente del programa Energía del Sabor en BAN.
Además de representar una instancia de aprendizaje práctico, la actividad permitió fortalecer el vínculo con la comunidad y visibilizar las capacidades desarrolladas por los participantes a lo largo de la formación.
Acerca de Naturgy Argentina
Es una compañía multinacional líder en el sector energético y pionera en la integración del gas y la electricidad en Latinoamérica y España con presencia en más de 20 países. Naturgy Argentina es accionista mayoritario de las empresas Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan.
El gobernador Rolando Figueroa y el intendente de Neuquén, Mariano Gaido. Foto: Florencia Salto.
Hay una suerte de secreto a voces en Neuquén con respecto a la fecha para las elecciones del 2027: oficialmente se juega con argumentos sólidos la posibilidad de optar por agosto o septiembre, mientras los equipos de gobierno de la capital y la provincia aceleran el modo campaña pensando en un escenario anticipado.
«Si son en febrero o marzo, estamos listos», dijo un integrante del oficialismo en la Legislatura sobre dos meses que suenan cada vez más para una eventual convocatoria a las urnas.
El segundo mes del año aparece como la preferencia para el intendente Mariano Gaido, quien en público se manifiesta a favor de septiembre. Febrero es una fecha que ha llegado a oídos de concejales, pero también de la justicia electoral, según pudo saber EN/CLAVE.
La gestión municipal se jugará la continuidad post Gaido, quien no puede reelegir, por lo que enfrenta un desafío aún mayor que el de Figueroa. La actual jefa de Gabinete, María «Tana» Pasqualini, lidera hasta el momento la carrera por la candidatura, posiblemente con el intendente como primer concejal. De elegir ese mes, alrededor de noviembre debería firmarse el decreto de convocatoria: la gestión aún tiene tiempo para determinar si las obras viales que tiene en marcha llegarán en buena forma para poner a prueba el humor social tan tempranamente.
¿Es febrero un buen mes para el gobernador? Hay dirigentes dentro de La Neuquinidad que encuadran la fecha de las elecciones provinciales en un «misterio», mientras otros barajan un rango que va entre marzo y mayo. «Van a ser como siempre», resumió un legislador sin despejar la ambigüedad.
Neuquén fue a elecciones en junio en 2007 y 2011, en 2015 y 2023 las realizó en abril y solo en 2019 se adelantaron a marzo.
Lo que sí empieza a verse menos probable es una convocatoria en la primavera del 2027, pese a que esta semana Rolando Figueroa le ratificó al jefe de Gabinete, Diego Santilli, su aval para eliminar las PASO del calendario electoral.
El gobernador había planteado como alternativa convocar a elecciones en esa fecha si no se hacían las primarias, aunque es una hipótesis que, por ahora, pierde fuerza. En Río Negro, donde Alberto Weretilneck, socio político del neuquino, también se jugará su reelección, las fechas en evaluación hoy oscilan entre marzo y mayo.
Compromiso por compromiso
La reunión entre Rolando Figueroa y Diego Santilli en Casa Rosada dejó otra promesa con varias lecturas. El gobierno de Neuquén presentó como un logro el compromiso del funcionario nacional respecto de que el régimen de Zona Fría para la Patagonia «se mantendrá como hasta ahora».
Se evitó desmenuzar la afirmación, que ni siquiera salió en la voz del propio funcionario, como había esperado de Luis «Toto» Caputo el gobernador meses atrás, y que no implicaría una modificación sobre la media sanción que había objetado La Neuquinidad en el Senado.
Desde La Libertad Avanza ratificaron a EN/CLAVE que el texto no volverá a Diputados, lo que implicaría que la senadora Julieta Corroza vote el artículo de la polémica que deja a discreción de la secretaría de Energía de Nación el porcentaje de subsidio a otorgar a la Patagonia.
«Estaba la posibilidad de bajarlo a la mitad, pero el compromiso es no tocarlo», se explicó.
Una lectura menos triunfalista podría ver más una ventaja en la negociación para Santilli que una torcida de brazo de la provincia, al menos, en los temas de gestión. O más aún, una sintonía política. El funcionario de Javier Milei también se llevó el compromiso de La Neuquinidad de apoyar la reforma del Banco Central, clave para la gestión libertaria. Y un espaldarazo ¿electoral? en la conferencia del Council of the Americas que pasó algo desapercibido: «Creo que es bueno decirles a los inversores que la Argentina no va a volver atrás».
Weretilneck, a la ofensiva
En Río Negro, esta semana hubo dos novedades vinculadas a la agenda energética del gobernador Alberto Weretilneck. Por un lado, el anuncio de un proyecto de ley para crear un fondo soberano con las regalías futuras de la minería y los hidrocarburos que recibirá la provincia. Por otro, la paralización preventiva de la mina de Calcatreu por supuestos incumplimientos en la contratación de mano de obra local.
La intención de generar un «fondo para las futuras generaciones» llega a tono con la demanda política de la época que exige a las provincias con recursos que inviertan, que ahorren, que resuelvan y, principalmente, que no le pidan ayuda al gobierno nacional.
Weretilneck dio como ejemplos el fondo de Noruega, el más utilizado para mencionar casos virtuosos de herramientas intergeneracionales, pero no hizo referencia al de Neuquén, que se creó con buenas intenciones en 2020 y mostró sus límites tres años después de empezar.
Si la provincia de Vaca Muerta, que administra más del doble de presupuesto que Río Negro con igual o menor cantidad de población, llegó a la conclusión de que primero debe resolver su atraso en infraestructura, pagar sus deudas y luego pensar en ahorrar, luce difícil que su vecina pueda encontrar una receta distinta.
Por otra parte, sorprendió que, a pocos días de este anuncio, el gobierno resolviera suspender preventivamente uno de sus principales proyectos de inversión, como es la mina de Calcatreu, por no contratar un 80% de trabajadores rionegrinos.
Hace menos de dos meses, el gobierno había destacado justamente su cumplimiento, por lo que fue llamativo que no apareciera una advertencia, una sanción o un camino intermedio antes de paralizar las operaciones. Desde la intendencia de Jacobacci afirmaron que el malestar, en realidad, ya venía desde hace tiempo por la falta de contemplación con los pobladores de la ciudad de la Línea Sur que habilitó la licencia social para esta explotación.
El parque solar de la avícola Fepasa en Entre Ríos.
Con 4.891 usuarios y una potencia instalada de 165.351 kW conectada a la red, el régimen de generación de energía distribuida a partir de fuentes renovables experimenta un crecimiento fuertemente concentrado en las provincias de Córdoba, Buenos Aires y Entre Ríos, y está dominado por los proyectos en base al recurso solar. En este escenario, ¿cómo lo están adoptando y cuánto invierten las empresas? ¿Cuáles son los beneficios, ahorros y retos que encuentran al incorporarse a este sistema?
Según Gabriel Blanco, director del Centro de Tecnologías Ambientales y Energía (CTAE) de la Universidad del Centro de la Provincia de Buenos Aires, desde la política pública nacional no hay incentivos económicos y financieros para que las empresas se incorporen a este régimen como generadoras. “Aunque algunas provincias y municipios lo están fomentando con programas para promover su adopción”, admitió a EconoJournal. Así, el desarrollo de las inversiones y proyectos recae en “la iniciativa y el esfuerzo particular de los usuarios”.
Para las empresas, el principal interés por sumarse a este régimen que las habilita a convertirse en generadoras para su autoconsumo, es la posibilidad de tener “cierta estabilidad frente a la volatilidad de las políticas energéticas y los cambios tarifarios, y algún control yautonomía en el suministro de la energía”, expresa Blanco. Y agrega que, al principio, las empresas distribuidoras -tanto las privadas como las cooperativas- se mostraban reticentes. “Veían a este régimen como una amenaza a su negocio tradicional de compra y venta de energía; pero están comenzando a cambiar porque identifican oportunidades dentro de la propia generación distribuida”, completa.
Para el especialista, además de contribuir al reemplazo de combustibles fósiles y a descentralizar -en alguna medida- el modelo energético del país, este régimen permite desarrollar cadenas de valor y empleo en los sistemas productivos locales.
El dominio solar
El régimen de generación distribuida, regulado por la ley27.424, comenzó a funcionar en 2019. Permite a los consumidores de electricidad residencial, empresas y organismos (llamados “usuarios generadores”) producir energía para autoconsumo a partir de fuentes renovables, junto con la posibilidad de inyectar los excedentesdirectamente a la red de distribución.
De acuerdo con la Secretaría de Energía, el régimen tiene 18provinciasadheridas y344 distribuidoras o cooperativas registradas. El año pasado, además, la potencia instalada tuvo un crecimiento récord de 102% con respecto a 2024.
El sectorComercial e Industrial, si bien cuenta con un número menor de conexiones (2.089 usuarios), concentra la gran mayoría de la potencia: 132.087 kW que representan casi el 80% del total.
El segmento residencial tiene 2.525 usuarios, con un aporte energético más acotado (13.218 kW), y los organismos oficiales registran 124 usuarios con 10.889 kW.
La energía solar fotovoltaica se impuso en casi la totalidad de los proyectos activos, con excepción de dos casos de biogás y un pequeño aprovechamiento hidroeléctrico en San Juan.
La generación de Mendoza
Con sede en Mendoza, la cooperativa Cofarmen –distribuidora de productos farmacéuticos- invirtió US$ 500.000 en la instalación de 660 paneles solares que comenzaron a funcionar desde hace un año y medio. Hoy tiene una potencia contratada de 450 kW y la generación anual es de 516.579 KWh. El retorno de la inversión fue calculado en siete años.
La instalación, que fue provista por la empresa Energe, abastece el consumo energético de su edificio administrativo y de su nave logística (una planta de 8.000 m2 donde se almacenan y despachan los medicamentos). Esta última presenta la mayor demanda para alimentar el sistema de acondicionamiento de temperatura y los equipos de automatización.
Federico Böhm, gerente general de Cofarmen, explicó a EconoJournal que la decisión de incorporarse a este régimen estuvo alineada con la estrategia de sustentabilidad de la compañía, pero también se orientó a la búsqueda de optimización financiera y reducir la factura de electricidad a futuro. La inversión se planificó como parte de la mudanza de la compañía a un predio de mayor tamaño. “Es más fácil diseñar e implementar estos sistemas cuando se inicia un proyecto de planta desde cero, ya que se pudo planificar la estructura del techo para que sea compatible con los paneles, a diferencia de tener que adaptar un edificio ya existente”, expresa el directivo.
Y advierte que este tipo de proyectos deben estar acompañados de una evaluación previa del gasto de energía. “Es preciso analizar cómo es el uso de la energía en función del ciclo de la empresa; eso es tan importante como el dimensionamiento de los equipos”, sostiene.
Por ahora la cooperativa no tiene sobrantes para inyectar al sistema. “En promedio, en verano, estamos produciendo el 50% o 60% de la energía que consumimos, y en horarios pico llegamos al 100%. En invierno, nos autoabastecemos en un 30% o 34%”, expresa Böhm.
Y añade que estudian la posibilidad de adquirir baterías que les permitan almacenar energía y no excederse del límite de la potencia contratada. Aunque observa que en los últimos cinco años el precio de la tecnología de almacenamiento ha bajado a la mitad, sigue siendo elevado.
Video de Energe de octubre de 2023 donde cuentan las tareas iniciales de instalación de paneles que estaban realizando en la Cooperativa Farmacéutica Mendoza (Cofarmen). Fuente: Facebook de Energe.
Paneles para regar
En diciembre pasado la productora de alimentos Valle de la Puerta -ubicada en el Valle de Famatina, provincia La Rioja-, instaló en su predio unos 3.600 paneles solares que demandaron una inversión total de US$ 1,25 millón. Con una potencia instalada máxima de 2 MW, abastece el consumo eléctrico de las unidades productivas de la empresa (como una fábrica de aceite y la bodega); pero principalmente alimenta la operación del sistema de riego, basado en 12 perforaciones, que está destinado a mantener sus 1.000 hectáreas de cultivos.
“Somos una economía regional eléctricamente dependiente, debemos obtener agua de pozos profundos en una zona donde llueven 150 mm al año”, define a EconoJournal el presidente de la compañía, Julián Clusellas. Aunque la puesta en marcha del parque solar todavía es reciente como para hacer una evaluación precisa, el directivo estima que brinda un ahorro aproximado del 30% de energía. Sin embargo, señala que a partir de septiembre u octubre, que es la época del año en que el sistema de riego comienza a utilizarse a su máxima capacidad, podrán medir los resultados con mayor precisión. Para entonces, se espera que consuma toda la energía que genera el parque solar.
Hay otro factor que actualmente afecta su evaluación económica. “Nuestro mayor problema es que el Estado no previó qué va a pasar con la energía reactiva que el panel produce cuando no estás consumiendo la energía que generás. En ese caso, la distribuidora de la provincia cobra una multa enorme por eso. Estamos tratando de solucionar ese tema con un crédito para comprar un equipo que vale US$ 40.000, cuya función es conducir la energía reactiva, evitando que cause inconvenientes”, explica Clusellas, cuya empresa exporta el 60% de su producción.
Tres parques en Entre Ríos
En la provincia de Entre Ríos, la compañía avícola FEPASA instaló tres parques fotovoltaicos para fomentar lasustentabilidad y reducir costos. Distribuidos en distintos complejos productivos, y con una potencia total de 2 MW, comenzaron a operar en marzo.
En la planta frigoríficafunciona el parque de mayor tamaño, que cuenta con 2.880 paneles bifásicosde 705 Watts cada uno, mientras que la planta de engorde posee 405 paneles y la de incubación suma 340 paneles que se colocaron en los techos de los galpones y edificios. El primer proyecto demandó una inversión de US$ 1,5 millones e implicó la construcción de una subestación propia, en tanto que los dos restantes costaron aproximadamente US$ 80.000 cada uno. El retorno de la inversión se calculó en 3,9 años y proyectan una generación anual de 3.000 Mwh.
El gobernador Rogelio Frigerio en marzo durante la inauguración del nuevo parque solar del frigorífico Fepasa.
Según Carlos Bonnin, gerente de Proyectos de Ingeniería de la empresa, desde que funciona el sistema, entre marzo y julio, el 27% de la energía que consumió la planta en horario diurno provino -en promedio- de fuente solar. Y si se consideran todas las franjas horarias, “estamos generando el 16% de la energía que consumimos”. Para los meses de verano, la estimación es autogenerar el 30% de la energía que demanden. En estos meses de operación, obtuvieron una reducción cercana al 10,5% de la factura de energía total, “si bien la potencia contratada se mantiene”, puntualiza.
El trabajo previo de diseño de la estructura del parque fue clave para optimizar el rendimiento. El desafío era cubrir el consumo interno de la planta sin sobredimensionar la producción de energía. Desde el punto de vista económico, explica Bonnin, esto mejora el retorno de la inversión, “ya que utilizar la propia energía siempre es mucho más conveniente que inyectar excedentes a la red, evitando cargos de transporte”. En este proceso, señala que la asistencia y asesoramiento de la distribuidora de energía provincial, Enersa, les resultó de gran ayuda.
Vista aérea de los paneles que incorporó Fepasa.
El primer paso a la autogeneración
La empresa Biofarma, productora y comercializadora de alimentos para animales, implementó 256 paneles solares bifásicos -de 580 Watts cada uno- para abastecer el consumo de su sede administrativa en la ciudad de Córdoba. Se trata de una primera prueba piloto para estudiar cómo se comporta el sistema, ya que la meta es abastecer con energía solar no solo las oficinas corporativas sino también el laboratorio y la nueva planta productiva que se inaugurará en ese predio en septiembre. El parque, que cuenta con una potencia instalada total de 150 kW, insumió una inversión de US$ 150.000 que, se estima, se recuperará en seis años.
Biofarma instaló 256 paneles.
El sistema comenzó a operar formalmente a fines de agosto de 2025, una vez que se instalaron el inversor y el medidor bidireccional de la distribuidora provincial EPEC. Según Francisco Casajus, ingeniero de procesos de Biofarma, en promedio, a lo largo del año el sistema cubre la totalidad del consumo de las oficinas administrativas e inyecta un pequeño excedente a la red comercial. “Por la noche, al no haber generación, se toma energía de la red para cubrir el consumo residual”, cuenta a EconoJournal. A través de la autogeneración, han logrado bajar el costo de la factura de electricidad por disminución del precio del KWh que se consume. Pero Casajus advierte que la tarifa no se reduce a cero porque se mantienen los cargos fijos, como la potencia contratada, que representan el 65% del costo.
Los próximos pasos son duplicar la dimensión de la instalación fotovoltaica actual de las oficinas y comenzar a evaluar el proyecto de generación para la nueva unidad productiva. “Estamos considerando el uso de los techos de la planta, que tiene más de 13.000 metros cuadrados de superficie disponible, para eventualmente colocar los paneles”, concluyó.
En una segunda votación indicativa para elegir al próximo secretario general de Naciones Unidas, el argentino Rafael Grossi terminó en tercer lugar, repitiendo su posición anterior pero con un aumento en los votos en contra.
La votación se llevó a cabo a puertas cerradas y de forma anónima entre los 15 miembros del Consejo de Seguridad, quienes debieron expresar su postura como “apoya”, “no apoya” o “sin opinión”. Este proceso informal permite medir el respaldo que tiene cada candidato antes de una definición definitiva.
En esta ronda, la embajadora de Guyana, Carolyn Rodrigues-Birkett, fue la más votada con ocho apoyos, desplazando del primer puesto a la costarricense Rebecca Grynspan, quien obtuvo siete votos a favor. Grossi mantuvo sus siete apoyos, pero sus rechazos aumentaron de dos a seis votos en contra.
Por detrás de Grossi quedó la expresidenta chilena Michelle Bachelet, con dos votos a favor y seis en contra. En total, ocho candidatos compiten por suceder al portugués António Guterres, cuyo mandato concluirá.
Además de Grossi, Bachelet, Grynspan y Rodrigues-Birkett, la lista incluye a Ivonne A-Baki, exministra y diplomática de Ecuador; María Fernanda Espinosa, expresidenta de la Asamblea General de la ONU y exministra ecuatoriana; Olara Otunnu, exsecretario general adjunto de Uganda; y Macky Sall, expresidente de Senegal. el 31 de diciembre.
Esta elección tiene un matiz especial por la fuerte presencia latinoamericana, ya que la región busca mantener una tradición de alternancia geográfica en el cargo, aunque no siempre se respeta. Además, hay un creciente reclamo para que, por primera vez, una mujer sea designada secretaria general de la ONU.
Para ser elegido, el próximo secretario general debe obtener al menos nueve votos favorables en el Consejo de Seguridad y evitar el veto de cualquiera de sus cinco miembros permanentes: Estados Unidos, Rusia, China, Francia y Reino Unido. Hasta el momento, ningún candidato cuenta con el consenso necesario.
Sobre el proceso, el embajador de la República Democrática del Congo, Zenon Ngay Mukongo, advirtió que “es demasiado pronto para lograr un consenso”, dejando abierta la expectativa de futuras rondas de votación.
La balanza comercial energética del país arrojó un saldo positivo en el mes de julio de U$S 892 millones, producto de exportaciones por U$S 1.506 millones (+97,8 % interanual) e importaciones por U$S 614 millones (-7,3 % interanual).
La Secretaría de Energía describió además que, en el acumulado de los primeros 7 meses del año 2026 , el saldo de la balanza comercial energética es positivo en U$S 6.853 millones como consecuencia de exportaciones por U$S 9.151 millones (+ 49,9 % i.a.) contra importaciones del rubro por U$S 2.298 millones (+ 1,5 % i.a.).
El encuentro puso el foco en las condiciones regulatorias, institucionales, comerciales y financieras necesarias para movilizar inversiones públicas y privadas y avanzar en una mayor integración de los mercados energéticos.
La integración energética volvió a ocupar un lugar central en la agenda de los países del Cono Sur. Autoridades y representantes del sector privado de la Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay se reunieron en Buenos Aires en un encuentro organizado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para analizar mecanismos que permitan acelerar proyectos de infraestructura y profundizar los intercambios de energía en la región.
Bajo el lema “Conectando Energía: Impulsando la integración para el desarrollo con impacto”, el encuentro puso el foco en las condiciones regulatorias, institucionales, comerciales y financieras necesarias para movilizar inversiones públicas y privadas y avanzar en una mayor integración de los mercados energéticos.
Integración regional
“Una mayor integración y una mejor conectividad son esenciales para impulsar el desarrollo y la competitividad en la región. A través de nuestro programa Conexión Sur, que fue parte de la organización del encuentro, buscamos acelerar los cambios para generar las condiciones para atraer más inversiones, reducir costos y aumentar la resiliencia”, expresó Morgan Doyle, gerente del Departamento del Cono Sur del Grupo BID.
En representación de la Argentina, la secretaria de Energía, María Tettamanti, planteó que la integración debe estar vinculada con una mejora de la competitividad y de las condiciones de funcionamiento de los mercados.
“Para nosotros, la integración regional no es un fin en sí mismo para agrandar las estructuras del Estado; es una herramienta para dinamizar la economía, bajar los costos de producción de nuestras industrias y mejorar la calidad de vida de los ciudadanos. Argentina ya ha iniciado su fase decisiva de normalización energética, en general, y eléctrica, en particular, reintroduciendo correctas señales de precio y quitando al Estado del rol de empresario”, expresó Tettamanti.
La infraestructura en el centro de la agenda
Durante el encuentro se analizaron experiencias y aprendizajes de distintos mecanismos de integración energética que cuentan con el apoyo del BID, entre ellos el Sistema de Interconexión Eléctrica para los Países de América Central (SIEPAC), el Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA), el Sistema de Integración Energética de los Países del Cono Sur (SIESUR) y Arco Norte. El intercambio permitió poner en común los avances y desafíos de estos procesos y analizar cómo profundizar la integración energética regional.
En ese sentido, Marcelino Madrigal, jefe de la División de Energía del BID, señaló: “La región cuenta con recursos, capacidades y experiencias que pueden potenciarse a través de una mayor integración. El desafío es construir la institucionalidad, regulaciones y la implementación de proyectos transfronterizos de infraestructura energética que generen las condiciones necesarias e incrementen el comercio energético en la región”.
La discusión estuvo atravesada por la necesidad de contar con reglas comunes y proyectos de infraestructura capaces de acompañar un mayor intercambio de energía entre los países. La integración de las redes aparece como uno de los elementos necesarios para aprovechar de manera más eficiente los recursos disponibles y ampliar las posibilidades de comercio energético.
Del encuentro participaron, además, Rudy Peredo, viceministro de Electricidad y Energías Renovables de Bolivia; Guilherme Zanetti, director del Departamento de Planificación e Interconexiones Internacionales del Ministerio de Minas y Energía de Brasil; Ximena Rincón, ministra de Energía de Chile; Gustavo Cazal, director de Energías Alternativas del Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay; y Fernanda Cardona, ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay. También estuvieron presentes representantes del Grupo BID, empresas públicas y privadas del sector, organismos internacionales y especialistas en energía.
SIESUR define su hoja de ruta hasta 2027
SIESUR celebró su X Mesa de Diálogo, con la participación de los seis países del Cono Sur. Allí, las delegaciones acordaron el Plan de Acción SIESUR 2026-2027, orientado a incrementar los intercambios de energía y avanzar sobre las prioridades definidas en conjunto. Uno de los ejes será la armonización regulatoria de la operación técnica y comercial de los mercados eléctricos bilaterales, un aspecto clave para facilitar y ampliar las transacciones de electricidad entre los países.
El plan también contempla la identificación de proyectos prioritarios de infraestructura, incluyendo ampliaciones y refuerzos de las redes nacionales y nuevas interconexiones necesarias para facilitar los intercambios eléctricos.
Como cierre de la reunión, la Argentina traspasó a Bolivia la Coordinación Pro Tempore de SIESUR para el período 2026-2027. Bajo la nueva coordinación, los países continuarán trabajando en la implementación de las prioridades acordadas y en una agenda que busca convertir la integración energética regional en proyectos concretos de infraestructura y mayores intercambios de electricidad.
De izquierda a derecha empezando de arriba: Favio Emir Ramírez, Federico Veller, Carlos Casares, Darío Arrué, Marcelo Corda y Juan Carlos Doncel Jones.
Dieciocho candidatos ya se postularon para ocupar el cargo de presidente del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege). El actual secretario de hidrocarburos, Federico Veller, es uno de los principales candidatos ya que cuenta con el respaldo del secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González. Sin embargo, la definición está abierta porque el asesor presidencial Santiago Caputo impulsa en primer lugar a Favio Emir Ramírez, director de Transporte y Distribución Eléctrica, y también tiene en su lista de favoritos a Marcelo Corda, vicepresidente de Enarsa.
El presidente Javier Milei había designado a las autoridades del flamante organismo a comienzos de mayo, pero cuando no se había cumplido un mes desde que asumieron, el titular Néstor Marcelo Lamboglia renunció en medio de una fuerte interna dentro del directorio.
Desde entonces el organismo es conducido por su vicepresidente, Vicente Serra, junto con los vocales Marcelo Alejandro Nachon, Griselda Lambertini y Héctor Sergio Falzone.
La conducción actual del Enrege con Vicente Serra a la cabeza.
Los favoritos que asoman
Veller es secretario de Hidrocarburos desde noviembre de 2024. Es un ingeniero químico egresado de la Universidad Nacional de Mar del Plata con más de 25 años de experiencia en la industria petroquimica, de energía y fertilizantes. Trabajó casi 18 años en YPF y fue CEO de Profertil entre 2020 y 2022.
Ramírez se desempeña como director Nacional de Transporte y Distribución Eléctrica desde octubre de 2024. Es ingeniero electricista egresado de la Universidad Tecnológica Nacional. Trabajó 9 años en la distribuidora Edelap y 14 años en la Empresa Distribuidora Energía Norte (EDEN). También fue perito independiente de la Corte Suprema de Justicia bonaerense entre enero de 2024 y febrero de 2025.
Por su parte, Corda es vicepresidente y subgerente general de Enarsa desde septiembre de 2014. Se recibió de contador en la Universidad Nacional de Mar del Plata y antes trabajó 17 años en la distribuidora Edelap, donde llegó a ser gerente general entre 2019 y 2024.
Si bien el plazo de inscripción todavía no cerró y aún resta que el comité evaluador realice las entrevistas y elabore una lista corta, distintas fuentes consultadas por EconoJournal aseguraron que esos tres funcionarios aparecen como los principales candidatos en una pulseada que los excede y que tiene como figuras centrales a Daniel González en representación del Ministerio de Economía y al asesor presidencial Santiago Caputo, quien ya puso hombres de su confianza en las energéticas Enarsa, Nucleoeléctrica, CNEA, Dioxitek y Yacyretá.
Los otros candidatos
En el listado de postulantes sobresalen además el ex interventor del Enargas, Carlos Casares; el ex presidente de Enarsa, Juan Carlos Doncel Jones; el ex presidente de Cammesa, Mario Cairella; y el ex interventor del ENRE, Darío Arrué. Los cuatro ocuparon esos cargos durante el actual gobierno y mantienen una cercanía relativa con el oficialismo, pero las fuentes consultadas por EconoJournal los ubicaron un escalón más abajo en la pelea por el puesto.
También se postularon tres funcionarios que trabajan actualmente en el Enrege: Horacio Julio Guadagni, nombrado recientemente como responsable de la Unidad de Administración; Graciela Ana Bravo, responsable de la Unidad Innovación y Normalización; y Guillermo Lanzillotti, responsable de la Unidad Distribución de Gas del Enrege;
El listado se completa con Juan Manuel Alfonsín, un abogado que trabajó con Cairella en Cammesa; Mónica Noemí Gay, ex secretaria legal del directorio de Enargas y ex presidenta y directora general de Gasnea; Hugo Daniel Muñoz, ex vicepresidente del Enargas; Mariano Mirotti, un abogado cordobés cercano a Carlos Bastos que se desempeñó como secretario de Concesiones en Economía; Alberto Damián Andino, ex presidente de la Empresa Jujeña de Sistemas Energéticos Dispersos; Ángel Garay, Marcos Antonio Domínguez y Pablo Horacio Guglielmi.
La lista todavía podría ampliarse ya que el plazo de inscripción vence el lunes. Marcelo Nachon y Sergio Falzone, primer y tercer vocal en el directorio actual, habían dejado trascender a sus más cercanos que también iban a participar, pero un no se inscribieron.
El proyecto de Súper RIGI, que debe tratar en Senado, está orientado a atraer inversiones desde los 1.000 millones de dólares en sectores que no están instalados en el país y que tienen que ver con el sector tecnológico, como el desarrollo de la Inteligencia Artificial. El alcance de los incentivos ofrecidos a los inversores generó polémica entre empresarios y especialistas durante el noveno programa de Aguas Arriba, el ciclo de entrevistas de EconoJournal conducido por Sabina Trossero.
Tomás Ocampo, fundador de Unblock, planteó que la Argentina parte con una importante desventaja frente a otros mercados en la competencia por captar inversiones en centros de datos y consideró que el nuevo régimen puede ser una herramienta para achicar esa distancia.
Según explicó, las compañías con las que mantiene conversaciones consideran al Súper RIGI “el mejor de los sistemas de incentivos que vieron comparados con otros países”. Para Ocampo, las ventajas naturales de la Patagonia -como disponibilidad energética y bajas temperaturas- todavía no se tradujeron en inversiones concretas: “Esa ventaja competitiva hoy no se está viendo en la cancha. Para mi tiene que ver con que estamos todavía muy atrás. Creo que puede ser un ambiente de inversión gigante, donde más inversión va a haber en los próximos años en todo el mundo”.
Tomás Ocampo, fundador de Unblock.
“Hoy no estamos compitiendo contra Estados Unidos, no estamos compitiendo contra Europa; estamos compitiendo contra los proyectos que sobran, los que se empiezan a hacer por necesidad”, señaló Ocampo, quien mencionó como competidores a países como Armenia, Kazajstán, Turquía y mercados de Medio Oriente.
María Laura Bermúdez, directora ejecutiva de la Unión Industrial Argentina (UIA), coincidió en la necesidad de atraer inversiones, principalmente aquellas que permitan desarrollar capacidades locales en actividades que no existen hoy en el país. Sin embargo, cuestionó que el Súper RIGI genere este derrame hacia el entramado productivo: “Acá el desafío es que estas inversiones las podamos traducir en oportunidades. Sin lugar a dudas esto va a generar oportunidades en la medida que tengamos una normativa que se oriente en ese sentido. Y a raíz de esto, para nosotros es importante la integración de la cadena de valor. Si nosotros queremos que estas inversiones se repliquen en empleo, generación de riqueza, desarrollo de talento y capacidades, para eso es necesario justamente el desarrollo de proveedores y la integración de la cadena.”
El 20% de contrataciones a proveedores locales
Uno de los principales puntos de discusión es el requisito de destinar al menos un 20% de las contrataciones a proveedores locales, siempre que exista oferta nacional en condiciones competitivas.
Trossero: -Como quedó redactado hoy en día [el proyecto] no estaría alcanzando para motivar el desarrollo local, porque no distingue servicios con agregado de valor local.
Bermúdez: -El proyecto original no contemplaba este 20% nacional. En el dictamen de mayoría de diputados se incorporó, pero para bienes, para obras y para servicios. Si efectivamente nosotros queremos que se cumpla este objetivo de desarrollo del entramado e integración de la cadena, es necesario acotarlo a bienes de producción nacional.
María Laura Bermúdez, directora ejecutiva de la Unión Industrial Argentina.
Al respecto, Guido Zack, director de economía en Fundar, también presentó dudas sobre la forma en que se determinará si existe una alternativa nacional competitiva y sobre las penalidades previstas ante un eventual incumplimiento: “Estamos hablando de cómo cumplir con ese 20%. ¿Por qué no más? Ojo que puede ser menos, porque este 20% que introdujo diputados tiene una cláusula de escape: siempre que una empresa local pueda proveer en la misma calidad y al mismo precio que el resto del mundo. ¿Quién decide si puede o no puede? El VPU, es decir, la empresa que vendría a invertir en el data center”.
Zack agregó que la penalidad económica por incumplir el requisito puede alcanzar los 600 millones de pesos y contrastó esa cifra con proyectos que deben superar inversiones de US$ 1.000 millones. “Casi que podría decir: ‘bueno, no lo cumplo, de última pago la penalidad’”, planteó.
Guido Zack, director de economía en Fundar.
¿Se producen suficientes componentes en Argentina?
Ocampo puso el foco en una característica particular de los data centers de inteligencia artificial: la mayor parte de la inversión corresponde a componentes que actualmente no se producen en la Argentina.
“Si el límite va a ser el 20% no se va a hacer ningún data center en Argentina. El 80% del costo hoy -y va a subir- del CAPEX son los chips y la memoria. Eso se hace en Taiwán. Entonces si el 20% que resta tiene que ser 100% nacional también va a ser un problema”.
Para Zack, la discusión debería centrarse en identificar cuáles son los incentivos que efectivamente necesita cada actividad en lugar de otorgar un paquete amplio de beneficios. Mencionó como ejemplos el tratamiento del IVA y la importación temporaria que planteó Ocampo como necesidades propias de su empresa, pero cuestionó si para atraer inversiones también resulta necesario reducir Ganancias o las contribuciones patronales, que luego no se trasladarían a inversión en infraestructura y servicios públicos.
“Hay que tener cuidado con las sábanas cortas: si tiramos de un lado nos destapamos de otra parte”, sostuvo.
Por su parte, Federico Belich, consultor económico de Fundación Mediterránea, consideró positivo utilizar incentivos para adelantar inversiones que de otra manera podrían no realizarse, pero cuestionó la creación sucesiva de regímenes excepcionales para compensar problemas estructurales de la economía argentina.
“Nosotros vemos un grave problema de inversión en Argentina. No es actual, viene ya hace mucho tiempo. Y creemos que esta creación del Súper RIGI es añadir una excepción a algo que no es excepcional sino estructural. Es positivo que se adelanten inversiones, pero la idea es que los beneficios se vayan extendiendo a toda la economía, para que todos estén en iguales condiciones y así también no solamente los grandes proyectos se puedan beneficiar del mismo sino también las cadenas de valor”, remarcó.
Federico Belich, consultor económico de Fundación Mediterránea.
“No es crear un nuevo régimen sino también aprovechar el RIGI que tiene cierto éxito”, resumió.
Ocampo defendió el potencial para construir una cadena local a partir de los data centers y mencionó su propia experiencia con Unblock. La compañía comenzó importando sus centros de datos modulares para el minado de bitcoin desde Estados Unidos y posteriormente trasladó su fabricación a la Argentina junto al astillero SPI, en Mar del Plata.
“Al principio importábamos todo de Estados Unidos y después sí industrializamos nuestros data centers acá”, señaló. “Creo que nadie que lo esté mirando desde las políticas públicas toma dimensión de lo que es esto”.
Autoridades de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, dependiente del Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz, realizaron este viernes la apertura del Sobre “B” correspondiente a la Licitación Pública Nacional e Internacional N° 02/ENERMIN/2026, destinada a la exploración y eventual explotación y desarrollo de hidrocarburos en el área provincial “Sur Río Deseado Este”, ubicada en la Cuenca del Golfo San Jorge santacruceño.
El acto fue presidido por el secretario de Estado de Hidrocarburos, Juan Carlos Morales, acompañado por los subsecretarios de Legales, Abg. Laura Fernández; de Coordinación y Planeamiento Estratégico, Lic. Victoria Videla; y de Control de Inversiones, Lic. Diego del Río; integrantes de la Comisión de Pre-adjudicación; la escribana Mayor de Gobierno, Marcela Tejeda, acompañada por la escribana delegada, Jaquelina Szachraj; además de representantes de la empresa Alianza Petrolera SA, única oferente.
En esta instancia, se procedió a la apertura del Sobre “B” presentado por la compañía, que contuvo la propuesta económica correspondiente al área, por un monto de U$S 10.117.000,00, comprometiéndose dos pozos exploratorios en el primer período, y un pozo más, para el segundo período.
Cabe recordar que el pasado 22 de julio se realizó la apertura del Sobre “A”, correspondiente a la documentación administrativa, antecedentes y requisitos establecidos en el pliego. Tras su análisis, la Comisión de Pre-adjudicación determinó que la empresa cumplía con las condiciones previstas, lo que habilitó la continuidad del proceso licitatorio.
Reactivación y cooperación tecnológica
La apertura del Sobre “B” constituye un nuevo paso en la estrategia del Gobierno de Santa Cruz para reactivar áreas hidrocarburíferas de la Cuenca del Golfo San Jorge, promoviendo inversiones, tecnología y generación de empleo.
En este marco se inscriben las gestiones desarrolladas por el gobernador Claudio Vidal, acompañado por el ministro Jaime Álvarez, durante su misión en Canadá, orientadas a fortalecer vínculos con el sector energético, incorporar nuevas tecnologías y promover capacitación para trabajadores santacruceños.
En el caso de “Sur Río Deseado Este”, la iniciativa privada de Alianza Petrolera contempla la participación de SurCana Energy Inc., empresa canadiense que cuenta con experiencia en perforaciones horizontales con ramas multilaterales para el desarrollo de reservorios de petróleo pesado.
La iniciativa fue declarada de interés público mediante el Decreto Provincial N° 1127/2025. Con la apertura del Sobre “B”, tanto la documentación como la propuesta económica continuarán siendo analizadas conforme a los procedimientos y condiciones establecidos en el pliego.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, ratificó que la Provincia debe tener la potestad de definir las condiciones de la futura concesión de la Central Hidroeléctrica Futaleufú y destacó la conformación de una mesa de trabajo con el Gobierno Nacional para alcanzar un acuerdo de cara a la próxima licitación.
El mandatario realizó estas declaraciones durante su participación como uno de los principales expositores de la 22.ª Conferencia del Consejo de las Américas, quereúne a funcionarios nacionales, gobernadores y referentes del sector empresarial.
Torres compartió el panel “Inversión, desarrollo y oportunidades: perspectivas de las provincias” junto al gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa. Durante su exposición, abordó las ventajas estratégicas de Chubut en materia energética y productiva y planteó la necesidad de transformar esos recursos en nuevas inversiones, infraestructura, empleo y mayor competitividad.
Al referirse específicamente al futuro de Futaleufú, Torres sostuvo que cualquier discusión sobre la próxima concesión debe partir del reconocimiento de las potestades que la Constitución establece para las provincias sobre sus recursos naturales.
“Hay un tema jurisdiccional que no podemos poner en debate cada cuatro años. Los recursos son de las provincias, la Constitución es clara”, afirmó.
En ese sentido, el gobernador destacó la importancia estratégica de Futaleufú para una provincia con una fuerte actividad industrial y remarcó que la generación hidroeléctrica depende de un recurso natural perteneciente a Chubut.
“Chubut es una provincia con industria electrointensiva donde tenemos una hidroeléctrica, como es Futaleufú, que genera energía a través de un recurso que es provincial, que es el agua. El poder concedente tiene que ser la provincia de Chubut”, sostuvo.
Asimismo, Torres enfatizó que la posición del Gobierno Provincial no responde a una interpretación política circunstancial, sino a las atribuciones reconocidas constitucionalmente a las provincias. “Esto no es una idea mía, esto lo dice la Constitución”, remarcó.
Una solución política antes de la licitación
En ese marco, el mandatario valoró la apertura de una instancia de diálogo con el Gobierno Nacional para abordar la futura concesión y alcanzar un entendimiento antes del llamado a licitación.
“No podemos llevar a la Justicia siempre a arbitrar sobre lo que tiene que resolver la política”, señaló Torres, y agregó: “Celebro que, a pocos meses de la licitación de Futaleufú, hayamos generado una mesa de trabajo con la Nación para que la política resuelva antes que la Justicia”.
El gobernador remarcó además que la discusión sobre Futaleufú trasciende la cuestión jurisdiccional y está directamente vinculada con las posibilidades de desarrollo productivo de Chubut y con la capacidad de la Provincia para aprovechar estratégicamente la energía generada a partir de sus propios recursos.
En ese sentido, Torres señaló que el objetivo es que Chubut pueda “utilizar esa energía, entre otras cosas, para estas tecnologías del futuro”, vinculando la defensa de los recursos provinciales con una agenda de nuevas inversiones, diversificación productiva, desarrollo tecnológico y generación de empleo.
Procedente de la India, el buque VIGOR OL arribó este martes a la costa rionegrina y comenzó este miércoles a descargar en el Puerto de San Antonio Este los 3.487 caños destinados al San Matías Pipeline, el gasoducto que conectará Vaca Muerta con el litoral atlántico para abastecer el proyecto de exportación de Gas Natural Licuado del consorcio Southern Energy.
El arribo también concreta una gestión estratégica impulsada por la Secretaría de Puertos de Río Negro, que articuló el trabajo entre Servicios Portuarios Patagonia Norte y la Prefectura Naval Argentina para ampliar la capacidad operativa del muelle.
El proceso incluyó estudios técnicos específicos, inspecciones y el cumplimiento de distintos requisitos de seguridad. Como resultado, Prefectura autorizó en julio el amarre en el Sitio 1 del Muelle de Ultramar de buques de hasta 200 metros de eslora y 50.000 toneladas de desplazamiento.
Con 183 metros de eslora y 31 metros de manga, el VIGOR OL es el primer buque que arriba al puerto bajo esta nueva autorización y permitirá poner en funcionamiento la ampliación alcanzada a partir de esas gestiones.
Además, será el primero de los 11 buques previstos para transportar materiales destinados a esta etapa del proyecto, anticipando un mayor movimiento logístico y portuario en la Región Atlántica.
La operación forma parte del avance del proyecto de Southern Energy, que prevé desarrollar desde el Golfo San Matías una nueva plataforma de exportación de Gas Natural Licuado y posicionar a Río Negro como una de las puertas de salida de la producción de Vaca Muerta al mundo.
El San Matías Pipeline será una pieza central de ese esquema, al conectar la producción gasífera con la infraestructura que permitirá su procesamiento y exportación desde la costa provincial.
La llegada de los primeros caños transforma en movimiento concreto un proceso que Río Negro viene construyendo con planificación, acuerdos, infraestructura y decisiones destinadas a preparar a la provincia para una nueva etapa productiva.
La provincia de Río Negro incorporó tecnología para fortalecer el control y la protección de sus recursos naturales. La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático llevó adelante una jornada de capacitación sobre el uso de Skylight, una herramienta digital que permite geolocalizar y monitorear embarcaciones mediante la integración de información marítima y satelital.
Durante la capacitación se presentaron los conjuntos de datos disponibles en la plataforma y sus principales funcionalidades, con el objetivo de que los equipos técnicos conozcan la herramienta y puedan aprovechar progresivamente su potencial. La actividad contó con la participación de agentes de las áreas de Biodiversidad y Áreas Naturales Protegidas, y de Sistemas de Información Geográfica y Teledetección.
La incorporación de esta tecnología sienta las bases para implementar un sistema de monitoreo y fiscalización satelital en el Golfo San Matías, que permitirá fortalecer el seguimiento de los espacios marinos comprendidos dentro de las Áreas Naturales Protegidas y mejorar el conocimiento sobre el tránsito de embarcaciones en una zona estratégica para Río Negro.
La herramienta también permitirá complementar las tareas de control vinculadas al movimiento de embarcaciones asociadas a los proyectos energéticos que se desarrollan en la región. De esta manera, la Provincia suma capacidades para contar con más información sobre lo que ocurre en sus aguas y fortalecer la toma de decisiones ambientales.
Esta iniciativa forma parte de una política provincial que busca acompañar la nueva etapa productiva de Río Negro con mayores capacidades de control y protección ambiental. Para la Provincia, el desarrollo de nuevas actividades productivas debe estar acompañado por una presencia efectiva del estado rionegrino y por herramientas que permitan cuidar los recursos.
Con la incorporación de tecnología de última generación, Río Negro fortalece su capacidad de fiscalización y resguardo de los ecosistemas marinos del Golfo San Matías, sumando información y herramientas para proteger la biodiversidad y acompañar de manera responsable el desarrollo de la Provincia.
La Provincia de Neuquén concretó este miércoles un nuevo paso en su estrategia para ampliar el desarrollo de Vaca Muerta. A través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), recibió las ofertas de empresas interesadas en explorar y eventualmente desarrollar 15 áreas hidrocarburíferas incluidas en la primera ronda del Plan Exploratorio Neuquén (PEN). De los bloques puestos en competencia, ocho recibieron ofertas de diez empresas.
“El verdadero éxito son las inversiones que se traducen en más obras, más infraestructura, más oportunidades y, fundamentalmente, en una mejor calidad de vida para los neuquinos”, aseguró el gobernador Rolando Figueroa.
El mandatario celebró el interés de los inversores y reforzó la meta de la gestión que puso primero a los neuquinos, como los beneficiaros directos para aprovechar la ventana de oportunidad directamente relacionada con los recursos.
“Es fundamental que lo que se genera a partir del gas y del petróleo llegue a toda la provincia. No puede quedar en un solo lugar, no puede quedar para unos pocos”, aseguró.
Recordó que el crecimiento de Vaca Muerta no quede concentrado en las zonas directamente vinculadas a la producción, sino que debe “derramar” en toda la provincia con mejores rutas, más viviendas, infraestructura sanitaria, escuelas, agua, saneamiento y obras de servicios públicos que permitan superar el déficit heredado de infraestructura.
La presentación de las propuestas se realizó este miércoles y posteriormente comenzará la etapa de evaluación de la documentación, para finalmente conocer las propuestas económicas.
Entre las compañías que dejaron ofertas se encuentran Phoenix Global Resources-Continental Resources, Geopark Argentina, Patagonia Energy, Aldyl Argentina, Petroquímica Comodoro Rivadavia, Patagonia Resources, JPM Energía, Ingeniería Multipiping, Selva María Oil y Bentia Energy. Las propuestas se concentraron en ocho áreas: Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, La Tropilla I, Águila Mora Noreste, Pampa de las Yeguas II NE, Chasquivil Sur y Santo Domingo II.
“Neuquén genera confianza en los inversores. Estamos muy concentrados en atraer inversiones, ya que contamos con un tiempo acotado para monetizar nuestros recursos”, aseguró Figueroa.
Las 15 áreas seleccionadas se encuentran en zonas estratégicas de la provincia, próximas a desarrollos activos y a infraestructura existente claves.
La licitación forma parte de una política más amplia que busca convertir el desarrollo de Vaca Muerta en una plataforma de crecimiento económico para toda la provincia.
En los últimos meses, Neuquén avanzó en proyectos de gran escala bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), entre ellos el desarrollo de Los Toldos II Este, con una inversión inicial anunciada de 2.400 millones de dólares, y Bajo del Choique-La Invernada, que contempla inversiones por unos 12.000 millones de dólares.
El Hospital Británico e YPF Luz firmaron un convenio de abastecimiento de energía eléctrica renovable que permitirá cubrir el 80% de su demanda energética. Con esta alianza, el Hospital Británico se convierte en una de las primeras entidades de salud de Argentina en operar con energía proveniente de fuentes renovables.
La energía contratada representa aproximadamente 5.400 MWh por año y proviene del Parque Solar El Quemado, ubicado en la provincia de Mendoza. Con una capacidad instalada de 305 MW, es el parque solar más grande de Argentina y aporta cerca del 11% de la potencia solar instalada del país.
El acuerdo tiene una vigencia de cinco años y permitirá que la institución incorpore energía renovable a sus operaciones habituales, reduciendo su huella ambiental y fortaleciendo su compromiso con una gestión cada vez más eficiente y sustentable. El volumen de energía contratado equivale al consumo anual de aproximadamente 1.500 hogares argentinos, mientras que el ahorro estimado alcanza las 2.300 toneladas de CO2 equivalente por año.
“La incorporación de energía renovable representa un nuevo paso en nuestro compromiso con una gestión responsable de los recursos y con la reducción del impacto ambiental de nuestras operaciones. En el Hospital Británico entendemos que cuidar la salud de las personas también implica cuidar el entorno en el que vivimos, por eso impulsamos de manera sostenida iniciativas orientadas a la eficiencia, la economía circular y la sustentabilidad”, afirmó Mariana Sciarreta, directora Comercial y de Relaciones Institucionales del Hospital Británico.
Este acuerdo se suma a una estrategia institucional de gestión ambiental que el hospital viene desarrollando desde hace varios años. Entre las iniciativas implementadas se destacan la ampliación de los programas de separación y reciclado de residuos, la estandarización del recupero y la correcta disposición de Residuos de Aparatos Eléctricos y Electrónicos (RAEE), la incorporación de papel de origen sostenible certificado para sus procesos administrativos y el trabajo conjunto con cooperativas de recicladores urbanos para promover la economía circular, así como la donación de más de 4 mil kilos de medicamentos a bancos comunitarios.
Como reconocimiento a estas acciones, la institución obtuvo la certificación ambiental Sello Verde, otorgada por el Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires, que distingue a las organizaciones por la eficiencia, innovación y mejora continua en la gestión integral de residuos.
“Nos alegra acompañar al Hospital Británico en este nuevo paso, que la convierte en una de las primeras instituciones de salud en operar con energía renovable. Este acuerdo pone en manifiesto la confianza de las diferentes industrias en YPF Luz y en nuestra capacidad para ofrecer soluciones energéticas costo-eficientes y sustentables. Esto nos lleva a liderar el Mercado a Término al contar con una cartera de más de 140 clientes industriales que nos eligen”, destacó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
La energía que abastecerá al Hospital Británico proviene del Parque Solar El Quemado, recientemente inaugurado. Cuenta con más de 500.000 paneles fotovoltaicos bifaciales instalados sobre una superficie superior a las 600 hectáreas y genera energía renovable para abastecer a empresas e instituciones de todo el país.
Hoy, YPF Luz es la principal compañía privada de generación eléctrica de Argentina por su capacidad instalada y continúa consolidándose como socio estratégico de organizaciones que buscan mejorar su competitividad, contar con un suministro confiable de energía y avanzar en sus objetivos de sustentabilidad.
La empresa argentina pionera en la fabricación de componentes dictó la primera capacitación sobre Conexiones, Válvulas y Manifolds para Instrumentación Industrial a alumnos del Instituto Vaca Muerta (IVM), inaugurado en el mes de marzo de este año en el ENE – Polo Tecnológico Neuquén. La misma estuvo dirigida a educandos de 3 comisiones de la primera cohorte de la institución educativa y tuvo lugar el día miércoles 12 de agosto, con una asistencia de 60 técnicos.
Domingo Bruno, Gerente General de Casucci Automatización S.A., fue el disertante principal, con la asistencia de Pablo L. Villarreal, Gerente de Ventas. Los principales temas desarrollados incluyeron: Seguridad en Instrumentación Industrial; Tuberías, Cañerías, Roscas y Extremos de Conexión; Conexiones Hermseal, Aplicaciones, Armado e Instalación; Tubos y Accesorios para Montaje de Instrumentos.
Uno de los conceptos expuestos que resultó de especial interés fue la transición del uso de cañerías hacia tuberías en los cuadros de válvulas de instrumentación industrial, que permitió a los instrumentistas reducir las posibilidades de fuga y facilitar la instalación, disminuyendo la cantidad de conexiones gracias al doblado de tubos. También se explicó cómo determinar el espesor de pared de los tubos, a partir de las necesidades de presión de trabajo, temperatura y corrosión en la conducción de fluidos.
Matías Defilpo, Referente del Área Instrumentación y del Área Electricidad del IVM, expresó la relevancia de este tipo de capacitaciones periódicas, dado el impacto que el know-how transmitido tiene en la seguridad operacional de los pozos de petróleo, puesto que un conector que no se encuentra correctamente instalado puede derivar en riesgos severos para la integridad física de las personas.
Casucci brinda capacitaciones desde el año 2014. Con más de 100 jornadas dictadas y más de 1300 técnicos capacitados, vela por la seguridad operacional, asegurando que los instrumentistas conozcan el debido uso de válvulas, conexiones y tubos, sus riesgos y los criterios para una correcta selección de componentes y materiales.
“Comparto una buena noticia. Las dos monoboyas del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS)cruzaron el Estrecho de Ormuz y avanzan hacia Punta Colorada, Río Negro, donde llegarán a finales de octubre para completar la obra marina”. Así comunicó Horacio Marín, presidente de YPF, que el buque Topaz Ishim atravesó la zona del conflicto bélico entre Estados Unidos e Irán.
El cruce por el tramo más crítico de la navegación por el Golfo Pérsico era clave para cumplir con el cronograma previsto por VMOS. Y en los últimos meses se vio amenazado por la guerra que impedía el paso por el estrecho. “Cada vez falta menos para que todo el potencial de Vaca Muerta se transforme en más producción, más exportaciones y más trabajo para los argentinos”, concluyó Marín.
Las monoboyas partieron hace diez días del puerto de Jebel Ali / Dubái, en Emiratos Árabes Unidos, y se estima que en octubre estarán en Punta Colorado, Río Negro. Son un hito estratégico para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), impulsado por YPF y un consorcio de petroleras para transformar a la Argentina en un exportador de crudo a gran escala.
Cada monoboya pesa aproximadamente 272 toneladas y tiene un diámetro de 15,3 metros. Se instalarán mar adentro, a varios kilómetros de la costa de Punta Colorada. Se conectan a los tanques de almacenamiento en tierra mediante un oleoducto submarino y manifolds de fondo (PLEMs), permitiendo amarrar y cargar directamente buques petroleros de gran porte conocidos como VLCC (Very Large Crude Carrier), superpetroleros capaces de transportar entre 200.000 y 320.000 toneladas de crudo.
Al evitar amarrar en muelles continentales, permitirá despachar directamente el crudo a los buques, reduciendo costos de flete internacional.
Un proyecto clave para YPF
Mientras las monoboyas navegan hacia el país, ya se están ejecutando las obras de infraestructura base, como la colocación del sistema de anclaje de fondo (con cadenas de más de 400 metros y 70 toneladas, además de anclas de 42 toneladas cada una). Una vez que las monoboyas lleguen a aguas rionegrinas, se iniciará la fase de montaje marítimo, el tendido de las líneas flexibles y las pruebas de hermeticidad antes de poner en marcha la mayor terminal exportadora de crudo del país.
Quiero compartirles una buena noticia. Las dos monoboyas del proyecto VMOS ya cruzaron el Estrecho de Ormuz y avanzan rumbo a Punta Colorada, Río Negro, donde llegarán a finales de octubre para completar la obra marina.
Junto con las monoboyas viajan los PLEMs, equipos submarinos indispensables para completar la conexión del sistema. Son colectores que se instalan en el lecho marino y vinculan los ductos submarinos con las líneas flexibles que llegan hasta las terminales de carga. Estos equipos recibirán el crudo transportado desde la costa y permitirán transferirlo a cada monoboya.
Hasta 550 mil barriles diarios de petróleo
Monoboyas y PLEMs van a completar el circuito entre la playa de tanques y los futuros petroleros. El VMOS comprende un oleoducto de 437 kilómetros entre Allen y Punta Colorada, una terminal terrestre con seis grandes tanques y el sistema de carga offshore.
Durante su primera etapa, el sistema podrá despachar alrededor de 180.000 barriles diarios. Luego aumentará progresivamente su capacidad hasta alcanzar los 550.000 por día en el lapso de un año y medio.
La mina de Calcatreu está en cercanías de Ingeniero Jacobacci.
El gobierno de Río Negro paralizó preventivamente los trabajos en la mina de Calcatreu por supuestos incumplimientos en la contratación de mano de obra local. Se trata del principal proyecto de producción de oro y plata de la provincia y una de las apuestas fuertes de Alberto Weretilneck para la consolidación de la matriz energética exportadora.
A través de un comunicado publicado el jueves, el gobierno aseguró que la empresa Patagonia Gold «no viene cumpliendo con el porcentaje de mano de obra rionegrina establecido por la normativa provincial 80/20″. En junio el proyecto había realizado el primer despacho de metal doré desde el aeropuerto de Bariloche hacia Canadá, en lo que significó la primera exportación de este tipo para la provincia.
«Es un proyecto modelo para el mundo», había dicho la secretaria de Energía, Andrea Confini, apenas dos meses atrás.
En ese momento, según la información oficial, la empresa representaba el 13,3% de los nuevos puestos de empleo registrados en Río Negro, con 219 empleos directos y 210 trabajadores indirectos vinculados a la construcción.
Del 80% correspondiente a empleo rionegrino, el 49% pertenecía a Ingeniero Jacobacci, la ciudad más cercana al yacimiento, y el 29% al resto del territorio provincial, se había informado.
«Compromisos específicos»
Ahora, el gobierno provincial manifestó que durante las mesas de trabajo con Patagonia Gold se habían establecido «compromisos específicos destinados a profundizar la contratación local, garantizar transparencia en las búsquedas laborales, capacitar trabajadores de la zona y generar las condiciones para que cada vez más puestos puedan ser cubiertos por vecinos de Ingeniero Jacobacci y la Región Sur».
«Entre los acuerdos alcanzados se estableció que las búsquedas laborales deben canalizarse a través de los registros oficiales del Municipio y del Servicio de Empleo Rionegrino (SER); que la empresa debe mantener actualizada la información sobre contrataciones, necesidades y perfiles requeridos; y que debe avanzar en programas de formación destinados especialmente a aquellos puestos que actualmente son cubiertos con trabajadores provenientes de otras provincias», se indicó.
La Provincia aclaró que, durante la Mesa de Trabajo, también se había solicitado «expresamente» información sobre el recambio de personal para avanzar progresivamente en el reemplazo de trabajadores «foráneos» por mano de obra local cuando existan los perfiles disponibles. «También se acordó integrar las bases laborales de AOMA y Uocra con la Bolsa de Trabajo Municipal para priorizar a trabajadores de la localidad», detalló el comunicado.
La Secretaria de Trabajo de Río Negro, María Martha Avilez, afirmó que «Río Negro está a favor de Calcatreu, de la minería y de todas las inversiones que generen desarrollo», pero que el 80/20 «es un piso: no alcanza con cumplir un porcentaje si después no se respetan los compromisos asumidos para capacitar, contratar y generar oportunidades reales para la gente de Jacobacci».
La respuesta de Patagonia Gold
Patagonia Gold emitió este viernes un comunicado en su sitio oficial en el cual informó que el 19 de agosto, tras una inspección en Calcatreu, «la Secretaría de Trabajo de Río Negro ordenó la suspensión preventiva, parcial y temporal de ciertas actividades operacionales en el Proyecto».
«La empresa está evaluando actualmente el alcance de la medida y está cooperando plenamente con las autoridades provinciales pertinentes para abordar los asuntos planteados, con vistas a reanudar las operaciones lo antes posible», planteó.
La empresa aseguró que, mientras la medida siga vigente, «continuarán las actividades esenciales necesarias para el mantenimiento, la salud y la seguridad de las instalaciones».
Tanto el gobierno de Río Negro como la firma aseguraron que el compromiso es continuar con el desarrollo de Calcatreu. La gestión de Weretilneck sostuvo que la medida «no pone en discusión» la continuidad del proyecto: «Por el contrario, busca garantizar las condiciones sobre las cuales la iniciativa recibió acompañamiento institucional y social».
Añelo cuenta con una población estimada en 15.000 habitantes. Foto: Matías Subat.
Añelo puede ser una ciudad tan vertiginosa como calma. De no ser por las decenas de camiones que, por minuto, cruzan de lado a lado la Ruta Provincial 7, prácticamente no habría ruidos interrumpiendo el ritmo de la siesta.
«Esto siempre es tranquilo», asegura la empleada de un tradicional restaurante que está «siempre lleno» y recibe a trabajadores petroleros para un almuerzo donde un plato del día se consigue a 23.000 pesos.
«Hoy ya no podemos dejar la bici afuera, pero todavía somos un pueblo chico. Entonces hay cierto hermetismo. La gente, el añelense, todavía no entiende o todavía no acepta este gran crecimiento. De a poquito va cambiando, pero cuesta. Porque fue muy rápido, muy brusco este cambio», explicó a EN/CLAVE el secretario de Gobierno de la municipalidad, Luis Angeloni.
La intendencia de Añelo funciona en un edificio de Calle 19 que se inauguró en 2018 y, como todo en la ciudad, ya quedó chico y tiene una obra de ampliación en marcha. «La gente piensa que llega a la municipalidad y la reciben con una máquina de café y no, somos esto», reconocen.
En la entrada, cuatro impresiones en A4 con el mismo mensaje: «Atención. Se comunica que, hasta nuevo aviso, ‘no’ hay turnos para audiencia con el señor intendente».
Fernando Banderet, quien asumió la gestión como parte de la alianza de Rolando Figueroa en diciembre de 2023, vive tironeado por la gestión diaria y el interés que llega desde afuera. Si Neuquén es la provincia de moda, Añelo es la prenda estrella: no hay foro empresarial que no busque sentar al intendente para entender de primera mano lo que ocurre en el corazón de Vaca Muerta. Viaja seguido a Buenos Aires y, al momento de esta crónica, está disertando en un panel en San Martín de los Andes.
El Censo 2022 relevó para Añelo una población de 6.477 habitantes, una cifra que dista de los padrones electorales y, más aún, de la estimación que tiene el municipio: aseguran que son alrededor de 15.000, sin contar a quienes van y vienen a diario para trabajar.
Añelo resuelve parte de la demanda de viviendas a través de complejos habitacionales. Foto: Matías Subat.
La ciudad resuelve buena parte de la demanda de vivienda a través de complejos habitacionales que construyen desarrolladoras inmobiliarias de todo el país para los trabajadores que llegan a Vaca Muerta. El real estate luce como la segunda actividad más pujante en la ciudad después de los hidrocarburos, aunque no es para todos.
La mayoría de los avisos aclaran: «Solo para empresas». Y los precios hacen un segundo filtro: departamentos de dos habitaciones y 50 metros cuadrados que arrancan entre los 2,5 millones y 3 millones según el proyecto.
«Esta gestión ha tratado de hacerle entender al inversor que ese complejo habitacional mañana también le dé una solución al vecino. Porque un trabajador municipal no puede pagar el mismo valor que un trabajador petrolero», dijo Angeloni, quien también contó que en el municipio piden que las construcciones contemplen viviendas para que los trabajadores puedan mudarse con sus familias y no se limiten al esquema de «cama caliente».
Gas y agua, las principales urgencias
Luis Angeloni es el secretario de Gobierno de Añelo. Foto: Matías Subat.
Uno de los principales puntos débiles de Añelo sigue siendo el acceso a los servicios. En cuanto al gas, el año pasado se habilitó la primera etapa del gasoducto construido por un acuerdo entre YPF y el gobierno provincial que permitió que unas 460 familias de La Meseta cuenten con el suministro.
«Nos falta todavía seguir ampliando barrios. La capacidad la tenemos gracias a la nueva planta reductora de gas, pero lo que nos falta es seguir con las obras chicas para poder llegar a cada manzana», dijo Angeloni, quien cuantificó el número entre 800 y 1.000 familias más de La Meseta.
«El intendente ya se reunió días atrás con la Provincia para empezar, mínimo, con el 50% de esas familias y en 2027 poder cumplir con toda la red de gas natural», afirmó.
Pero la complejidad mayor está en el agua. La creación del barrio La Meseta, en el alto de la ciudad, no contempló que la diferencia de nivel con el llamado Casco Viejo demanda una «gran cantidad de presión para poder llegar con el agua a ese sector», detalló el funcionario.
Dijo que hoy se trabaja en un convenio con el sector privado para «generar un nuevo sistema de abastecimiento desde el río Neuquén, a través de tanques de almacenamiento, y de ahí poder distribuir gran porcentaje de esa agua hacia el barrio La Meseta y a parte de la industria».
«Porque nosotros tenemos grandes complejos hoteleros que necesitamos que tengan agua, pero también necesitamos el aporte económico para abastecer todo ese sistema», sostuvo.
El objetivo del municipio es «partir en dos» el sistema de agua en Añelo y que el Casco Viejo se abastezca con la planta actual y que la zona de la meseta lo haga con la infraestructura pronta a construir. «Creemos y confiamos en que es la mejor solución para la problemática del agua que ha generado conflictos sociales y cortes de ruta. Necesitamos que en esta gestión no ocurra y tener la solución para el vecino», dijo Angeloni.
Otra meta es llegar al 2027 con 4.500 metros lineales de asfalto. Cuando la gestión asumió había 1.200 y hoy ya alcanzan los 2.100, pero la mayoría concentrados en la zona del Casco Viejo. En La Meseta, la nieve y la lluvia de semanas atrás todavía muestran sus huellas.
«Necesitamos acompañamiento»
En Añelo ya están habilitadas construcciones de hasta siete pisos. Foto: Matías Subat.
La proyección actual es que la localidad, que espera en la Legislatura el tratamiento de la ley que eleve su rango a municipio de primera categoría, duplique su población hacia el 2030. Esperan un número cercano a los 30.000 o incluso 40.000 habitantes, según escale la actividad.
«No decimos miedo, pero sí es un desafío acompañar esa recepción de vecinos que van a llegar y que lo va a marcar la industria. Pero también necesitamos acompañamiento para seguir mejorando la infraestructura», afirmó Angeloni.
El municipio se finanza con el pago de tasas, una de ellas la tasa vial que aprobó el Concejo Deliberante en 2025, los envíos de coparticipación y los fondos extra que aporta la Provincia a través de obras. «No alcanza. Es tanta la demanda que no nos alcanza», insistió el funcionario.
«Nosotros necesitamos el acompañamiento, no solamente del gobierno provincial, sino del gobierno nacional. Porque es lindo que nos nombren como añelenses, pero si no nos ayudan no vamos a poder seguir recibiendo gente y eso va a generar un problema social no solamente ahora, sino a las futuras generaciones», planteó.
La ciudad y su vecina San Patricio del Chañar ya vivieron una situación inédita en el verano como fue la presencia de personas durmiendo en la calle, «algo que nunca había pasado». La situación contribuye a la desconfianza de los pobladores que todavía añoran la vida de pueblo de productores que existió antes del boom de Vaca Muerta.
El leitmotiv de la gestión va en línea con la propuesta del gobernador Rolando Figueroa: «Primero el añelense, después el neuquino. Después, si nos alcanza, el de afuera. Pero que sepa el de afuera que tiene que tener ciertos requerimientos para poder lograr algo en Añelo».
El barrio de La Meseta es el sector nuevo de la ciudad y aún no cuenta con todos los servicios. Foto: Matías Subat.
La Provincia dio un nuevo paso en su estrategia de desarrollo hidrocarburífero al recibir, a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), las ofertas de empresas interesadas en la primera ronda del Plan Exploratorio Neuquén (PEN).
De los 15 bloques puestos en competencia, ocho recibieron propuestas de diez compañías, entre ellas Phoenix Global Resources–Continental Resources, Geopark Argentina, Patagonia Energy, Aldyl Argentina, Petroquímica Comodoro Rivadavia, Patagonia Resources, JPM Energía, Ingeniería Multipiping, Selva María Oil y Bentia Energy.
Las áreas que despertaron interés son Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, La Tropilla I, Águila Mora Noreste, Pampa de las Yeguas II NE, Chasquivil Sur y Santo Domingo II. La presentación de las propuestas marca el inicio de la etapa de evaluación de documentación, tras la cual se conocerán las ofertas económicas.
“El verdadero éxito son las inversiones que se traducen en más obras, más infraestructura, más oportunidades y, fundamentalmente, en una mejor calidad de vida para los neuquinos”, afirmó el gobernador Rolando Figueroa, quien celebró el interés de los inversores y destacó la necesidad de que los beneficios lleguen a toda la provincia.
El mandatario recordó que el crecimiento de Vaca Muerta no debe quedar concentrado en las zonas directamente vinculadas a la producción, sino que debe “derramar” en infraestructura vial, sanitaria, educativa y de servicios públicos en todo el territorio neuquino.
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La primera ronda del PEN había sido anunciada por Figueroa durante su agenda energética en Estados Unidos y presentada oficialmente en Houston, con el objetivo de mostrar el potencial de Neuquén ante inversores internacionales.
En paralelo, la provincia avanza en proyectos de gran escala bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), entre ellos Los Toldos II Este, con una inversión inicial de USD 2.400 millones, y Bajo del Choique–La Invernada, que contempla desembolsos por unos USD 12.000 millones.
Las dos monoboyas del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) superaron el Estrecho de Ormuz y continúan su navegación hacia Punta Colorada, Río Negro, con arribo previsto para fines de octubre.
Se trata de un nuevo hito en la infraestructura offshore que permitirá exportar crudo de Vaca Muerta directamente desde la costa atlántica argentina.
Cada estructura pesa 272 toneladas y mide 15,3 metros de diámetro. Una vez instaladas frente a la costa rionegrina, integrarán el sistema que permitirá cargar petróleo en buques VLCC (Very Large Crude Carrier) en altamar, conectando el oleoducto proveniente de Vaca Muerta con la terminal de exportación.
En paralelo, avanzan las obras en el mar rionegrino: se montan cadenas y anclas en el lecho marino, se emplazó una plataforma de apoyo frente a Punta Colorada y se recibieron en el Puerto de San Antonio Este los caños destinados al ducto submarino.
El proyecto VMOS progresa en distintos frentes y cada etapa refleja la magnitud de la transformación que vive Río Negro. No son hechos aislados, sino parte de una infraestructura que vinculará la producción de Vaca Muerta con los mercados internacionales.
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Con una inversión estimada en USD 3.000 millones, el consorcio integrado por YPF, Vista, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol impulsa la construcción del oleoducto de 437 km entre Allen y Punta Colorada, la terminal terrestre con seis tanques y el sistema offshore con las dos monoboyas.
El recorrido de estas estructuras hacia Río Negro confirma que la planificación energética se materializa en territorio, generando actividad logística, empleo y servicios, y preparando a la región atlántica para convertirse en un nodo estratégico de la matriz exportadora argentina.
Fondos de inversión y grandes compañías estadounidenses intensificaron en los últimos meses su presencia en Vaca Muerta, la estratégica formación de hidrocarburos no convencionales de Argentina.
El movimiento más resonante fue el de Thiel Macro, fondo creado por Peter Thiel, que incorporó a su cartera acciones de la petrolera Vista por un valor de USD 75,9 millones.
La operación se suma al desembarco de Continental Resources, fundada por Harold Hamm, que adquirió a Pluspetrol el bloque Los Toldos II Oeste y en mayo se asoció con Pan American Energy (PAE) para desarrollar cuatro áreas en la cuenca neuquina.
En paralelo, la provincia de Neuquén abrió un proceso de licitación internacional para la concesión de 15 bloques en Vaca Muerta, con participación de compañías norteamericanas independientes. Entre las interesadas figuran Brigham Exploration, dirigida por Bud Brigham, y otras firmas que buscan aprovechar el potencial de la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo de este tipo.
El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, destacó en un foro organizado por AmCham Argentina que “en la medida en que el stock de pozos productivos en Estados Unidos caiga y se note que Argentina tiene un portfolio enorme por delante, se verá una mayor migración de operadores estadounidenses hacia Vaca Muerta”.
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La apuesta más significativa proviene de Chevron, que en junio anunció una inversión de USD 13.800 millones para desarrollar el área El Trapial y solicitó la adhesión de su plan al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). Además, la multinacional mantiene una participación del 50% en las concesiones Loma Campana y Narambuena, en asociación con YPF.
Con estas operaciones, Vaca Muerta consolida su atractivo como polo energético global, capaz de captar capitales internacionales y proyectar a Argentina como uno de los principales jugadores en hidrocarburos no convencionales.
En la sede del Consejo Federal de Inversiones (CFI), en Buenos Aires, se realizó el encuentro Minería y Proveedores, que reunió a organismos multilaterales, empresas mineras, cámaras y federaciones del sector.
La jornada buscó conectar la demanda de los grandes proyectos de litio y cobre con la capacidad de provisión de la industria argentina.
La apertura institucional estuvo a cargo de Fernanda Ávila, directora ejecutiva de la Mesa del Litio, y Viviana Alva Hart, representante del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) en Argentina. También participaron los gobernadores Gustavo Sáenz (Salta), Raúl Jalil (Catamarca) y Carlos Sadir (Jujuy), junto con Ignacio Lamothe, secretario general del CFI.
Durante el encuentro se presentaron dos estudios clave. El primero, elaborado por el BID, la UIA y la CAEM, cuantificó la demanda de insumos, equipos y servicios en las etapas de construcción y operación de los proyectos mineros. El segundo, realizado por el CFI, ProPymes y Fundar, identificó qué sectores tienen mayores posibilidades de integrarse a las cadenas de valor y qué condiciones deberían modificarse para facilitar su inserción.
Las proyecciones son contundentes: los proyectos de litio y cobre podrían demandar inversiones superiores a USD 50.000 millones. Más del 70% de esa cifra se concentra en seis grandes proyectos de cobre, mientras que cerca de un cuarto corresponde a iniciativas de litio.
Entre las oportunidades detectadas figuran sectores como metalmecánica, fabricación de cañerías y válvulas, bombas, productos químicos, geosintéticos, módulos habitacionales, mantenimiento, ingeniería, transporte y logística. La posibilidad de ingresar en la etapa de construcción abre la puerta a contratos de largo plazo durante la operación de las minas.
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Sin embargo, las pymes deberán superar desafíos como aumentar la escala de producción, cumplir con certificaciones y procesos de homologación, acceder a financiamiento y contar con capital de trabajo suficiente. Además, la localización de los proyectos será determinante, ya que las compras mineras priorizan primero a proveedores locales, luego provinciales, nacionales y finalmente internacionales.
Con este panorama, el desafío será conectar la demanda de los nuevos proyectos con las capacidades de la industria argentina, anticipando necesidades, mejorando la competitividad de los proveedores y consolidando encadenamientos productivos sólidos que impulsen la diversificación económica y el desarrollo regional.
La Secretaría de Trabajo y Empleo de Cipolletti invita a participar de la capacitación “En el petróleo, el mapa hace al camino”, una propuesta orientada a quienes buscan conocer el funcionamiento de la industria energética y las posibilidades de inserción laboral que ofrece el sector.
La actividad tendrá lugar el martes 25 de agosto, de 18 a 20, en el Centro de Arte y Exposiciones Roberto Abel, ubicado en la intersección de las calles Toschi y Tres Arroyos, en Cipolletti.
En conjunto con el Instituto Técnico de Oficios Celsius, reconocido por su oferta de formación con salida laboral, la charla contará con la participación del Licenciado en RRHH Julio Aedo y el Técnico Diego Cruz como disertantes principales.
Durante la jornada se abordarán temas vinculados con la empleabilidad, los procesos productivos y las oportunidades laborales que existen dentro de la industria energética, además de los desafíos que presenta el sector para quienes buscan desarrollarse profesionalmente.
Entre los ejes de la propuesta se destacan la importancia de conocer el territorio y comprender los procesos de la actividad petrolera, así como identificar los distintos caminos de formación y trabajo que puede ofrecer la industria.
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La capacitación también pondrá el foco en las características que actualmente demanda el mercado laboral: formación técnica específica, capacidad de adaptación a esquemas de trabajo en yacimiento y elaboración de un currículum adaptado al sector Oil & Gas.
Con esta iniciativa, Cipolletti busca brindar herramientas concretas para quienes quieran acercarse a la industria energética y conocer sus posibilidades de empleo. Los interesados pueden consultar más información en el sitio web de la Municipalidad de Cipolletti.
El proyecto impulsado por el Gobierno nacional para modificar el régimen de Zona Fría ya obtuvo media sanción en Diputados y ahora espera su tratamiento en el Senado.
La iniciativa busca reducir el alcance de los subsidios al gas y dejaría fuera del beneficio a provincias incorporadas en 2021, entre ellas Córdoba.
La diputada nacional Carolina Basualdo (Provincias Unidas) cuestionó la propuesta y advirtió que su aprobación podría generar aumentos de entre 40% y 100% en las facturas de gas de unos 712.000 hogares cordobeses. El impacto alcanzaría a usuarios de 13 departamentos, incluyendo Calamuchita, Río Cuarto, San Javier y Córdoba Capital.
Según Basualdo, el nuevo esquema restringiría los descuentos a hogares con ingresos menores a tres canastas básicas y obligaría a los usuarios a realizar un empadronamiento para acceder al beneficio. “La iniciativa deja fuera a una enorme franja de la clase media y trabajadora que no puede absorber aumentos de entre el 40% y el 100% en la tarifa”, señaló.
Otro de los puntos cuestionados es la forma de cálculo del subsidio, que tomaría como referencia únicamente el precio del gas en boca de pozo. Para la legisladora, esto implica que quienes logren conservar el beneficio lo harán con un descuento menor, equivalente al 50% del cuadro tarifario total.
Mientras tanto, el Gobierno nacional alcanzó un acuerdo con provincias del Norte Grande (Catamarca, Corrientes, Chaco, Salta y Jujuy) para implementar subsidios eléctricos en zonas cálidas. Basualdo consideró que se trata de una medida “cortoplacista y antifederal” que perjudica a Córdoba y la región centro.
La diputada también cuestionó la postura de los legisladores cordobeses de La Libertad Avanza, quienes respaldaron la quita de subsidios. “Ahora me pregunto qué dirán los diputados y senadores cordobeses de la LLA que defendieron la quita de subsidios a los cordobeses y ahora el gobierno nacional busca subsidiar a otras provincias del norte”, planteó.
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El Gobierno sostiene que la modificación es necesaria para reducir el déficit del esquema de subsidios, que alcanza a unos cuatro millones de usuarios. Desde Córdoba, en cambio, advierten que el cambio trasladaría una parte significativa del costo hacia los hogares que hoy cuentan con descuentos del 30% o 50%.
Basualdo anticipó que los legisladores de Provincias Unidas mantendrán su rechazo en el Senado. “Nosotros vamos a insistir con esto hasta último minuto: es un proyecto de ley perjudicial para Córdoba y toda la región centro”, afirmó.
La transición energética no implica únicamente el desarrollo de nuevas fuentes de energía. También supone una profunda transformación de los insumos químicos que utilizan las industrias del petróleo, el gas y la minería.
En ese contexto, los productos bio-based derivados de materias primas renovables y las formulaciones nanotecnológicas comienzan a ocupar un lugar estratégico. Este artículo analiza el escenario internacional, las oportunidades para Argentina y las aplicaciones potenciales de estas tecnologías, diferenciando claramente entre desarrollos ya consolidados y líneas que requieren validación industrial.
Un cambio silencioso en la química industrial
Durante décadas, la mayor parte de los aditivos utilizados en perforación, producción de petróleo y procesamiento de minerales se desarrolló a partir de derivados petroquímicos. La presión por reducir la huella ambiental, mejorar la biodegradabilidad
y cumplir objetivos ESG está impulsando una sustitución gradual por moléculas obtenidas desde recursos renovables.
La química bio-based no pretende reemplazar indiscriminadamente a la petroquímica, sino ofrecer soluciones donde el desempeño técnico y la sostenibilidad puedan coexistir. Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica.
La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
La ciencia detrás de los biosurfactantes
Los biosurfactantes reducen la tensión superficial e interfacial y modifican la interacción entre sólidos, líquidos y gases. Cuando determinadas formulaciones forman estructuras coloidales nanométricas, aumentan su área específica y pueden actuar en
concentraciones muy bajas.
Estas propiedades abren posibilidades para mejorar lubricación, mojabilidad, dispersión de sólidos y estabilidad de sistemas complejos. Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
Petróleo: eficiencia y sostenibilidad
La explotación de reservorios no convencionales, como Vaca Muerta, exige fluidos de perforación capaces de operar bajo altas presiones, temperaturas y salinidades. En este escenario, los aditivos bio-based pueden evaluarse para incrementar la lubricidad de
lodos base agua, reducir torque y drag, colaborar en la mitigación del pegado diferencial y mejorar el comportamiento de los fluidos durante operaciones complejas.
Asimismo, la reducción de la tensión interfacial constituye una línea de investigación relevante para recuperación terciaria de petróleo (EOR). Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la
credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
MPD: un entorno de alta precisión
Los sistemas de Perforación Controlada por Presión (Managed Pressure Drilling) permiten mantener la presión de fondo dentro de ventanas operativas estrechas. Un lubricante bio-based no sustituye el sistema MPD, pero podría complementar el desempeño del fluido al disminuir la fricción mecánica y favorecer la estabilidad operacional, siempre que estas prestaciones se demuestren mediante ensayos normalizados y pruebas de campo.
Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
Minería y litio
Las operaciones mineras presentan desafíos relacionados con la perforación, el transporte de pulpas y la interacción con salmueras de elevada concentración. Las formulaciones bio-based ofrecen perspectivas interesantes por su compatibilidad con medios salinos, su capacidad de lubricación y su potencial para modificar la dispersión de partículas.
Estas propiedades son especialmente atractivas para proyectos de litio, donde las condiciones químicas son particularmente exigentes. Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
El caso de Nano BIOSURF T-2017
Una línea de desarrollo basada en sucroglicéridos, ésteres de sacarosa y otros componentes de origen renovable ilustra el potencial de esta nueva generación de aditivos. Entre las propiedades que pueden investigarse se encuentran la reducción de la tensión interfacial, la estabilidad en salmueras de alta concentración y la mejora de la lubricidad. Es importante destacar que las aplicaciones industriales deben sustentarse en resultados reproducibles obtenidos mediante protocolos reconocidos.
Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
La importancia de validar
La aceptación por parte de operadoras y empresas de servicios depende de evidencia objetiva. Resultan prioritarios los ensayos de lubricidad, reología, estabilidad térmica, compatibilidad con lodos, filtrado HPHT, transporte de recortes, daño de formación y
pruebas piloto.
La innovación tecnológica adquiere verdadero valor cuando puede demostrarse bajo condiciones reales de operación. Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
Argentina frente a una oportunidad histórica
Argentina reúne condiciones excepcionales: producción agroindustrial capaz de suministrar materias primas renovables, un ecosistema científico de alto nivel y dos sectores demandantes de innovación como el petróleo y la minería. Integrar estas
capacidades permitiría desarrollar especialidades químicas de alto valor agregado, sustituir importaciones y crear nuevos productos exportables.
Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
Una agenda para la próxima década
El futuro de estas tecnologías dependerá de la cooperación entre empresas, universidades, organismos de ciencia y operadoras. La creación de consorcios tecnológicos, programas de validación y proyectos demostrativos permitirá acelerar la incorporación de soluciones bio-based en procesos industriales críticos.
Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la
tecnología.
Conclusiones
La química bio-based ya no es únicamente una tendencia ambiental. Es una plataforma de innovación con capacidad para mejorar procesos industriales complejos. La convergencia entre química renovable, nanotecnología e ingeniería de procesos puede
convertirse en uno de los motores de la próxima generación de desarrollos industriales argentinos.
Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
El sector eléctrico brasileño atraviesa una transformación acelerada: las grandes compañías de generación, transmisión y distribución están compitiendo por tecnologías y lo hacen abriendo sus puertas a startups mediante programas de innovación abierta.
El Grupo Equatorial lanzó la primera edición del programa Órbita, con inscripciones abiertas hasta el 24 de agosto de 2026. La iniciativa busca startups en etapa de validación o tracción para resolver cinco desafíos, desde la gestión digital de equipos de protección hasta modelos circulares para residuos operativos.
Por su parte, EDP mantiene abierta hasta el 23 de agosto la décima edición de Energy Starter, centrada en redes del futuro. El formato incluye bootcamp en Lisboa, financiamiento de proyectos y acceso a activos de la compañía.
La privatizada Axia Energia (ex Eletrobras) impulsa el programa Innovation Grid y el modelo Computing Power Venturing, con una infraestructura de 96 GPUs Nvidia prevista para 2026. La empresa busca posicionarse como proveedor de capacidad de cómputo en América Latina.
En paralelo, Neoenergia destina cerca de R$75 millones por año a proyectos de PDI regulados por ANEEL, con más de 1.400 investigadores y 70 socios tecnológicos. Su hub de innovación trabaja en cuatro pilares: tecnologías inteligentes, seguridad, sostenibilidad y eficiencia operacional.
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El Sebrae lanzó el programa Scale IA, orientado a soluciones de inteligencia artificial para micro y pequeñas empresas. La iniciativa, vigente hasta octubre de 2026, integra 30 startups en asociación con la Universidade Federal de Goiás y con apoyo de AWS y Nvidia.
El ecosistema brasileño ya reúne más de 270 startups energéticas, que captaron R$841 millones en inversiones hasta 2024. La generación distribuida alcanzó 43,5 GW en 2025 y proyecta 50 GW en 2026, ampliando la base de consumidores conectados a soluciones digitales. Cabe destacar que todos los datos provienen de fuentes oficiales y corporativas.
Para proveedores y emprendedores hispanohablantes, estos programas representan una oportunidad concreta de validar soluciones en entornos reales, acceder a financiamiento corporativo y escalar tecnologías en un mercado regulado.
El comercio exterior argentino registró en julio un superávit de USD 2.115 millones, más del doble que en el mismo mes de 2025, según el Indec. Con este resultado, el país acumula 32 meses consecutivos de saldo positivo, una racha iniciada en diciembre de 2023.
Las exportaciones totalizaron USD 8.854 millones, con un crecimiento interanual del 14,1%, mientras que las importaciones retrocedieron 1,7% y sumaron USD 6.739 millones. En los primeros siete meses de 2026, el superávit acumulado llegó a USD 16.080 millones, más de cuatro veces el registrado en igual período de 2025.
El rubro Combustibles y Energía fue el gran protagonista, con USD 1.506 millones exportados, un 97,8% más que en julio de 2025. El petróleo crudo explicó gran parte del salto, con USD 1.020 millones en ventas externas. La suba combinó un aumento del 67,6% en cantidades y del 19,5% en precios, sobre una base de comparación baja.
Otros sectores también aportaron al crecimiento: el automotriz sumó unos USD 130 millones adicionales, el complejo sojero agregó USD 107 millones, y la minería exportó USD 478 millones entre oro y litio. En conjunto, la energía explicó cerca del 68% del incremento exportador de julio.
En el caso de las Manufacturas de Origen Industrial (MOI), el crecimiento fue del 11,2% interanual, aunque casi todo por precios (+13,4%), ya que las cantidades bajaron 2%. El sector automotriz mostró una paradoja: exportó más vehículos a Brasil (+28,3%), pero la producción nacional cayó 16% y las ventas internas se hundieron 31,9%.
Las Manufacturas de Origen Agropecuario (MOA) avanzaron 4,9%, también impulsadas por precios (+12,9%), mientras que las cantidades retrocedieron 7,2%. El complejo sojero aportó más de USD 1.470 millones entre harina, pellets y aceite.
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El único rubro en rojo fueron los Productos Primarios, con una baja de 0,6% por el desplome de las exportaciones de porotos de soja (−73,7%). Como contracara, el maíz fue el producto estrella del mes, con USD 1.104 millones exportados, el 12,5% del total.
Del lado de las importaciones, la caída se explicó por un desplome de las cantidades (−9,2%), pese a que los precios subieron (+8,4%). Los mayores retrocesos se dieron en Bienes de Capital (−7,7%) y en Piezas y Accesorios para Bienes de Capital (−14,9%). También bajaron las compras de Combustibles y Lubricantes (−7,3%), reflejo de la menor dependencia de energía importada.
El informe del Indec confirma que la energía se consolidó como nuevo pilar estructural del comercio exterior argentino, con impacto directo en proveedores de hidrocarburos, minería y agro. Para decisores e inversores, el dato marca oportunidades en logística, transporte y financiamiento, en un escenario de moderación del ritmo exportador pero con fuerte protagonismo del petróleo.
La actividad económica argentina registró en junio un crecimiento del 0,8 % intermensual, tras dos meses consecutivos de contracción, según el Estimador Mensual de Actividad Económica (EMAE) difundido por el Indec. En comparación con junio de 2025, la variación fue del 2,7 % interanual, mientras que el primer semestre acumuló un alza del 1,9 %.
El repunte estuvo impulsado por la minería y los hidrocarburos, que crecieron 15,6 % interanual, y por la agricultura, con un avance del 4,6 %. La industria también mostró una mejora del 1,9 %, mientras que el comercio apenas subió 0,8 %, reflejando las dificultades de ese sector para recuperarse. Cabe aclarar que el dato proviene de fuente oficial y no es una interpretación política.
De los quince sectores relevados por el EMAE, doce registraron avances interanuales en junio. El informe oficial destacó la disparidad en el desempeño, con sectores extractivos y agroindustriales en expansión frente a ramas de servicios con menor dinamismo.
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El EMAE funciona como anticipo de la variación trimestral del Producto Interno Bruto (PIB) y es un insumo clave para la política fiscal y monetaria. El repunte de junio refuerza la expectativa de un segundo semestre con mayor actividad en minería y agro, aunque con rezagos en comercio y servicios.
Para proveedores e inversores, el dato implica una mayor demanda en logística, transporte y equipamiento vinculado a la cadena extractiva y agroindustrial. En contraste, el comercio mantiene señales de debilidad que limitan oportunidades inmediatas.
El informe del Indec confirma que la economía argentina mantiene una tendencia de alta disparidad sectorial, con sectores estratégicos como minería y agro traccionando el crecimiento, mientras otros continúan en recuperación lenta.
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generdoras para el período 01/09/2026 al 13/09/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se presentron 32 ofertas por un volumen que totalizó 31,9 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,95 por millón de BTU en el PIST, y U$S 4,72 el MBTU puesto el gas en Buenos Aires.
Desde Neuquén llegaron 15 ofertas que totalizaron 13,9 MMm3/día; Desde Chubut 4 ofertas por un total de 4,3 MMm3/d; Desde Santa Cruz se realizaron 3 ofertas por un total de 2,8 MMm3/d; Desde Tierra del Fuego las ofertas fueron 6 y sumaron un volumen de 8,8 MMm3/d; y desde la Cuenca Noroesta las ofertas fueron 4 y sumaron 2,1 MMm3/días.
Los precios del gas en el PIST fueron desde U$S 3,57 hasta U$S 4,16 el MBTU, en tanto que los PPP en el GBA variaron desde U$S 4,13 hasta U$S 4,96 el MBTU, según la cuenca de origen del gas.
MetroGAS presentó su séptimo Reporte de Sustentabilidad, correspondiente al ejercicio 2025, bajo el lema “Crecimiento con Propósito”, en el que refleja la obtención del Premio Nacional a la Calidad 2025, el crecimiento sostenido por tercer año consecutivo en materia financiera y el cumplimiento del 100 % del plan de inversiones, entre otros hitos.
El reporte se estructura en torno a cinco lineamientos estratégicos: operación segura y confiable, cliente en el centro, capital humano, eficiencia operativa y desarrollo sostenible.
Como herramienta innovadora, esta edición incorporó un asistente online con inteligencia artificial que permite realizar consultas específicas sobre los indicadores, programas, iniciativas y resultados incluidos en el documento. La herramienta busca facilitar el acceso a la información y transformar la experiencia tradicional de lectura en una instancia de consulta más ágil e interactiva.
Entre los principales resultados de 2025, MetroGAS destaca la seguridad como una prioridad central de la gestión, con acciones vinculadas con la operación, el mantenimiento, la prevención y el control de riesgos. En este marco, la compañía continuó con el reemplazo de cañerías de hierro fundido por cañerías de polietileno, una iniciativa que contribuye, entre otros aspectos, a reducir emisiones fugitivas asociadas a la infraestructura.
Durante el ejercicio, MetroGAS también obtuvo el Premio Nacional a la Calidad 2025, en la categoría Gestión Integral de Empresas Grandes. El reconocimiento fue resultado del proceso de fortalecimiento del Sistema de Gestión Integrado y de un trabajo sostenido durante los últimos cinco años en torno al Modelo de Excelencia.
En materia ambiental, la compañía reportó una reducción del 3 % de sus emisiones de gases de efecto invernadero respecto de 2024 y no registró denuncias, multas ni sanciones ambientales durante el período.
La gestión de las personas también tuvo un lugar destacado. Durante 2025, MetroGAS alcanzó un 89 % de participación en su encuesta de clima, máximo histórico, y registró 28.988 horas de capacitación. Además, continuó profundizando sus programas de diversidad e inclusión y sus iniciativas de desarrollo del capital humano.
El reporte también refleja la profundización del análisis de materialidad, la gestión de riesgos y la definición de objetivos vinculados con la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y la incorporación progresiva de criterios ambientales, sociales y de gobernanza en la toma de decisiones.
Sebastián Mazzucchelli, CEO de MetroGAS, sostuvo que “el concepto rector de ‘Crecimiento con Propósito’ sintetiza esta mirada: el crecimiento de la compañía no se mide únicamente a partir de sus resultados económicos y operativos, sino también por su capacidad de generar valor para sus clientes, colaboradores, comunidades y demás grupos de interés, integrando las dimensiones económica, social y ambiental”.
El Reporte de Sustentabilidad 2025 de MetroGAS se encuentra disponible online en www.sustentabilidadmetrogas.com.ar y puede consultarse junto con el nuevo asistente inteligente, que permite explorar sus contenidos y realizar preguntas sobre los distintos aspectos de la gestión de la compañía.
Hugo Eurnekian, presidente y CEO de CGC, brazo en el sector energético de Corporación América, afirmó este jueves que el sector hidrocarburífero atraviesa «una revolución energética sin precedentes en décadas» y ratificó avances en proyectos estratégicos para colocar gas natural producido localmente en el mercado internacional a través del Océano Pacífico.
Eurnekian fue uno de los oradores del de la 26° edición de la conferencia anual del Council of the Americas en la Argentina, realizada hoy en el Hotel Alvear. El titular de CGC participó del panel «Inversión, Desarrollo y Oportunidades para Argentina» junto con los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Chubut, Ignacio Torres; y el CEO de Southern Energy LNG, Rodolfo Freyre.
“Estamos viviendo una revolución energética sin precedentes en décadas, donde por primera vez en mucho tiempo se alinean las condiciones para que el sector privado pueda invertir con previsibilidad y precios de mercado”, sostuvo Eurnekian al analizar el escenario macroeconómico y operativo que rodea a la industria.
CGC es el mayor productor de hidrocarburos de Santa Cruz, donde explota una serie de yacimientos convencionales en el norte de la provincia. El salto del precio del petróleo como resultado de la guerra en Medio Oriente y una mayor eficientización en la explotación de esos campos maduros se tradujo en una significativa mejora de los números de la empresa.
El EBITDA (ingresos antes de impuestos) ascendió, por ejemplo, a US$ 177 millones en el segundo trimestre de 2026, un 90% más que en el mismo período de 2025. En tanto que las ventas treparon a los US$ 311,4 millones, un incremento del 21% frente a los US$ 257,5 millones del segundo trimestre del año pasado.
La operación de la rentabilidad en áreas maduras se explicó también por un cambio de modelo operativo —apuntalado por la integración de algunos servicios estratégicos— y un programa de optimización de costos que la empresa puso en marcha hace ya dos años. El precio promedio del crudo percibido por CGC subió un 46% hasta los US$ 93,72 por barril, mientras que el gas se comercializó a un promedio de US$ 5,68 por MBTU (+10%).
Como resultado, la petrolera de Corporación América redujo un 5% el lifting cost, que pasó de US$ 21,62 a US$ 20,52 por BOE, con una baja más pronunciada del 12% en la Cuenca del Golfo San Jorge, donde cayó de US$ 31,09 a US$ 27,51 por BOE. En volumen, la producción de crudo creció a 4.109 m3/día (+2%), destacándose el desempeño de la producción de crudo ADCH, que aumentó un 42% hasta los 1.455 m³/día.
La estrategia es diversificar y abrir nuevos mercados
Frente a la necesidad de abrir mercados para el gas asociado que genera la mayor extracción de crudo, Eurnekian puso la mirada en las alternativas de evacuación e integración regional. “Estamos dando un paso concreto para exportar Gas Natural Licuado (GNL) a través de Chile, aprovechando la infraestructura existente de gasoductos para llegar al Pacífico de una manera eficiente y competitiva”, precisó sobre el esquema que busca acortar los plazos de salida hacia mercados asiáticos.
La iniciativa contempla un esquema brownfield que busca aprovechar la participación accionaria de CGC en Transportadora de Gas del Norte (TGN) y del gasoducto GasAndes para conectar la producción argentina de gas en Vaca Muerta con el país vecino. Este trazado transandino permitiría abastecer a instalaciones sobre la costa chilena para licuar el gas natural y embarcarlo directamente por el Pacífico, una alternativa que reduce los requerimientos de inversión inicial e interactúa en forma complementaria con los grandes desarrollos de GNL previstos para el Atlántico.
Esta estrategia de exportación se respalda en el potencial que la compañía observa en los activos que opera en el sur del país. Sobre este punto, el ejecutivo de CGC remarcó que “hay mucho potencial y muchas cosas para hacer en materia de exploración y producción, con proyectos como Palermo Aike que pueden cambiar la escala de la provincia y de la Argentina”.
Acompañar ese volumen de recursos exige un nivel de compromiso financiero que la empresa está dispuesta a asumir. Por eso, Eurnekian enfatizó que están “pensando en incrementar la actividad, seguir creciendo y redoblar la apuesta con inversiones de capital de largo plazo que sostengan este nivel de desarrollo”.
Consultado sobre las señales que el marco regulatorio actual le envía al mercado, el empresario valoró el horizonte de certidumbre que se abre para la industria. “No hay más que celebrar este tipo de iniciativas para trabajar y mejorar las condiciones de inversión, porque son las herramientas que nos permiten competir con el resto del mundo”, puntualizó.
“Todo esto representa una oportunidad concreta para ampliar la frontera productiva de la Argentina y transformar nuestros recursos naturales en un motor genuino de exportaciones y divisas”, enfatizó el CEO de CGC al definir el impacto final que tendrá la consolidación del modelo exportador en la economía real y en las provincias productoras.
Puma Energy, empresa líder en el mercado global de energía, anunció el lanzamiento de Puma Flota, una aplicación diseñada especialmente para que las empresas de transporte optimicen y lleven un control eficiente del consumo de combustible de sus flotas en toda su red de estaciones de servicio.
Con Puma Flota se pueden visualizar recorridos, consumos, tiempos, desvíos y cada movimiento de las operaciones de las unidades de transporte en un solo lugar, con la información actualizada y disponible de manera ágil, clara y eficiente.
Esta nueva app brinda mayor agilidad en cada carga y ofrece ventajas estratégicas para la gestión logística:
⦁ Control total y en tiempo real: la aplicación permite supervisar el consumo de combustible de cada unidad de la flota de manera directa. ⦁ Optimización de costos operativos, reduciendo gastos, detectando desvíos y mejorando su eficiencia. ⦁ Seguridad garantizada: el proceso de carga incluye la validación obligatoria de la patente mediante escaneo y el ingreso del kilometraje del camión, asegurando que el suministro se realiza al vehículo autorizado. ⦁ Pagos ágiles y digitales: los choferes pueden abonar utilizando el crédito disponible en la app mediante el escaneo de un código QR en el surtidor, eliminando la necesidad de manejar efectivo o tarjetas físicas y así minimizar fraudes. ⦁ Cobertura nacional: la plataforma está habilitada para operar en todas las estaciones de servicio Puma Energy del país garantizando su disponibilidad y operación continua.
“Puma Energy tiene un plan sostenido de expansión en Argentina y este lanzamiento marca un momento clave. Estamos listos para competir en cada segmento del mercado, desde el conductor particular hasta las grandes flotas corporativas del país”, afirmó Alejandro Barón de Buxhoeveden, Director de Marketing LATAM.
“Con esta herramienta, brindamos a las empresas de transporte una solución integral que garantiza un control eficiente sobre el consumo de combustible, transformando la carga en un proceso ágil y seguro mediante la validación digital de cada unidad”, afirmó Felipe Cuevas, Responsable de Flota.
Sobre Puma Energy
Puma Energy es una compañía petrolera global de refinación, transporte, almacenamiento y distribución que opera en 46 países. Es propietaria y operadora de 100 terminales de abastecimiento, así como de más de 3.000 estaciones de servicio y está presente en 80 aeropuertos alrededor del mundo.
En Argentina, Puma Energy produce combustibles y lubricantes, y opera 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.
El Gobierno nacional aprobó el ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto de la empresa Tecpetrol para el desarrollo de petróleo no convencional en el bloque Los Toldos II Este, ubicado en el hub norte de Vaca Muerta. La iniciativa contempla un desembolso global de US$ 6.400 millones y se convertirá en la mayor inversión en la historia de la compañía del Grupo Tecnhint.
El anuncio formal fue realizado por el ministro de Economía, Luis Caputo, quien destacó el alcance socioeconómico del plan al precisar que «el Comité Evaluador aprobó el ingreso al RIGI del proyecto de petróleo Los Toldos II Este de la empresa Tecpetrol en Vaca Muerta. Implica una inversión de 6.400 millones de dólares y generará 3.100 empleos directos y 4.800 indirectos».
A su vez, el titular de la cartera económica remarcó el impacto sobre la capacidad de producción estimada del yacimiento no convencional, señalando que «el proyecto prevé producir 70.000 barriles diarios de petróleo; el RIGI no solo acelerará el ritmo del desarrollo sino que además permitirá que se incrementen en aproximadamente un 40% los recursos a ser desarrollados en el área».
El proyecto presentado por la compañía que encabeza su CEO, Ricardo Markous, contempla un desembolso inicial superior a los US$ 2.000 millones hasta fines de 2027. El bloque cuenta además con la participación de la empresa estatal neuquina Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), que conserva un 10% de la titularidad del área.
El RIGI y la meta de los 100.000 barriles diarios en la cuenca
Las operaciones de perforación, terminación y operaciones de pozos en el bloque se dirigen y moniteran en tiempo real desde el Real Time Operation Center (RTOC) de Tecpetrol en Buenos Aires.
Tras el anuncio, desde la petrolera resaltaron que «la decisión de acelerar los pasos operativos en el no convencional responde a un contexto internacional que posiciona a Vaca Muerta como un activo energético de relieve estratégico«. La empresa ponderó la concurrencia del «ordenamiento macroeconómico y la previsibilidad que brindan tanto el nuevo marco regulatorio para el sector hidrocarburífero como el RIGI».
Este proyecto se apoya en la experiencia adquirida desde 2017, cuando Tecpetrol se convirtió en la primera compañía en invertir en el desarrollo masivo de gas no convencional en el país en el área Fortín de Piedra, que hoy abastece el 16% de la demanda de gas del país, y validó el potencial gasífero de Vaca Muerta.
Ahora, la meta de este proyecto propuesta por la operadora es alcanzar los 70.000 barriles de petróleo por día en el 2027, lo que le permitirá llegar a una producción cercana a los 100.000 barriles por día en la Cuenca Neuquina, se destacó en la compañía.
El proyecto ya se desarrolla en el Hub Norte de Vaca Muerta, cercano a Rincón de los Sauces, en la provincia de Neuquén. Allí la magnitud de la producción planificada requiere la construcción de la Planta Central de Procesamiento (CPF), un sistema de 50 MW de generación eléctrica, 40.000 HP de compresión, ductos de evacuación de gas y crudo y sistemas de captación de agua.
Para la construcción de las instalaciones se generarán más de 3.100 puestos de trabajo en el pico de obra. «Esta inversión -adelantan en Tecpetrol- representará un fuerte impulso para la actividad de las PyMEs industriales y de servicios. Cerca de 800 empresas nacionales participan en las tareas de construcción de las instalaciones. Muchas de ellas forman parte de nuestro programa de apoyo a la cadena de valor, ProPymes».
La propuesta apunta a mejorar el desempeño energético de edificios públicos a partir de la identificación de oportunidades de mejora y la implementación de medidas de uso racional de la energía
La Provincia de Buenos Aires puso en marcha la primera Red de Aprendizaje (RdA) orientada al uso racional y eficiente de la energía en edificios públicos. La iniciativa es impulsada por la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos y el Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida (PROINGED), con apoyo técnico del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI).
La propuesta apunta a mejorar el desempeño energético de edificios públicos a partir de la identificación de oportunidades de mejora y la implementación de medidas de uso racional de la energía. Para eso, la Red reúne a representantes de 15 edificios e instituciones de la provincia, que participan de talleres de formación y realizan relevamientos sobre sus propios consumos.
Diagnósticos energéticos
El trabajo está coordinado por la Dirección Provincial de Política Energética y Tarifaria de la Subsecretaría de Energía. Durante el segundo semestre del año, los participantes avanzarán en diagnósticos energéticos de los edificios seleccionados y, como resultado, cada institución deberá finalizar el proceso con un plan de acción concreto para reducir sus consumos y, en consecuencia, el costo de sus facturas eléctricas.
La primera jornada de la Red se realizó el 24 y 25 de junio en el Centro Bonaerense de Energías Renovables. Allí se presentaron las características de cada uno de los edificios participantes y los principales desafíos para modificar las pautas de consumo. También se abordaron conceptos vinculados con la eficiencia energética en iluminación, calefacción y refrigeración.
El eje de la capacitación consiste en mejorar la eficiencia y no implica reducir el nivel de servicio de un edificio, sino mantener las mismas condiciones de confort y funcionamiento utilizando una menor cantidad de energía.
Los edificios que incluye la Red
La Red incluye edificios de características diversas, entre ellos organismos de la administración provincial, municipios, universidades, escuelas y hospitales. Participan la Asesoría General de Gobierno, la Casa de la Provincia de Pila, el Centro de Formación Laboral N° 432 de La Plata, una escuela y una oficina administrativa de la Dirección General de Cultura y Educación, el Hospital Thompson de San Martín, La Casona del Parque Pereyra Iraola del Ministerio de Desarrollo Agrario, el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, la Municipalidad de Berisso, el Organismo Provincial de Integración Social y Urbana (OPISU), el Polideportivo Municipal “Osvaldito Arpigiani” de Henderson, Termas Tapalqué, las Torres I y II de La Plata, la Universidad Nacional de San Antonio de Areco y la Universidad Provincial del Sudoeste (UPSO).
Cámara termografíca para capturar la radiación infraroja emitida por los objetos.
Hasta el momento ya se realizaron las primeras recorridas de diagnóstico en el Hospital Thompson de San Martín, La Casona —el casco de estancia del Parque Pereyra Iraola—, la Casa Provincial de Pila y las Torres I y II de La Plata. La próxima semana, el equipo de la Dirección Provincial de Política Energética y Tarifaria continuará con los relevamientos en el Polideportivo de Henderson y las Termas de Tapalqué.
Mapeo energético
El diagnóstico busca generar un mapeo energético de cada edificio para identificar cuáles son los principales factores que explican sus consumos. A partir de esa información se podrán definir medidas de ahorro y eficiencia y establecer prioridades de intervención.
De acuerdo con las estimaciones generales utilizadas en la iniciativa, la aplicación de medidas de ahorro puede permitir reducciones de entre 5% y 15% en el consumo energético. Además del impacto sobre las facturas, la gestión energética puede contribuir a mejorar el control operativo de las instalaciones, reducir tiempos de inutilización y disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero sin afectar el funcionamiento de los edificios.
Uno de los objetivos de la Red es que las mejoras puedan ser medidas y documentadas a través de metodologías y registros de consumo. Esta información también podría servir como respaldo para futuras iniciativas de financiamiento destinadas a implementar proyectos de eficiencia energética.
Además, el programa plantea que la incorporación de estas prácticas requiere cambios en la cultura de las organizaciones. Por eso, el foco no está únicamente en las características técnicas de los edificios, sino también en la capacitación del personal que los utiliza y gestiona.
Desde su cuenta de X, el ministro de Economía, Luis Caputo anunció el ingreso al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto de petróleo Los Toldos II Este de la empresa Tecpetrol en Vaca Muerta. Según destaco el Ministro, el proyecto implica una inversión de US$ 6.400 millones y generará 3.100 empleos directos y 4.800 indirectos.
El proyecto prevee producir 70.000 barriles diarios de petróleo; y aseguró que el RIGI no solo acelerará el ritmo del desarrollo sino que además permitirá que se incrementen en aproximadamente un 40% los recursos a ser desarrollados en el área.
Desde Tecpetrol señalaron que se trata de “la mayor inversión de su historia, por un total de US$ 6.400 millones, de los cuales más de 2.000 millones se desembolsarán hasta fines de 2027. GyP, la empresa de energía de la provincia del Neuquén, participa con un 10% en el área”.
Nuevo RIGI aprobado
El Comité Evaluador aprobó el ingreso al RIGI del proyecto de petróleo Los Toldos II Este de la empresa Tecpetrol en Vaca Muerta. Implica una inversión de 6.400 Millones de Dólares y generará 3.100 empleos directos y 4.800 indirectos.
En 2017, Tecpetrol se convirtió en la primera compañía en invertir en el desarrollo masivo de gas no convencional en el país en el área Fortín de Piedra, que hoy abastece el 16% de la demanda de gas del país, y validó el potencial gasífero de Vaca Muerta.
“En un contexto internaconal que posiciona a Vaca Muerta como un activo estratégico, varios factores contribuyen con la aceleración de este proyecto: el ordenamiento macroeconómico y la previsibilidad que brindan tanto el nuevo marco regulatorio para el sector hidrocarburífero como el RIGI”, indicó la empresa.
La meta de este proyecto es alcanzar los 70.000 barriles de petróleo por día en el 2027, “lo que nos permitirá llegar a una producción cercana a los 100.000 barriles por día en la Cuenca Neuquina”.
El proyecto
El proyecto se desarrolla en el Hub Norte de Vaca Muerta, cercano a Rincón de los Sauces, en la provincia de Neuquén, requiriendo la construcción de la Planta Central de Procesamiento (CPF), un sistema de 50 MW de generación eléctrica, 40.000 HP de compresión, ductos de evacuación de gas y crudo y sistemas de captación de agua. Para la construcción de las instalaciones se generarán más de 3.100 puestos de trabajo en el pico de obra.
Según Tecpetrol, “esta inversión representará un fuerte impulso para la actividad de las PyMEs industriales y de servicios. Cerca de 800 empresas nacionales participan en las tareas de construcción de las instalaciones. Muchas de ellas forman parte de nuestro programa de apoyo a la cadena de valor, ProPymes”.
El debate por la reforma del régimen de biocombustibles abrió una disputa por el futuro de las pymes que actualmente abastecen el mercado interno de biodiésel y obligó a los aceiteros a salir a aclarar su posición.
Mientras el proyecto de ley impulsado por la senadora Patricia Bullrich plantea elevar el corte obligatorio de 7,5% al 10% y avanzar hacia un mercado abierto, las empresas regionales advierten que el esquema concentrará el negocio en las grandes aceiteras y las llevará a su desaparición.
La Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB) cuestionó especialmente el mecanismo previsto para la transición de las empresas no integradas y sugirió que existía un acuerdo con las cámaras CIARA y CEC. Pero estas entidades negaron ese acuerdo y dieron su respaldo al proyecto de Bullrich.
El proyecto de la exministra de Seguridad se encuentra en tratamiento en el Senado y forma parte del conjunto de iniciativas que discuten un nuevo marco regulatorio para los biocombustibles.
El proyecto oficialista plantea reemplazar el régimen vigente y avanzar hacia un esquema de mayor competencia. Actualmente existen 25 plantas pymes que abastecen el mercado interno y están radicadas principalmente en Santa Fe, Buenos Aires, La Pampa, Entre Ríos y San Luis.
Según CEPREB, el entramado genera unos 9.500 puestos de trabajo entre empleos directos e indirectos y representa una facturación anual cercana a los 1.000 millones de dólares.
La industria de biodiésel y la del aceite de soja nucleadas en CARBIO y en CIARA consideran prioritario que el Senado de la Nación avance con el tratamiento y dictamen para dar media sanción al proyecto de Ley de la senadora Bullrich para establecer nuevo marco regulatorio de los biocombustibles en la Argentina.
“Vemos viable subir el corte al 12,5% dado que hoy existen precios competitivos contra el gasoil importado y además se abriría la oferta a la libre competencia en un plazo razonable a partir del 2030, sin sacrificio fiscal dado que todo aumento de biodiésel redundaría en mejoras de precios para las exportaciones de aceite de soja. La industria viene invirtiendo fuertemente desde hace décadas generando más de 30.000 empleos, y está abierta al diálogo siempre sobre la base de promover la competencia, la inversión, el empleo y la producción del biodiésel de manera que beneficie al consumidor, bajando considerablemente el precio del biodiésel. No hemos alcanzado acuerdos formales con ningún sector de empresas pero alentamos el diálogo permanente. Estamos convencidos de que el Senado es el lugar indicado para encontrar soluciones regulatorias”, explicó Luis Zubizarreta, presidente de CARBIO.
El caso penal contra tres directivos de la Compañía de Saneamiento y Recuperación de Materiales S.A. (COMARSA) por contaminación ambiental en Neuquén avanzó a la etapa de juicio oral. El juez de garantías Juan Manuel Kees resolvió que la causa sea juzgada por un tribunal colegiado, tras finalizar la etapa de Control de la Acusación.
La causa está vinculada al tratamiento de residuos peligrosos derivados de la actividad petrolera en la región. COMARSA, habilitada desde 2011 para procesar suelos contaminados con hidrocarburos mediante hornos especiales que eliminan químicos tóxicos, enfrenta la acusación fiscal que cuestiona el uso que la empresa dio a ese permiso.
Según la fiscalía, los responsables de la firma almacenaron material contaminante sin tratar dentro de sus instalaciones y también en terrenos lindantes que no les pertenecían. Además, la empresa habría entregado certificados falsos de suelos descontaminados, lo que les permitió continuar recibiendo residuos para procesar sin realizar el tratamiento correspondiente.
Durante la audiencia, dos defensas solicitaron el sobreseimiento de sus representados argumentando que uno de ellos era gerente suplente y otro no tenía participación en el directorio. Sin embargo, el juez Kees rechazó estos planteos y aclaró que la participación de cada imputado se determinará en el juicio: “Podría ocurrir que luego del juicio se establezca que uno de ellos no es coautor, sino partícipe primario”.
Otro punto de controversia fue el tipo de tribunal que debería juzgar el caso. La fiscalía y las querellas, representando a la Asociación Argentina de Abogados Ambientalistas y a la Asamblea por los Derechos Humanos de Neuquén y Río Negro, solicitaron un jurado popular, pero el juez descartó esta opción. Argumentó que el juicio con jurado está reservado para delitos como abuso sexual o aquellos con lesiones gravísimas y penas superiores a 15 años, condiciones que no aplican en esta causa.
Con la elevación firme a juicio, el expediente se dirige hacia un debate oral que contará con la participación de alrededor de 150 testigos y peritos. El tribunal colegiado deberá establecer el grado de responsabilidad individual de los tres directivos en relación con el manejo irregular de los residuos petroleros en la cuenca neuquina.
Este proceso judicial cobra relevancia en un contexto donde, por un lado, YPF planea la creación de hasta 90.000 nuevos empleos y Neuquén marca récords de producción petrolera, pero por otro, las cámaras empresarias alertan sobre las dificultades que atraviesan los comercios y pymes de servicios en la región.
YPF está desarrollando un proyecto estratégico en Vaca Muerta con la construcción de una Planta Integrada de Tratamiento de Gas (IGTP), destinada a acondicionar el gas natural de la Cuenca Neuquina para su exportación como Gas Natural Licuado (GNL).
Según el Estudio de Impacto Ambiental, la planta se instalará en un terreno de 525 hectáreas ubicado en el bloque Meseta Buena Esperanza, en el departamento Confluencia, al norte de Cutral Co y Plaza Huincul. Este centro será fundamental para el proyecto Argentina LNG, ya que recibirá gas crudo de tres bloques productivos de Vaca Muerta, separará agua, condensados e impurezas y preparará el metano para su transporte hacia la costa de Río Negro.
El proyecto cuenta con una inversión aproximada de US$2.100 millones. Las primeras labores están previstas para fines de 2026, con la construcción principal iniciándose en 2027. La obra demandará cerca de tres años y alcanzará un pico de empleo de más de 4.500 trabajadores en 2028.
La planta tendrá capacidad para procesar gas de aproximadamente 1.416 pozos no convencionales, distribuidos en unos 330 pads de perforación durante sus 25 años de operación prevista. El gas llegará mediante 300 kilómetros de líneas troncales y, tras su tratamiento, será comprimido para ser enviado hacia las unidades flotantes de licuefacción (FLNG) proyectadas en el Golfo San Matías, Río Negro.
Para conectar la planta con la costa, se construirá un gasoducto de 48 pulgadas y alrededor de 520 kilómetros de extensión. Paralelamente, un poliducto de 24 pulgadas y similar longitud transportará líquidos y condensados derivados del procesamiento.
La capacidad total de la planta permitirá una producción de 12 millones de toneladas anuales de GNL (12 MTPA), desarrollada en dos etapas: la primera llegará a 6 MTPA vinculada al primer buque de licuefacción, y la segunda completará la capacidad para abastecer un segundo FLNG.
El complejo fue diseñado para operar de forma autónoma, contando con sistemas propios de generación eléctrica mediante turbinas de gas y un sistema específico de abastecimiento de agua. El proyecto incluye una toma sobre la margen sur del río Neuquén y un acueducto subterráneo de 15,8 kilómetros con capacidad máxima de 29.000 metros cúbicos diarios. La superficie operativa será de unas 175 hectáreas dentro del predio total, donde se ubicarán la planta de tratamiento, antorchas e instalaciones temporales para la construcción.
YPF y ENI ya definieron al contratista principal: la Unión Transitoria de Empresas (UTE) conformada por la argentina SACDE y la italiana Tecnimont fue seleccionada para avanzar en la ingeniería de detalle, diseño ejecutivo y definición técnica de la planta.
Con esta instalación, YPF busca transformar el crecimiento de la producción gasífera de Vaca Muerta en capacidad concreta de exportación, conectando los recursos neuquinos con la infraestructura de licuefacción prevista en Río Negro y, desde allí, con el mercado internacional de GNL.
Horacio Marín, vocero de YPF, afirmó que la empresa proyecta exportar US$10.000 millones por año con el proyecto RIGI y generar hasta 20.000 empleos. Además, destacó que la compañía acelera en Vaca Muerta, alcanzando un récord de ganancias y produciendo 213.000 barriles diarios de shale.
El presidente de YPF, Horacio Marín, informó que por el momento no habrá cambios en el precio de los combustibles, manteniendo el valor de referencia del barril en 2.100 pesos. Destacó, además, la importancia del desarrollo de Vaca Muerta para el crecimiento de las exportaciones, las inversiones y la creación de empleo.
Marín explicó que, aunque actualmente se sostiene el precio, en caso de incrementos significativos este podría ajustarse a la baja. Subrayó el papel activo del Gobierno, especialmente del presidente Javier Milei, quien le solicitó avanzar en la generación de valor. Según el titular de YPF, el Ejecutivo ha creado un círculo virtuoso mediante incentivos para la industria energética.
Con respecto a los proyectos de gas natural licuado (LNG), Marín adelantó que para finales de este año se definirá la inversión final (FID) y que las obras comenzarán en 2027, marcando un hito en el desarrollo energético nacional.
El impacto laboral también fue destacado, con la proyección de 45 mil empleos fijos vinculados al avance de los proyectos en Vaca Muerta. En materia de exportaciones, se espera que superen los 55.000 millones de dólares para 2031, un indicador clave para la economía argentina.
CEO DE YPF: “VAMOS A GENERAR 45 MIL PUESTOS DE TRABAJO FIJOS”
“Nuestra gran contribución, que no te la da el comercio, es que generás exportaciones que van a ser de más de US$55.000 millones en 2031”. pic.twitter.com/txouH8a9w4
Marín resaltó que la principal contribución del sector energético será la generación de divisas, afirmando: “Nuestra gran contribución, que no te la da el comercio, es que generás exportaciones que van a ser de más de US$55.000 millones en 2031”.
En cuanto a la producción, el presidente de YPF anticipó que para 2031 la compañía alcanzará una producción de 24 mil toneladas, en línea con los planes de expansión previstos.
También anunció que YPF presentará nuevos proyectos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), los cuales prometen una alta rentabilidad. “YPF va a presentar varios RIGI más. Las ganancias van a ser muy grandes”, aseguró.
Por último, Marín destacó la importancia de fomentar la participación de pequeños inversores en el mercado de capitales, vinculando el crecimiento de YPF con una mayor inclusión financiera. En ese sentido, instó a los ahorristas a considerar la compra de acciones de la petrolera con la frase: “Antes de comprar otro café y medialuna podés comprar una acción de YPF”.
El Gobierno nacional lanzó un concurso internacional para explorar el bloque CAN_200, un área de 5.000 km² en la Cuenca Argentina Norte, frente a las costas de Buenos Aires, entre Quequén y Mar del Plata. La medida fue oficializada mediante decreto publicado el 19 de agosto de 2026 en el Boletín Oficial.
De acuerdo con el texto oficial, la convocatoria no implica perforaciones inmediatas ni descubrimientos garantizados: habilita el procedimiento para seleccionar a la empresa que asumirá los costos de los trabajos exploratorios. En caso de hallazgos comerciales, se otorgará una concesión de explotación con el pago de regalías.
El área CAN_200 tiene antecedentes. En febrero de 2025, Challenger Energy Group PLC, compañía que cotiza en Londres, presentó una manifestación de interés para explorar ese bloque. En la misma región, la noruega Equinor perforó en 2024 el pozo Argerich-1, que concluyó sin hallazgos comerciales.
Más allá de estos intentos recientes, la exploración offshore en Argentina tiene una trayectoria extensa. Según datos de YPF, se han perforado más de 187 pozos marinos en 90 años, con hallazgos de interés y sin incidentes ambientales. Actualmente, el 20% del gas nacional proviene de yacimientos offshore en el sur del país, como el proyecto Fénix en Tierra del Fuego.
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El decreto delega en la Secretaría de Energía la convocatoria, el otorgamiento del permiso de exploración y, eventualmente, la concesión de explotación. También establece que el pliego deberá fijar condiciones del proceso y el esquema de regalías aplicables.
La exploración costa afuera ha generado controversias ambientales en el pasado. En 2021, el Ministerio de Ambiente autorizó estudios sísmicos en la Cuenca Argentina Norte, lo que derivó en una audiencia pública en General Pueyrredón y en protestas de organizaciones como Greenpeace.
Para el Gobierno, la exploración offshore cumple una doble función: ampliar el conocimiento geológico y atraer inversiones de empresas con capacidad técnica y financiera. La Secretaría de Energía sostiene que estas tareas son necesarias para incrementar la producción y maximizar la renta de los recursos.
La magnitud del potencial explica el interés oficial y empresarial. YPF estima que el Mar Argentino podría albergar decenas de billones de barriles de petróleo, recursos comparables a los de Vaca Muerta. Si esa proyección se confirmara con perforaciones exitosas, el offshore podría convertirse en un segundo pilar energético de escala nacional.
La energética Pampa Energía consiguió USD 138,4 millones en el mercado local mediante la emisión de Obligaciones Negociables (ON) Clase 28, en dólares, a cuatro años y con una tasa anual del 5,5%. La operación se concretó el 19 de agosto de 2026 y refuerza la capacidad de financiamiento de la compañía.
De acuerdo con la información oficial, el capital será amortizado en un único pago al vencimiento en agosto de 2030, mientras que los intereses se abonarán semestralmente. La emisión recibió la calificación “AAA(arg)” de FIX SCR y contó con la participación de Adcap Grupo Financiero como colocador.
Los fondos obtenidos podrán destinarse a inversiones en activos físicos en Argentina, incluyendo proyectos de petróleo y gas, generación eléctrica y fertilizantes. También podrán utilizarse para refinanciar pasivos existentes e integrar capital de trabajo.
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Entre los proyectos estratégicos figura la construcción de una planta de urea en Bahía Blanca, con una inversión estimada en USD 2.700 millones, que será la más grande de la región y busca ampliar la producción local de fertilizantes, un insumo clave para la agroindustria.
En paralelo, la compañía avanza con el desarrollo de Rincón de Aranda en Vaca Muerta, con una inversión superior a USD 4.500 millones. El objetivo es alcanzar una producción de 45.000 barriles diarios en 2027, consolidando a Pampa como uno de los principales actores en shale oil.
Ambas iniciativas cuentan con aprobación para ingresar al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), que otorga beneficios fiscales y cambiarios para proyectos de gran escala. Este marco regulatorio es considerado clave para viabilizar el financiamiento y ejecución de las obras.
La energética presidida por Marcelo Mindlin refuerza así su programa de inversiones, combinando expansión industrial y desarrollo petrolero, con el objetivo de consolidar su rol en la transformación energética y productiva de Argentina.
El banco latinoamericano Bladex (NYSE: BLX) cerró un financiamiento sindicado por USD 125 millones, a cuatro años, para Southern Energy S.A. (SESA), la compañía que impulsa el primer proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) de Argentina. El anuncio se realizó el 20 de agosto de 2026 en Ciudad de Panamá y marca un hito estratégico para monetizar el gas de Vaca Muerta.
En esta operación, Bladex actuó como Sole Lead Arranger y Bookrunner, movilizando capital internacional hacia infraestructura energética en América Latina. “Este proyecto demuestra cómo una visión de largo plazo puede convertir recursos de clase mundial como Vaca Muerta en oportunidades concretas de crecimiento y generación de divisas”, afirmó Carlos de Alvear, vicepresidente senior de Bladex para Sudamérica y México.
Por su parte, Pablo Sazbon, CFO de SESA, destacó que el financiamiento representa un respaldo clave para avanzar en la infraestructura que permitirá convertir el potencial gasífero de Vaca Muerta en exportaciones de GNL. La compañía prevé alcanzar exportaciones de hasta 6 millones de toneladas por año (MTPA) y generar más de USD 2.000 millones en ingresos anuales.
Los accionistas de SESA —Pan American Energy (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%)— confirmaron una inversión superior a USD 15.000 millones para 20 años de operación. El proyecto contempla la instalación de dos buques de licuefacción en el Golfo San Matías, Río Negro, además de gasoductos y plantas de compresión.
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Entre 2027 y 2035, Southern Energy proyecta exportaciones por más de USD 20.000 millones, consolidando a Argentina como nuevo actor en el mercado global de GNL. Durante la fase de construcción se crearán 1.900 empleos directos e indirectos, con fuerte participación de proveedores locales.
El respaldo de Bladex reafirma su compromiso con proyectos que fortalecen la infraestructura estratégica y la seguridad energética de la región. Fundado en 1979 por bancos centrales latinoamericanos, el banco tiene sede en Panamá y presencia en Argentina, Brasil, Colombia, México, Nueva York y Perú, cotizando en la Bolsa de Nueva York desde 1992.
La iniciativa de SESA representa un cambio estructural para la matriz energética argentina: por primera vez, el país contará con capacidad de licuefacción y exportación de gas natural, transformando el potencial de Vaca Muerta en divisas y desarrollo sostenible.
La petrolera estadounidense Continental Resources y Phoenix, controlada por la suiza Mercuria, se asociaron para presentar ofertas conjuntas en la licitación internacional de bloques de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta, provincia de Neuquén. Ambas compañías ofertaron por seis de los quince bloques abiertos, convirtiéndose en las que más propuestas presentaron en esta ronda.
Según informó la empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la licitación es la primera que se realiza sobre áreas de Vaca Muerta desde 2017. Tras la presentación de las ofertas técnicas, el proceso continuará con la evaluación de las ofertas económicas.
“GyP tendrá un rol activo como socio en el desarrollo de los bloques, articulando con empresas e inversores y generando las condiciones para nuevos proyectos”, señaló su presidente, Guillermo Savasta.
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Entre los participantes también figuran GeoPark, Patagonia Energy, Aldyl, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), JPM Energía, Ingeniería Multipiping, Selva María Oil y Bentia Energy, lo que refleja el interés creciente en la formación neuquina.
El desembarco de Continental en Vaca Muerta se produjo a finales de 2025, cuando adquirió el bloque Los Toldos II Oeste a Pluspetrol. En mayo de 2026, la firma fundada por el magnate Harold Hamm se asoció con Pan American Energy (PAE) para desarrollar cuatro áreas adicionales, consolidando una presencia acelerada en la región.
Considerada la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo de este tipo, Vaca Muerta ha recibido inversiones por unos USD 52.000 millones desde que YPF inició su explotación masiva en 2013. Ese desarrollo permitió a Argentina revertir el déficit energético y activar proyectos de exportación de hidrocarburos.
La privatización ferroviaria de Argentina terminará en 50 años (más allá de la existencia de quienes la firmen). AIMAS entiende que debieran ser 99 años, pero con todos los resultados en 10 años.
Los millones de lo efímero
Quien ganara un RIGI por invertir 250 millones de dólares en la vía Jujuy – Córdoba – Retiro, podría cumplir con el «aumento de producción» en los primeros 3 meses de concesión, pues será solo ordenar operativa y comercialmente, pero agotaría la inversión de 250 M en unas pocas barreras automáticas, algunos durmientes y puentes a lo largo de 1.600 Km, para una «obra» que se extinguiría físicamente en menos de 10 años, pues el resto del recorrido seguirá con más de un siglo de antigüedad.
Es inviable considerar la dimensión ferroviaria con la de la economía de un muelle portuario o un acueducto de riego zonal.
Para las necesidades de transporte de Argentina y realmente bajar el costo logístico a las exportaciones masivas, los RIGI ferroviarios deberán tener:
Un piso del orden de los 18.000 millones de dólares para la Malla Norte, 15.000 para la Malla Sur, 4.000 para la Malla Mesopotámica y otros 3.000 para la Malla AMBA;
Un piso considerablemente menor que los 250 millones para las inversiones en vagones NUEVOS, contenedores, semirremolques, desvíos, nodos de transferencia, real estate de transporte (y anexos) en estaciones. La inversión, alianzas, acciones de las empresas de la logística del camión son el 100% del cuerpo comercial y del alcance de ese mismo ferrocarril, y es por eso que deben ser alcanzadas por el beneficio, pero en dimensiones adecuadas.
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Reconstrucción en montaña (Para que dure más de 30 años): entre 2,5 y 15 millones de dólares el Km.
Reconstrucción en llanura (Para que dure más de 30 años): entre 1,5 y 2,5 millones de dólares el Km.
El aumento de productividad por unidad es la condición de base para bajar el costo del flete: El estado general de la infraestructura ferroviaria argentina y su baja productividad por bajo peso por eje y baja altura, obligan a la reconstrucción urgente, total y a máxima capacidad técnica.
Estándares de 1870 y 1899: A 15 toneladas por eje en trocha métrica o a 20 en trocha ancha, jamás podrá amortizarse la inversión, mientras que a 32,5 toneladas por eje con máxima altura de vagones (y trocha estándar o ancha), se amortizará ente 15 y 25 años, con el doble de capacidad para igual cantidad de trenes.
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La mayor producción de transporte ferroviario nunca implica menores costos cuando la unidad de transporte equivale a un Isetta de 3 asientos en lugar de a un minibús Sprinter de 19 asientos: El aumento de productividad por unidad es el que realmente bajará costos al productor y aumentará beneficios a los inversores ferroviarios, logísticos, etc del ecosistema integrado.
En síntesis, por un lado el RIGI ferroviario parte de parámetros incompletos e insuficientes para una red ferroviaria y, por el otro, el propio RIGI constituye una necesidad de revisar los criterios de licitación y al propio open access.
Una tabla de puntaje para que gane el País
El nuevo encuadre del RIGI para infraestructura ferroviaria abre una oportunidad que Argentina debería aprovechar antes de adjudicar sus vías por las próximas décadas, es decir, el propio marco conceptual y político del mismo RIGI requiere un cambio radical en el formato de privatización y sus criterios.
El Decreto nacional de Argentina 748/2026 acaba de precisar que, en el ferrocarril, las inversiones sobre infraestructura existente pueden constituir una ampliación cuando produzcan un aumento verificable de la capacidad de transporte determinado mediante parámetros técnicos objetivos.
Aquí aparece una contradicción que conviene resolver: si el RIGI exige demostrar mayor capacidad y producción, la licitación ferroviaria de la infraestructura no debería premiar solamente el menor peaje por tonelada-kilómetro, como así tampoco el remate de locomotoras y vagones -pues estos están congelados en normativas de productividad de 1870 y 1899-.
El criterio debería estimular aquello que realmente necesita la economía:
Más toneladas, más volumen y más altura transportable por cada vagón;
Más oferta de servicios de comercio electrónico, localidades, pasajeros;
Más kilómetros reconstruidos a estándares actuales;
Más ramales abandonados recuperados;
Más trazas nuevas;
Y, con máxima prioridad, más kilómetros de conexiones internacionales reconstruidas.
La oportunidad es pasar de una competencia por el menor precio entre ferroviarios a una competencia por el mayor resultado económico para los pasajeros, los cargadores y para todos los inversores del ecosistema integrado ferrocarril – camión – puertos – barco.
Por encima de todo puntaje para la adjudicación de la concesión (y de los beneficios del RIGI), la garantía de confianza económica y de certeza de productividad y producción están en que:
Durante los primeros 24 a 48 meses se multiplique la cantidad de clientes y localidades atendidas.
La reconstrucción total incluya la unificación de la trocha en toda la malla concesionada, lo que ratifica la necesidad de que la concesión debe ser a uno solo sobre las tres ex líneas San Martín, Belgrano y Urquiza del BCyLSA.
Minería, O&G, Agro y pymes en riesgo o en ventaja
Tal lo indica el mapa del «proyecto open access» oficial de 2018, y tal como lo indican los cálculos, la experiencia internacional y las propias palabras de quienes justifican el modelo de acceso abierto ferroviario, la infraestructura no le será rentable a quien la explote, por lo que un RIGI que no exija y juzgue con una matriz de aumento de productividad, eficacia y alcance, no reducirá costos al público y sí requerirá de aportes del Estado para ir más allá de los primeros 10 años de concesión.
Por el contrario, un RIGI amplio y de matriz compleja, junto a una concesión de infraestructura más tracción, real estate y pasajeros con maximización de la capacidad por vagón y alianza con el camión, puertos y barcos, será rentable y la minería, el agro, las pymes, los pasajeros y el O&G podrán respirar.
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Los gobernadores, el público y el gobierno de Argentina tienen a disposición la propuesta Modelo Ferroviario Integrado 5F que en Diciembre 2025 y Enero 2026 le fuera entregado por expediente a la Jefatura de Gabinete de Ministros de la Nación, el cual resulta consistente con el criterio político del reciente RIGI ferroviario, agregando las mejoras que requiere la concesión ferroviaria para bajar costos, aumentar exportaciones, expandir la oferta y la competencia y, por supuesto, motivar múltiples inversiones que no requieran un nuevo salvataje por parte del público a través del Estado.
Nota: Debajo de esta nota, los accesos a la documentación y a mayores descripciones del intermodalismo, el Modelo 5F y la oportunidad de gobernanza del ecosistema ferroviario 5F para provincias, municipios y empresariado.
Caja de herramientas para implementar el intermodalismo y el 5F
Las siguientes notas de AIMAS y los tópicos listados aquí debajo, amplían la información sobre la propuesta 5F, el ecosistema integrado intermodal y la variedad de alternativas de inversión en transporte, logística y movilidad que provoca ese ambiente rentable, eficaz, cooperativo, colaborativo y competitivo.
¿Qué pueden hacer los dirigentes para mejorar el transporte? -Políticos, Empresarios, Periodistas, Sindicales-
Las decisiones desde 1961 a la fecha instalaron la incapacidad logística argentina. Los dirigentes de este momento histórico podrán facilitar o no la de los siguientes 99 años.
La rentabilidad de la licencia social -intermodal y ferroviaria-
La diferencia entre un tren carguero pasando de largo, a costa de la infraestructura que paga el público que no es atendido, y el mismo tren, pero sobre un ferrocarril rentable que atiende a todos.
Gobernanza ferroviaria: Santa Fe y Río Negro ya decidieron. Las demás deberían dejar de esperar.
Argentina: AIMAS propone a gobiernos provinciales que pidan la silla de la Ley 26.352
Durante 179 años, municipios, cargadores, público, provincias no tuvieron participación formal en las decisiones ferroviarias. El momento es ahora, antes de privatizar.
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, anunció la creación del Fondo Soberano de Río Negro, un instrumento destinado a preservar parte de los ingresos extraordinarios generados por el petróleo, el gas y la minería. El proyecto de ley será enviado a la Legislatura provincial en septiembre, con la meta de ser aprobado antes de fin de año.
De acuerdo con lo expuesto en el I Foro de Juventudes Rionegrinas, el fondo se financiará con una porción de las regalías y acuerdos con la industria energética, incluyendo proyectos como la exportación de crudo desde Punta Colorada y las iniciativas de Gas Natural Licuado (GNL). El horizonte de ahorro planteado es de 10 a 15 años, con el objetivo de impulsar infraestructura y diversificación económica que trascienda a los gobiernos de turno.
Weretilneck remarcó que estos recursos no deben destinarse a gastos corrientes ni a cubrir reclamos salariales inmediatos. “Los gastos del Estado no son solamente salarios”, afirmó, en un mensaje político en medio de tensiones gremiales en la provincia.
La referencia internacional es el Government Pension Fund Global (GPFG) de Noruega, considerado el mayor fondo soberano del mundo, que en 2026 gestionaba USD 2,24 billones con una estrategia diversificada en acciones y renta fija. Otros ejemplos relevantes son el China Investment Corporation (USD 1,57 billones), el Abu Dhabi Investment Authority (USD 1,19 billones), el Kuwait Investment Authority (USD 232.000 millones) y los fondos chilenos vinculados al cobre.
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A nivel global, los fondos soberanos administran más de USD 15 billones, consolidándose como actores estratégicos en sectores que van desde la energía hasta la inteligencia artificial. Río Negro busca sumarse a esta tendencia con un esquema provincial adaptado a su matriz productiva.
El anuncio también reaviva el recuerdo del “fondo anticrisis” creado en Santa Cruz en los años 90, cuando la provincia recibió USD 660 millones por regalías petroleras mal liquidadas por YPF. A diferencia del modelo de transparencia que propone Weretilneck, aquel antecedente estuvo marcado por la falta de control: los fondos fueron depositados en bancos extranjeros y se agotaron en gastos corrientes. Según el Tribunal de Cuentas, en 2021 el saldo remanente era de apenas USD 9.295.
La propuesta rionegrina busca evitar esos errores y consolidar un esquema de ahorro intergeneracional que permita transformar los ingresos extraordinarios en capital para el futuro. Con ello, la provincia pretende garantizar que la riqueza generada por los recursos naturales se traduzca en desarrollo sostenible y beneficios duraderos para las próximas generaciones.
La herramienta permite a las compañías visualizar recorridos, consumos, tiempos y desvíos de cada unidad, además de acceder a información actualizada sobre las cargas realizadas.
Puma Energy lanzó Puma Flota, una nueva aplicación destinada a empresas de transporte que busca digitalizar la gestión del consumo de combustibles y centralizar en una misma plataforma la información vinculada con las operaciones de sus flotas.
La herramienta permite a las compañías visualizar recorridos, consumos, tiempos y desvíos de cada unidad, además de acceder a información actualizada sobre las cargas realizadas. El objetivo es facilitar el seguimiento de las operaciones y aportar mayor trazabilidad al uso de combustible.
Mecanismos de la plataforma
Uno de los principales mecanismos incorporados por la plataforma es la validación digital de cada carga. El sistema exige el escaneo de la patente y el ingreso del kilometraje del camión antes de habilitar el suministro, con el propósito de verificar que el combustible sea cargado en el vehículo autorizado.
Puma Flota también incorpora un sistema de pago digital. Los choferes pueden utilizar el crédito disponible en la aplicación mediante el escaneo de un código QR directamente en el surtidor, sin necesidad de utilizar efectivo o tarjetas físicas.
Según informó la compañía, la plataforma está habilitada para operar en todas las estaciones de servicio de Puma Energy en Argentina, lo que le permite ofrecer cobertura a las empresas que operan con flotas a nivel nacional.
El lanzamiento de Puma Flota
El lanzamiento se enmarca en el proceso de expansión que Puma Energy viene desarrollando en el mercado argentino. “Puma Energy tiene un plan sostenido de expansión en Argentina y este lanzamiento marca un momento clave. Estamos listos para competir en cada segmento del mercado, desde el conductor particular hasta las grandes flotas corporativas del país”, afirmó Alejandro Barón de Buxhoeveden, director de Marketing LATAM.
Desde la compañía señalaron que la incorporación de herramientas digitales apunta también a mejorar el control de los costos operativos, a partir del seguimiento del consumo por unidad y la identificación de posibles desvíos.
“El lanzamiento de Puma Flota representa un hito en nuestra estrategia de digitalización para el sector logístico. Con esta herramienta, brindamos a las empresas de transporte una solución integral que garantiza un control eficiente sobre el consumo de combustible, transformando la carga en un proceso transparente, ágil y seguro mediante la validación digital de cada unidad”, sostuvo Felipe Cuevas, responsable de Flota.
De esta manera, Puma Energy busca ampliar su propuesta para el segmento corporativo y sumar una herramienta tecnológica a su red de estaciones de servicio, en un mercado en el que la gestión del combustible representa uno de los principales costos operativos para las empresas de transporte.
El Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), creado en 2024 por el Gobierno de Javier Milei, se consolidó como motor de proyectos estratégicos en hidrocarburos y minería, pero también abrió un debate sobre su perfil extractivo y los impactos socioambientales.
De acuerdo con cifras oficiales, 44 proyectos con inversiones comprometidas por USD 198.979 millones solicitaron su adhesión al régimen. Entre ellos, 21 ya fueron aprobados, con inversiones por USD 46.708 millones: 12 mineros, 5 de petróleo y gas, y 4 de energía, infraestructura y siderurgia. Otros 23 proyectos están en evaluación por USD 152.271 millones, mayormente en hidrocarburos y minería.
El Observatorio RIGI, integrado por organizaciones sociales y académicas, señaló que el régimen “consolidó un perfil fuertemente extractivo y no dinamizó nuevos sectores”. Actividades como turismo, forestoindustria y energías renovables muestran participación marginal o directamente no registran proyectos.
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Con el decreto presidencial de febrero de 2026, la orientación se profundizó: se incorporaron proyectos de exploración y producción de hidrocarburos, se prorrogó el plazo de adhesión hasta julio de 2027 y se flexibilizaron condiciones para ampliaciones. El cambio impulsó un salto en la cantidad y monto de proyectos, especialmente en Vaca Muerta, que ya registraba niveles récord de inversión y producción.
Según el informe, también hubo un “retroceso en materia de regulación ambiental”, con la reforma de la Ley de Glaciares que habilita actividades mineras cerca de campos de hielo, incluso en proyectos beneficiados por el RIGI. Además, se puso la lupa en los ingresos fiscales que el Estado dejará de percibir por los beneficios otorgados a las empresas.
Por otro lado, el Gobierno impulsa la creación del denominado “súper RIGI”, orientado a nuevas industrias como inteligencia artificial y centros de datos, con inversiones mínimas de USD 1.000 millones. Según el Observatorio, esta ampliación “no corregiría los desequilibrios del régimen vigente, sino que extendería su lógica extractiva a sectores tecnológicos de alto consumo energético e hídrico”.
A través de un comunicado, Phoenix informó que «una vez completada la transacción, Mercuria y Continental conformarán una plataforma conjunta operativa 50/50, enfocada en el desarrollo y la expansión continuos de la posición de Phoenix en Vaca Muerta».
La transacción representa una expansión significativa en la Argentina de la inversión de Continental, la compañía que pertenece a Harold Hamm, considerado el Rey del Shale en Norteamérica. «Esta combinación —las capacidades globales de energía e inversión de Mercuria, las décadas de experiencia de Continental en el desarrollo de recursos no convencionales a gran escala en algunas de las cuencas de petróleo y gas natural más prolíficas de Estados Unidos, y la plataforma operativa consolidada y el profundo conocimiento de Phoenix sobre Vaca Muerta— crea una base sólida para la próxima etapa de desarrollo y crecimiento», expresaron las empresas mediante un press release difundido hoy.
Se espera que la plataforma conjunta impulse el crecimiento de la producción de Phoenix —cuyo accionista minoritario es Integra Capital, el holding que lidera José Luis Manzano— de 28.000 barrilles por día de crudo (kboepd) a más de 100.000 barriles en los próximos cinco años. Para sostener ese crecimiento, se prevé un despliegue de capital superior a US$ 4.000 millones en el mismo período, lo que posicionará a Phoenix como uno de los mayores operadores y productores privados de Vaca Muerta.
Plataforma conjunta
La nueva plataforma conjunta operativa reunirá aproximadamente 163.000 acres netos distribuidos en seis bloques de Vaca Muerta: los intereses de Phoenix en Mata Mora Norte, Mata Mora Sur, Confluencia Norte y Confluencia Sur, la participación operada de Continental en Los Toldos II Oeste, y las participaciones adicionales que se incorporarán del bloque Bajo del Toro Este, actualmente propiedad de Integra.
«El portafolio combinado tiene una importancia estratégica para la región, tal como lo refleja la calificación prevista de los activos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de la Argentina», agregó el comunicado.
La plataforma conjunta propuesta se apoya en la relación existente entre Mercuria y Continental. Ambas compañías también son socias en Pecos Power Plant, una planta de generación eléctrica a gas natural de 452 megavatios actualmente en desarrollo en el oeste de Texas. «La finalización de la transacción está sujeta a la negociación y suscripción de los acuerdos definitivos, al cumplimiento de las condiciones de cierre aplicables y a la obtención de las aprobaciones regulatorias que correspondan», precisa la gacetilla.
En primera persona
Pablo Bizzotto, Chief Executive Officer (CEO) de Phoenix, señaló que: «Phoenix construyó una plataforma operativa disciplinada y técnicamente sólida, con un equipo que aporta un profundo conocimiento y experiencia en Vaca Muerta. La incorporación de Continental a Phoenix como socio operativo de la plataforma conjunta, junto con Mercuria, suma décadas de experiencia en el desarrollo y la operación de recursos no convencionales, lo que fortalecerá nuestras capacidades a medida que iniciamos esta nueva etapa de crecimiento. Esta alianza nos permitirá expandir el desarrollo y construir uno de los operadores independientes líderes de la cuenca».
Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix Global Resources.
En tanto que Doug Lawler, presidente y CEO de Continental, indicó que: «Las reformas impulsadas por el presidente Milei y su administración generaron nuestro interés en la Argentina y fortalecieron nuestra confianza en su futuro, lo que en definitiva ayudó a allanar el camino para esta importante alianza. Mercuria ha sido un socio excepcional, y tenemos un enorme respeto por la sólida plataforma operativa y la trayectoria que Phoenix construyó en Vaca Muerta. Vaca Muerta es un recurso de clase mundial, y creemos que la combinación del enorme potencial de la Argentina, las capacidades consolidadas de Phoenix y la experiencia de Continental en el desarrollo de recursos no convencionales puede contribuir a consolidar al país como un líder global en petróleo y gas natural.»
A su vez, Brian Falik, Global Chief Investment Officer de Mercuria, añadió que: «Nuestra alianza con Continental sigue creciendo, y esta transacción es una extensión natural de esa relación hacia una de las principales formaciones de shale del mundo. Junto con la plataforma operativa de Phoenix, ahora sumamos la profundidad técnica de Continental, además de un compromiso conjunto de seguir invirtiendo en la Argentina para construir uno de los productores independientes líderes de Vaca Muerta».
Doug Lawler, presidente y CEO de Continental Resources.
Por último, Nicolás Mallo Huergo, CEO de Integra, afirmó que:
«Estamos muy orgullosos de haber concretado un sueño y un compromiso de larga data: transformar a Neuquén en una plataforma internacional que se extiende a la provincia de Río Negro, y llevar el petróleo de la Argentina al mercado mundial. Mercuria fue el socio ideal para llegar hasta acá. Junto con Continental, estamos seguros de que construiremos uno de los productores de petróleo no convencional de mejor desempeño. Phoenix ha demostrado su excelencia.»
El secretario de Minería, Luis Lucero, anticipó que Argentina cerrará 2026 con exportaciones mineras por USD 10.000 millones, lo que marcará el tercer año consecutivo de récords en el sector. El anuncio se realizó durante un almuerzo del Rotary Club en Buenos Aires, donde el funcionario destacó el impulso del litio y el marco de estabilidad que ofrece el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
Durante el primer trimestre del año, las ventas externas mineras ya habían superado los USD 4.700 millones, reforzando la expectativa oficial de alcanzar la meta anual. Lucero anticipó además que, con la incorporación de nuevos proyectos dentro del RIGI, las exportaciones podrían llegar a USD 28.000 millones hacia 2035.
Respecto de la industrialización del litio, el funcionario descartó por ahora la fabricación de baterías a gran escala en el país. Argumentó que Argentina debería importar cerca del 80% de los insumos necesarios, lo que encarecería el producto y lo alejaría de los principales mercados consumidores.
En cuanto al cobre, Lucero relativizó la conveniencia de instalar fundiciones locales, al indicar que el 99% del valor del mineral se genera en la etapa extractiva y apenas un 1% adicional corresponde a la fundición. La estrategia oficial apunta a consolidar una red competitiva de proveedores alrededor de los grandes emprendimientos.
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La infraestructura ferroviaria aparece como un desafío central. El secretario destacó la importancia de la futura concesión de Belgrano Cargas y la línea San Martín para reducir costos logísticos y facilitar el acceso a puertos. Adelantó que esta semana se publicarán los pliegos de licitación, tras cinco meses de demora.
En el plano provincial, Lucero mencionó que en Chubut existe cautela sobre el desarrollo de la plata debido a antecedentes de conflictividad social, aunque sí se impulsa la exploración de uranio. En paralelo, subrayó que el crecimiento del litio en Salta y Jujuy ya genera impactos visibles en las comunidades locales.
Respecto al agua es otro de los puntos críticos para la próxima ola minera. Lucero defendió el desempeño ambiental del sector y planteó que Argentina necesita una política integral de administración hídrica. Como referencia, citó el uso de plantas desalinizadoras en Chile, España, Israel y Arabia Saudita. El Gobierno identificó ocho posibles fuentes de agua dulce para abastecer proyectos en Cuyo.
Para concluir, el secretario buscó contrarrestar cuestionamientos sobre la distribución de la riqueza generada. Según sus cálculos, el 80% del valor de una operación minera permanece en Argentina a través de salarios, impuestos y pagos a proveedores. “Que se la llevan toda es una mentira burda”, afirmó.
La provincia de Salta registró entre enero y abril de 2026 exportaciones por USD 557 millones, un incremento del 85,3% respecto del mismo período de 2025. El salto estuvo acompañado por un cambio en la estructura productiva, con las manufacturas de origen industrial (MOI) al frente de la canasta exportadora.
En términos de volumen, la provincia colocó en el exterior 678.437 toneladas, un 23,2% más que un año atrás. El crecimiento en valor fue muy superior al aumento en toneladas, lo que refleja una mayor incorporación de productos de alto valor agregado.
Las MOI alcanzaron USD 286 millones, el 51,3% del total, con una suba interanual del 132,1%. Los productos primarios aportaron USD 223 millones (40%), mientras que las manufacturas de origen agropecuario sumaron USD 36 millones (6,5%). En tanto, combustibles y energía retrocedieron a USD 12 millones, con una caída del 21,3%.
El informe de Ciudadana Comunicación destacó que detrás de este cambio aparece un actor central: la minería, especialmente a través de metales preciosos y la expansión de la minería de litio. Los productos químicos y conexos crecieron 116,7% interanual y representaron el 13,6% de las exportaciones.
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La comparación con 2025 permite dimensionar la transformación: ese año las MOI explicaban el 35,1% de las ventas externas. En apenas cuatro meses de 2026 pasaron al 51,3%. En términos de valor, las MOI habían representado USD 502 millones durante todo 2025; en el primer cuatrimestre de 2026 ya alcanzaron USD 286 millones.
El crecimiento consolida a Salta como uno de los principales actores del comercio exterior del NOA. En 2025 las provincias de la región exportaron en conjunto USD 5.019 millones y Salta aportó el 28,5%, por delante de Jujuy, Tucumán, Santiago del Estero, Catamarca y La Rioja.
La comparación con Jujuy muestra diferencias en la estructura exportadora: mientras esa provincia colocó USD 644 millones en el primer cuatrimestre de 2026, con predominio de MOI y fuerte concentración en China, Salta diversificó mercados pero todavía conserva un componente primario relevante.
Finalmente, el informe advirtió que, pese al salto exportador, Salta exporta menos por habitante que el promedio nacional: USD 374 frente a USD 664. La provincia explicó el 1,3% de las toneladas exportadas por el conjunto de jurisdicciones.
El gobierno de Neuquén llevó a cabo la recepción de ofertas para la selección de empresas interesadas en la exploración y eventual explotación de áreas hidrocarburíferas reservadas a favor de Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), en el marco de la Ronda 1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén.
La convocatoria puso a disposición 15 áreas, de las cuales 8 recibieron ofertas de 10 empresas interesadas.
Durante los próximos días, GyP evaluará la documentación correspondiente al “Sobre A”, que contiene los antecedentes técnicos requeridos para la calificación de los oferentes. Una vez concluida esta instancia, se procederá a la apertura de los “Sobres B” (propuesta económica), se comunicó.
Las áreas que recibieron ofertas fueron:
1 – Corralera Noreste (Phoenix Global-Continental Resources) y (Geopark Argentina).
3 – Corralera Sur ( Phoenix Global-Continental Resources), (Aldyl Argentina SA).
7 – La Tropilla I (Phoenix Global Resources-Continental Resources) , (Aldyl Argentina SA,), (Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A.), (Patagonia Resources S.A.).
8 – Aguila Mora Noreste (Phoenix Global Resources-Continental Resources), (Aldyl Argentina SA,), (Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A.).
9 – Pampa de las Yeguas II NE (JPM Energía SA,), (Ingeniería Multipiping SAS).
11 – Chasquivir Sur ( Selva María Oil S.A.).
13 – Santo Domingo II ( Bentia Energy S.A.), (Phoenix Global Resources-Continental Resources), (Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A).
“El Plan Exploratorio Neuquén (PEN) constituye una iniciativa orientada a ampliar el desarrollo hidrocarburífero en el territorio provincial, promoviendo la puesta en valor de nuevas áreas y la incorporación de inversiones”, señaló la empresa provincial GyP.
El presidente de GyP, Guillermo Savasta, destacó: “Esta iniciativa se encuentra plenamente alineada con la estrategia del Gobierno de la Provincia de poner en valor nuestros recursos hidrocarburíferos y transformarlos en nuevas oportunidades de desarrollo para Neuquén”.
“GyP tendrá un rol activo como socio en el desarrollo de los bloques, articulando con empresas e inversores y generando las condiciones para la concreción de nuevos proyectos en la provincia”, remarcó.
La Ronda 1/2026 había sido presentada oficialmente meses atrás en Houston por el gobernador Rolando Figueroa, en el marco de una agenda orientada a posicionar el potencial energético de Neuquén y atraer nuevas inversiones.
721 caños de acero tri-capa de 38 pulgadas con revestimiento especial de hormigón, fabricados por empresas nacionales en la provincia de Buenos Aires, y transportados desde el puerto de Dock Sud hacia el puerto de San Antonio Este.
PRESIDENTE DE YPF: “EL PRECIO DE LA NAFTA SE MANTIENE, POR AHORA” 
“Lo estamos manteniendo, pero estamos ahí. Cuando aumenta mucho el precio, se va… 
