En Colombia, el Gobierno lanzó una estrategia para recuperar la producción petrolera y alcanzar nuevamente el millón de barriles diarios, nivel que el país logró en 2015. La ministra de Minas y Energía, María Nohemí Arboleda, explicó que el plan contempla acelerar 270 contratos vigentes, activar un Comité Intersectorial de Hidrocarburos y revisar las condiciones fiscales para atraer nuevas inversiones.
Hoy, la producción se ubica en 730.966 barriles diarios, muy por debajo de la meta. Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), las reservas probadas alcanzan 7,4 años de petróleo y 5,9 años de gas, lo que plantea un desafío para la seguridad energética.
Por su parte, la ministra sostuvo que el petróleo sigue siendo clave para la economía y las finanzas públicas. “Colombia necesita más barriles y más moléculas de gas y ese es el criterio con el que estamos actuando”, afirmó Arboleda.
Dentro del corto plazo, el foco estará en destrabar proyectos que ya cuentan con decisiones de inversión. El Comité Intersectorial, que se activará a fines de septiembre, coordinará mecanismos para eliminar cuellos de botella regulatorios.
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A nivel estratégico, el Gobierno reconoce que agilizar contratos vigentes no será suficiente. Por eso, junto con la ANH, evaluará nuevas áreas de exploración —convencionales y no convencionales— y revisará el esquema fiscal para hacerlo más competitivo frente a otros países de la región.
En el plano regional, la competencia es intensa: Argentina alcanzó en julio un récord de 916.200 barriles diarios gracias al fracking, mientras que Venezuela proyecta llegar a 1,5 millones de barriles diarios tras su acuerdo petrolero con Estados Unidos.
Además, el panorama energético se complica por la caída en la producción de gas. Entre 2022 y 2025, el volumen comercializado se redujo un 26%, pasando de 1.073 a 794,3 millones de pies cúbicos diarios.
Con este escenario, el Ministerio estima que 2026 cerrará con un promedio de entre 725.000 y 735.000 barriles diarios, lejos de la meta del millón. El desafío será cerrar esa brecha y garantizar la seguridad energética del país en los próximos años.
En Vaca Muerta, el crecimiento de la producción abrió un nuevo frente de inversión: la necesidad de infraestructura para evacuar cada barril de crudo. En ese contexto, Techint E&C lidera la construcción de Duplicar Norte, un oleoducto de 207 kilómetros que conectará Auca Mahuida (Neuquén) con Allen (Río Negro).
Con un contrato EPC adjudicado por Oldelval, el ducto de 24 pulgadas avanzará por etapas: primero transportará 220.000 barriles diarios a fines de 2026, luego 300.000, y alcanzará los 500.000 barriles por día en el primer trimestre de 2027. La obra incluye 150 cruces especiales, trampas de scraper y 13 predios de válvulas, con una dotación máxima de 850 personas.
En paralelo, Techint participa junto con Sacde en el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), un oleoducto de 437 kilómetros y 30 pulgadas que conectará la cuenca neuquina con Punta Colorada en la costa de Río Negro. El proyecto busca convertirse en una nueva vía de salida para el petróleo argentino hacia los mercados internacionales.
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Recientemente, la UT Techint-Sacde completó su tramo del VMOS tras 15 meses de trabajos que incluyeron soldadura automática, planta de doble junta y cruces especiales sobre el río Negro. La infraestructura se integra con el sistema troncal de Oldelval y permitirá escalar la evacuación de crudo de Vaca Muerta.
La experiencia de Techint en grandes obras energéticas también se refleja en el Gasoducto Perito Moreno (573 km, 36 pulgadas) y en la Reversión del Gasoducto Norte, que modificó el sentido de circulación para llevar gas de Vaca Muerta al norte argentino.
Fuera del país, la compañía dirigida por Paolo Rocca finalizó en Chile el proyecto SADDN, con una inversión de US$1.000 millones. La obra incluyó 160 km de tuberías de 48 pulgadas, tres estaciones de bombeo y un reservorio de 250.000 m³ para transportar agua desalinizada desde la costa del Pacífico hasta las minas de Codelco en la cordillera.
Mientras tanto, el mercado argentino de grandes obras energéticas se vuelve más competitivo: Techint-Sacde enfrenta nuevos jugadores y quedó fuera de licitaciones recientes como el gasoducto San Matías y el proyecto Argentina LNG. Sin embargo, su participación en Duplicar Norte y VMOS la mantiene en el centro de la infraestructura crítica para la próxima etapa exportadora de Vaca Muerta.
En Vaca Muerta, YPF dio un paso clave al incorporar el primer sistema de fractura eléctrica del país. El equipo, bautizado Zeus y desarrollado por Halliburton, hasta ahora solo había operado en Estados Unidos. Con esta llegada, la formación neuquina se convierte en la primera experiencia internacional de la tecnología.
Con un contrato plurianual, YPF y Halliburton apuestan por un cambio estructural en la operación no convencional. El Zeus reemplaza los motores diésel por unidades eléctricas que generan energía en el propio sitio de trabajo, alcanzando entre 20 y 30 MW de potencia, equivalente al consumo de una ciudad de 30.000 habitantes.
Según datos técnicos, las unidades de bombeo entregan de forma sostenida hasta 5.000 caballos de fuerza, con ajustes instantáneos de presión y caudal. Menos piezas mecánicas significan menos paradas por mantenimiento y mayor confiabilidad operativa, tal como se comprobó en experiencias previas en Estados Unidos.
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En paralelo, el contrato incluye la implementación de OCTIV Auto Frac, una plataforma de automatización que estandariza cada etapa de fractura. “Estamos incorporando la última tecnología disponible en el mundo para seguir mejorando la productividad, la eficiencia y la competitividad de nuestras operaciones”, señaló Matías Farina, vicepresidente ejecutivo de Upstream de YPF.
Dentro de la estrategia 4×4 de YPF, el objetivo es acelerar el desarrollo de recursos shale mediante tecnología que reduzca tiempos de operación y mejore estándares ambientales.
Otro cambio visible es la reducción de camiones cisterna en locación, al no depender de diésel para los motores. También se percibe una baja significativa en los niveles de ruido, lo que impacta en mejores condiciones de trabajo.
Por último, el monitoreo remoto desde los centros de control de YPF se vuelve central: permite seguir cada parámetro en tiempo real y disminuir la exposición del personal en campo.
En diálogo con Energía 360 Radio, el titular de Vialidad Rionegrina, Raúl Grün, confirmó que la provincia asumirá progresivamente la gestión y el mantenimiento de las rutas nacionales 22 y 151, tras el convenio firmado con Nación el 24 de agosto. Con 305 kilómetros ya liberados y obras críticas en agenda, el objetivo es garantizar corredores transitables, señalizados y seguros.
Con financiamiento en gestión por USD 60 millones de FONPLATA y el Ministerio de Economía, la Provincia busca intervenir los sectores más deteriorados. La declaración de emergencia vial aprobada por la Legislatura permitirá acelerar contrataciones y obras prioritarias.
De acuerdo con Grün, el desafío incluye proyectar una nueva traza para el Alto Valle y Vaca Muerta, que descomprima el tránsito de la RN22 y acompañe el desarrollo energético regional. “Estamos ante un gran desafío”, subrayó.
Entre los puntos críticos figuran el ingreso por Río Colorado, donde Nación reparará el puente; la rotonda de Choele Choel, que será transferida mediante contrato vigente; y la RN151, con 105 km en negociación para ser administrados por la Provincia.
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En cuanto a medidas técnicas, Vialidad Rionegrina instalará balanzas dinámicas en las rutas nacionales para controlar el peso de los camiones, una acción clave para preservar la infraestructura.
El gobernador Alberto Weretilneck y su par neuquino acordaron en el marco del Consejo Federal de Inversiones (CFI) realizar un estudio sobre la traza ideal para el Alto Valle y Vaca Muerta, con el fin de mejorar la conectividad y acompañar el crecimiento energético.
En los próximos días, Río Negro recibirá una misión de FONPLATA y del Ministerio de Economía para definir aspectos técnicos de la operación de préstamo y priorizar intervenciones en los tramos más críticos de ambas rutas.
En el corazón de la actividad hidrocarburífera argentina, ROSEN Group inauguró una nueva oficina operativa en Neuquén. La compañía global, especializada en inspección y gestión de integridad de activos críticos, busca acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y responder con mayor agilidad a las necesidades de la industria.
Con casi 30 años de trayectoria en Argentina, ROSEN acumula más de 130.000 km de ductos inspeccionados en los últimos 15 años. La nueva base permitirá ofrecer servicios regionales de inspección avanzada, ingeniería de integridad, software, investigación y desarrollo, además de análisis predictivo con inteligencia artificial.
De acuerdo con Eduardo Soria, vicepresidente senior para Sudamérica, “Argentina está atravesando un cambio de paradigma en materia energética, pasando de ser un país importador de energía a convertirse en un exportador. La apertura de nuestra oficina en Neuquén es un paso importante para consolidar nuestra presencia tanto en el país como en la región”.
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Por su parte, Agustín Giai Levra, country manager de ROSEN Argentina, destacó que estar presentes en Neuquén les permitirá “trabajar más cerca de nuestros clientes, responder con mayor agilidad a sus necesidades y acompañarlos en la gestión de la integridad de su infraestructura crítica”.
En cuanto al contexto sectorial, el desarrollo de Vaca Muerta exige mayor control de ductos y activos críticos, bajo estándares de seguridad, eficiencia y sustentabilidad. La inspección avanzada y la gestión de integridad se vuelven claves para extender la vida útil de los sistemas y anticipar riesgos.
A nivel global, ROSEN cuenta con 45 años de trayectoria, más de 4.000 empleados y presencia en 110 países. Su estrategia combina tecnología de vanguardia con conocimiento local bajo el lema “Think globally, act locally”.
Entre sus soluciones destaca Data Fusion MFL, una tecnología que convierte datos de señales en perfiles 3D de alta resolución, mejorando evaluaciones de tuberías y elevando estándares de seguridad.
En el mercado internacional, el petróleo Brent cerró este martes cerca de los US$98/barril, tras rozar los US$100 durante la sesión, su nivel más alto desde finales de julio. El repunte se produjo tras explosiones en la isla de Kharg, principal centro de exportación de crudo de Irán, y ataques hutíes contra instalaciones energéticas en Arabia Saudí.
Por su parte, el West Texas Intermediate (WTI) alcanzó los US$93/barril, su mayor nivel desde junio de 2026. La escalada de hostilidades en Medio Oriente refuerza los temores de interrupciones en el suministro global de hidrocarburos.
De acuerdo con Goldman Sachs, los mercados descuentan cada vez más un conflicto prolongado en la región, con riesgos al alza para los precios si persisten las interrupciones en el transporte marítimo hasta 2027. La firma elevó sus estimaciones de precio del crudo.
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En cuanto a los combustibles refinados, el gasóleo en Europa se acerca a los US$200/barril, mientras que las reservas mundiales disminuyen aceleradamente. Para Vitol Group, la pérdida de unos 4 millones de barriles diarios de exportaciones (2 millones de Medio Oriente y 2 millones de Rusia) explica la creciente escasez.
El estrecho de Ormuz, por donde transitan unos 10 millones de barriles diarios, se convierte en un punto crítico. Irán y Omán negocian una ruta de tránsito temporal, aunque persisten dudas sobre la seguridad de los cargamentos.
A nivel de demanda, China incrementó sus compras en agosto, lo que permitió aumentar exportaciones de productos refinados y dio cierto alivio a los mercados. Sin embargo, la volatilidad sigue marcada por los ataques y la incertidumbre logística.
“Cada vez que pensábamos que íbamos a avanzar, todo se venía abajo. Estamos prácticamente en el punto de partida” dijo Chris Weston (Pepperstone Group) para cerrar.
En mayo de 2026, Chile promulgó su primera Ley de Desalinización, tras siete años de debate parlamentario. La norma busca ordenar un sector en expansión, clave para abastecer la minería del cobre en el norte del país, aunque especialistas advierten que deja vacíos ambientales críticos.
A nivel productivo, el crecimiento minero explica la urgencia: entre enero y junio de 2026 el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) aprobó 23 proyectos por US$3.275 millones, y recibió otros 34 por más de US$18.000 millones. Según Cochilco, el consumo hídrico del sector pasará de 18,5 m³/s en 2024 a 20,6 m³/s en 2034, con el agua de mar cubriendo 67,6 % del abastecimiento.
Dentro de la nueva normativa, se crea una concesión especial de desalinización y se obliga a que proyectos industriales ingresen al sistema de evaluación ambiental. También se establece la elaboración de una Estrategia Nacional de Desalinización en un plazo máximo de 18 meses, con objetivos de seguridad hídrica y adaptación al cambio climático.
Por su parte, las críticas apuntan a que la ley no fija estándares específicos para las descargas de salmuera, ni protocolos obligatorios de monitoreo. Tampoco regula la captación de organismos marinos ni los impactos acumulativos de varias plantas sobre un mismo ecosistema. Para la oceanógrafa Laura Farías, la normativa “tiene buenas perspectivas para el cambio climático, pero no tiene una mirada desde el mar”.
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En cuanto al impacto ambiental, la bióloga marina María José Díaz advierte que la captación funciona como “una gran bomba que succiona todo”, incluyendo fitoplancton, huevos y larvas. Estudios en Caldera muestran cambios en la biodiversidad cerca de los emisarios, con disminución de especies sésiles y desplazamiento de organismos móviles.
A nivel energético, el desafío es igualmente relevante: Cochilco proyecta que el uso de agua de mar en minería demandará 5,4 TWh en 2034, equivalente al consumo de dos millones de hogares. Casi el 80 % de esa energía se destinará a bombear agua desde la costa hasta faenas mineras en altura.
En conclusión la ley avanza en ordenar concesiones y procedimientos, pero deja para una etapa posterior las normas ambientales concretas. El riesgo, según especialistas, es que la expansión de la desalinización avance más rápido que la regulación destinada a medir y limitar sus impactos.
La iniciativa busca ampliar el alcance a todos los bomberos voluntarios del área de distribución de la compañía. El acuerdo consolida un trabajo que, desde 2023, ya capacitó a más de 800 integrantes de distintas asociaciones de la Ciudad y la provincia de Buenos Aires.
MetroGAS y Fundación Bomberos de Argentina formalizaron un acuerdo para profundizar el trabajo conjunto, con el foco puesto en la capacitación y la preparación de las fuerzas de emergencia ante situaciones de crisis vinculadas al gas natural. Las prácticas se desarrollan en un predio único en el país, que simula una ciudad diseñada para recrear escenarios de riesgo bajo condiciones estrictas de seguridad.
El programa que lleva adelante MetroGAS contempla contenidos sobre la industria del gas, la identificación de combustibles y la lucha contra incendios, además de entrenamientos específicos sobre sistemas de evacuación de gases. Las actividades combinan módulos teóricoscon prácticas en escenarios simulados y, de este modo, los bomberos voluntarios que participan incorporan herramientas concretas para su actuación ante diferentes situaciones críticas.
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El acuerdo fue firmado por el CEO de MetroGAS, Sebastián Mazzucchelli, y el presidente de Fundación Bomberos, Antonio Sette, en el Centro de Entrenamiento Técnico (CET) que laprincipal distribuidora de gas del país tiene en la localidad bonaerense de Llavallol, partido de Lomas de Zamora.
Este predio cuenta con una particularidad única en el país, ya que es una ciudad simulada y diseñada de forma específica para la realización de prácticas seguras y la recreación de distintos escenarios de riesgo. Allí, la principal distribuidora de gas de Argentina realiza jornadas de formación tanto para el personal externo como interno de la compañía.
“La preparación y el entrenamiento son fundamentales para una respuesta más eficiente ante una emergencia. El trabajo articulado con quienes tienen la responsabilidad de intervenir en primera instancia nos permite la anticipación a situaciones críticas, el intercambio de conocimientos y la mejora en nuestra capacidad de respuesta”, señaló Mazzucchelli, tras la firma del convenio.
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Por su parte, Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de MetroGAS, destacó el recorrido previo de la iniciativa: “La rúbrica de este acuerdo es la consolidación de un trabajo que, solo en los últimos tres años, alcanzó a más de 800 bomberos.
El objetivo es la continuidad en el intercambio de saberes y herramientas con quienes tienen la responsabilidad de actuar frente a una emergencia, para que lo hagan de manera cada vez mássegura y coordinada”.
A través de los ejercicios prácticos se entrenan técnicas de intervención ante escapes con y sin fuego y, para ello, se utilizan simuladores que reproducen situaciones complejas como fuego de trinchera, jet fire y escapes laterales.
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“La capacitación es una herramienta fundamental de prevención. Esta formación a nuestro cuerpo de bomberos voluntarios se replica luego en la comunidad, las escuelas, los hogares, los comedores y los cuarteles. Con estas capacitaciones mejoran las condiciones para dar respuesta de manera rápida y segura, lo que significa un paso adelante para nuestra comunidad”, destacó Antonio Sette, presidente de Fundación Bomberos de Argentina, una organización sin fines de lucro que trabaja por las 1100 Asociaciones de Bomberos Voluntarios y 29 Federaciones Provinciales.
La alianza entre MetroGAS con la entidad permitirá la continuidad de estas iniciativas y robustece una red de colaboración que combina el conocimiento técnico, el entrenamiento y la articulación institucional.
De esta manera, el acuerdo marco entre ambas instituciones no constituye un punto de partida, sino la formalización de una trayectoria de trabajo. El próximo desafío de la empresa y la fundación se centra en la extensión del alcance de la capacitación para llegar a toda la zona de distribución de MetroGAS, buscando consolidar comunidades más preparadas y seguras.
El CEO de YPF, Horacio Marín, ratificó que la compañía busca alcanzar exportaciones por US$30.000 millones en 2030, transformando el crecimiento hidrocarburífero en una estrategia nacional de desarrollo. La definición fue realizada en el X Foro Pymes de ADIMRA, con presencia de gobernadores de Neuquén, Mendoza y Río Negro.
Dentro de esa propuesta, YPF se posiciona en un rol que excede su función como empresa energética. Marín planteó que el salto exportador debe articularse con provincias, municipios, sindicatos y pymes industriales, para que la expansión de Vaca Muerta se convierta en una plataforma de desarrollo productivo.
Los números son claros: con abastecimiento pleno del mercado interno, dos de cada tres barriles producidos se destinarían a exportación. La meta de US$30.000 millones supone convertir la producción hidrocarburífera en una fuente estructural de divisas para Argentina.
Por su parte, los mandatarios provinciales presentes destacaron la necesidad de integrar proyectos energéticos con infraestructura, empleo y proveedores locales. El vínculo con las pymes metalúrgicas aparece como clave para sostener la expansión, aportando equipamiento, logística y servicios especializados.
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A nivel macroeconómico, el desafío consiste en que el crecimiento exportador no opere como un circuito aislado de la economía nacional. La estrategia de YPF apunta a conectar el sector energético con el resto del aparato productivo, ampliando el efecto multiplicador sobre la industria y el empleo.
En cuanto a la premisa de Marín, la energía puede convertirse en una plataforma de desarrollo para el país. La meta de US$30.000 millones fija una referencia concreta hacia 2030, pero su cumplimiento dependerá de decisiones sobre producción, transporte, infraestructura y capacidad de proveedores.
Finalmente, la frase del CEO sintetiza el desafío: “El objetivo de YPF es un objetivo de país”. La meta exportadora será más que un número si logra arrastrar detrás suyo a una red de empresas, trabajadores y territorios capaces de transformar los recursos energéticos en desarrollo sostenido.
El crudo Medanito de Vaca Muerta consolidó un corredor logístico hacia Uruguay que ya funciona con la regularidad de una ruta permanente. La refinería de La Teja, operada por ANCAP, recibe cada vez más petróleo neuquino gracias a la renovación de su boya de amarre y a la ampliación de capacidad en Puerto Rosales, que duplicó su volumen de despacho a fines de 2025.
Los números muestran el salto: de 62.800 toneladas en 2023 a 240.000 en 2025, cuadruplicando el flujo en apenas tres años. Solo en junio de 2026 se embarcaron 200.000 toneladas, equivalentes a 1,5 millones de barriles. La cercanía geográfica y el ahorro en fletes transformaron a Uruguay en el socio más estable del Cono Sur.
La integración energética regional dejó de ser un proyecto en discusión para convertirse en un hecho operativo. El muelle offshore de Otamerica despacha entre 20 y 25 embarques mensuales, mientras la boya de José Ignacio recibe buques de hasta 150.000 toneladas.
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Pero el auge exportador convive con una tensión interna. YPF decidió extender los plazos de pago a proveedores de 45 a 75 días, trasladando sus problemas de caja hacia las pymes. El Centro de Economía Política Argentina (CEPA) advierte que esta medida obliga a financiar un mes adicional de sueldos, cargas fiscales y costos operativos sin respaldo de cobro.
El riesgo es claro: una red de servicios descapitalizada y debilitada podría no acompañar el ritmo de crecimiento que exhibe Vaca Muerta. Embargos y cadenas de incumplimientos comienzan a aparecer como síntomas de un modelo que privilegia el balance de la petrolera por encima de la salud del entramado productivo.
La paradoja es evidente: mientras el corredor exportador avanza con regularidad hacia Uruguay, las pymes proveedoras enfrentan dificultades crecientes en un marco económico hostil. El desafío para YPF será sostener la expansión sin erosionar la base de servicios que hace posible el boom neuquino.
El consorcio integrado por YPF, Eni y XRG (ADNOC) lanzó la licitación para adquirir las tuberías de dos gasoductos de 48 pulgadas y un poliducto de 24 pulgadas, parte del megaproyecto Argentina LNG. La compulsa, valuada en alrededor de USD 2.000 millones, marca un hito clave hacia la decisión final de inversión (FID) del proyecto de exportación de gas de Vaca Muerta.
En Houston, durante el encuentro Shale in Argentina, Horacio Marín confirmó el lanzamiento de la licitación, interpretada en la industria como un paso irreversible por la magnitud de la inversión en caños.
La iniciativa contempla la participación de fabricantes locales e internacionales. En Argentina estará Tenaris, mientras que a nivel global se esperan ofertas de Welspun (India), Vallourec (Francia), JFE Steel (Japón), US Steel (EE.UU.), además de compañías chinas y surcoreanas.
El pliego circula desde hace diez días y la primera etapa incluye consultas técnicas de los oferentes. Las ofertas económicas se presentarán a mediados o fines de octubre, con adjudicación prevista para noviembre o principios de diciembre.
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El proyecto Argentina LNG demandará una inversión total de USD 14.000 millones, estructurada mediante un project finance sin antecedentes en la región. Bancos internacionales como JPMorgan y Santander trabajan en el cierre financiero, que sería el mayor de la historia de América Latina.
La magnitud del financiamiento se explica por el contexto internacional: la crisis en Irán afectó las exportaciones de GNL de Qatar y obligó a compradores europeos a buscar alternativas. En paralelo, el alineamiento del gobierno argentino con la administración de Donald Trump es visto como un paraguas geopolítico favorable para atraer capital.
De concretarse, Argentina LNG se convertirá en el primer proyecto de exportación de GNL a gran escala en el país, abriendo una nueva etapa para el gas de Vaca Muerta y posicionando a Argentina como proveedor estratégico en el mercado global.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, firmó en Buenos Aires un acuerdo histórico con las principales operadoras de Vaca Muerta para financiar más de 1000 kilómetros de rutas y un plan integral de agua mediante el anticipo de regalías provinciales. La iniciativa busca mejorar la logística hidrocarburífera y garantizar infraestructura hídrica clave para el desarrollo productivo de la provincia.
El entendimiento fue alcanzado con las compañías nucleadas en la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), entre ellas YPF, Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Shell, Total, Vista, Pluspetrol, Tecpetrol, Phoenix Global Resources, Harbour Energy, Wintershall Dea, Geopark y Continental Resources.
Según Figueroa, el mecanismo constituye un “win-win”: los fondos provienen de regalías anticipadas y se vuelcan en obras que benefician tanto a la provincia como a las operadoras, que podrán transitar por rutas asfaltadas en el corazón de Vaca Muerta.
Las primeras obras incluyen la pavimentación y repavimentación de la ruta provincial 8, trabajos complementarios en la ruta 6 en Rincón de los Sauces, mejoras en la ruta 51 entre las rutas 8 y 17, repavimentación de la ruta 8 entre las rutas 51 y 7, y obras sobre la ruta 7 desde el límite con Río Negro hasta el empalme con la ruta 8.
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El acuerdo también contempla un capítulo central vinculado al agua. Neuquén ejecuta actualmente una inversión cercana a USD 200 millones en gestión hídrica y un plan de agua potable por USD 42 millones para Neuquén capital, Plottier, Centenario y Vista Alegre, que incluye nuevas plantas de tratamiento.
Figueroa vinculó la política hídrica con la expansión agroindustrial, mencionando el Corredor del Viento para ampliar la superficie bajo riego y las obras de pretratamiento de líquidos en Plaza Huincul y Zapala. “Tenemos que ser un Neuquén productor, productor de calidad”, afirmó.
El mandatario destacó además el interés internacional detectado en su reciente gira por Washington y Houston, donde inversores se mostraron sorprendidos por la planificación provincial. “Estamos construyendo el Neuquén del mañana”, aseguró, diferenciando su modelo de desarrollo de experiencias donde el oil & gas no dejó infraestructura ni beneficios sociales.
Con este acuerdo, Neuquén apuesta a un esquema de largo plazo que integra rutas, agua, vivienda, gas e infraestructura urbana, consolidando la sustentabilidad social y productiva de la provincia.
El megaproyecto Vaca Muerta Sur (VMOS), que construyen ocho de las principales petroleras del país, avanza hacia su tramo final y prepara su primera emisión de deuda en el mercado local. La compañía proyecta colocar una Obligación Negociable (ON) por USD 150 millones, ampliable hasta USD 200 millones, como parte de la estructura financiera de una obra valuada en USD 3.300 millones.
La iniciativa conectará la formación neuquina con una nueva terminal de exportación sobre el Golfo San Matías, en Río Negro, y ya alcanzó un avance físico del 80% y económico del 68%. El oleoducto de casi 600 kilómetros permitirá multiplicar la capacidad de exportación de crudo argentino.
Según la presentación a inversores, el bono tendrá un plazo de 4 años, amortización íntegra al vencimiento y pagos de intereses semestrales. Estará denominado en dólares MEP, con tasa fija a definir en la licitación, y cuenta con calificación AAA de FIX. El monto mínimo de suscripción será de USD 100. La empresa realizará un roadshow la próxima semana.
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La colocación local es sólo una parte de la estructura financiera. VMOS prevé cubrir aproximadamente USD 2.000 millones con deuda internacional, USD 1.000 millones mediante aportes de accionistas y otros USD 300 millones con deuda local o préstamos bancarios. A agosto, ya se habían desembolsado USD 1.628 millones de la línea internacional y los accionistas habían aportado USD 698 millones.
Del costo total, alrededor de USD 2.977 millones corresponden directamente a inversiones de capital: USD 1.510 millones para el oleoducto y USD 1.466 millones para las terminales. El resto se destinará al pago de intereses durante la construcción, impuestos y una reserva de caja.
VMOS está integrado por YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Chevron, Shell y Tecpetrol. Se espera que el proyecto inicie operaciones en el primer semestre de 2027 con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, que escalará a 390.000 b/d y luego a 550.000 b/d hacia fines de 2027.
La presentación revela además que la sociedad ya contempla una ampliación posterior que llevaría la capacidad hasta 700.000 b/d en 2029, consolidando a la Argentina como exportador relevante de crudo.
Con esta emisión, VMOS busca diversificar sus fuentes de financiamiento y sumar al mercado local a un proyecto que redefine la infraestructura energética del país.
El gobernador neuquino, Rolando Figueroa, cerró su gira por Washington y Houston con compromisos de financiamiento internacional y el anuncio de una segunda ronda de licitaciones de áreas hidrocarburíferas. La visita posicionó a Neuquén como uno de los polos más atractivos para la inversión shale en Argentina.
En sus encuentros, Figueroa presentó el Plan Exploratorio Neuquén y subrayó el potencial de Vaca Muerta como motor de desarrollo energético y social. Se reunió con organismos multilaterales como el Banco Mundial y el BID, que manifestaron interés en financiar infraestructura vial y urbana vinculada al crecimiento hidrocarburífero.
También mantuvo reuniones con Continental Resources, encabezada por Harold Hamm, y con autoridades del Departamento de Estado de EE.UU., quienes analizaron oportunidades de inversión en la Cuenca Neuquina. La presencia de YPF y de la Secretaría de Energía y Minería reforzó la institucionalidad del proyecto.
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El mandatario destacó que el modelo neuquino busca monetizar el subsuelo con parámetros objetivos y volcar los ingresos en obras de infraestructura. “Estamos construyendo el Neuquén del mañana, con rutas, agua, vivienda y servicios que acompañen el desarrollo energético”, afirmó.
La segunda ronda de licitaciones de áreas hidrocarburíferas se lanzará en las próximas semanas, ampliando la participación de empresas internacionales y consolidando la provincia como destino de inversión.
La estrategia provincial apunta a integrar producción de petróleo y gas con infraestructura social, evitando el modelo extractivo sin beneficios duraderos. “No queremos que cuando termine el oil & gas quede tierra arrasada; queremos un Neuquén sustentable”, remarcó Figueroa.
Con esta gira, Neuquén se posiciona en el radar de inversores globales y busca asegurar financiamiento para proyectos de largo plazo que conecten energía, infraestructura y desarrollo social.
La minería argentina enfrenta el desafío de garantizar disponibilidad y continuidad operativa en entornos extremos, con faenas ubicadas a más de 4.000 metros de altura y sometidas a temperaturas severas. En ese contexto, YPF presentó Diesel 10 Minero, un combustible especialmente diseñado para responder a las exigencias de la actividad.
El producto posee ultra bajo contenido de azufre, no contiene biocomponentes y fue formulado para asegurar desempeño confiable en condiciones de alta montaña. Su lanzamiento responde a una necesidad concreta de la industria: contar con combustibles adaptados a operaciones donde la productividad depende de la continuidad energética.
La estrategia de YPF no se limita al combustible. Con una participación superior al 90% en el mercado minero, la compañía consolida una propuesta integral que combina logística especializada, productos energéticos, asistencia técnica y soluciones de infraestructura.
Un componente clave es la nueva base logística en San Antonio de los Cobres, inaugurada en septiembre. Ubicada a 4.000 msnm, incluye una estación modular, una planta de suministro y un patio logístico para equipos e insumos. Este complejo fortalece la capacidad de abastecimiento en la Puna salteña y aporta eficiencia a los proyectos mineros de la región.
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La propuesta se complementa con YPF Luz, que aporta contratos de abastecimiento eléctrico, generación on-site y desarrollo de líneas de alta tensión. Con una capacidad instalada de 3,8 GW en ocho provincias, la empresa ofrece energía confiable y adaptada a las necesidades de cada operación minera.
Por su parte, YPF Gas integra suministro de GLP, infraestructura y soporte técnico especializado, con presencia operativa en General Güemes. Su experiencia en proyectos de gran escala permite acompañar a la industria con esquemas energéticos diseñados para garantizar continuidad y seguridad en entornos remotos.
El paquete de soluciones se completa con el Servicio Técnico YPF, que aporta lubricantes, refrigerantes, urea automotriz y herramientas de mantenimiento predictivo. A través de sistemas como AUCTOR, la compañía ayuda a anticipar fallas, optimizar intervalos de mantenimiento y reducir costos operativos.
La visión de YPF es clara: posicionarse como socio estratégico de la minería argentina, integrando combustibles, logística, electricidad, gas y asistencia técnica bajo una misma propuesta de valor.
La provincia de Mendoza dio un paso clave en el desarrollo de Vaca Muerta con el proyecto piloto de la UTE Quintana Energy–TSB en el área Cañadón Amarillo. La inversión comprometida asciende a USD 44 millones y ya se completó una campaña de sísmica 3D sobre 202,5 km², la primera realizada en el territorio desde 2017.
El gobernador Alfredo Cornejo, acompañado por los ministros Jimena Latorre y Natalio Mema, recibió a representantes de la UTE junto con más de treinta firmas del Clúster de Proveedores para la Minería y la Energía de Cuyo (CProMEC). El encuentro permitió que empresas locales conocieran de primera mano las próximas etapas del proyecto y los bienes y servicios que demandará la operación.
Según la operadora, los resultados de la sísmica habilitan la perforación de dos pozos piloto, que podrían concretarse en los próximos meses, adelantando el cronograma inicial. La estrategia busca incorporar proveedores mendocinos desde las primeras instancias, generando un entramado productivo capaz de integrarse a la cadena de valor no convencional.
Las áreas fueron adjudicadas en el marco del Proyecto Andes de YPF, y el Gobierno de Mendoza prorrogó por diez años tres de las seis concesiones involucradas. El paquete de compromisos incluye además un proyecto de almacenamiento subterráneo de gas en El Portón y la continuidad de la explotación convencional.
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Durante su intervención, Cornejo destacó que la provincia tomó decisiones orientadas a reconfigurar la actividad hidrocarburífera convencional y generar condiciones para avanzar en el desarrollo no convencional. “Estamos haciendo una gran apuesta. Hemos ampliado los plazos de las concesiones y tomado decisiones cuyos resultados quizás no se vean durante mi gobierno, pero sí en el crecimiento de estas empresas y en el desarrollo de Mendoza”, afirmó.
El empresario Claudio Urcera, presidente de TSB SA, asumió el compromiso de facilitar la vinculación entre proveedores mendocinos y el entramado neuquino. “Nos comprometimos a trabajar con empresas mendocinas y darles prioridad. También queremos contribuir a abrir el mercado neuquino para que exista una relación más sencilla, fluida y posible entre los proveedores de ambas provincias”, señaló.
Por su parte, el vicepresidente de CProMEC, Julio Totero, subrayó que las empresas locales buscan acceder a las contrataciones a partir de su competitividad, experiencia y calidad, sin recurrir a mecanismos obligatorios de compre local.
Con esta iniciativa, Mendoza se posiciona como un nuevo actor en el desarrollo de Vaca Muerta, integrando inversión, exploración y proveedores locales en una estrategia de largo plazo.
Las principales compañías internacionales de servicios petroleros que operan en la Argentina confirmaron que no participan en el proyecto Sea Lion en torno a las Islas Malvinas. Tras la postura inicial de SLB, ahora se sumaron Halliburton, Baker Hughes y DLS Archer, que descartaron de manera explícita cualquier tipo de vínculo contractual o técnico con las operaciones offshore en la cuenca Malvinas Norte.
El alineamiento responde al endurecimiento normativo dispuesto por el Poder Ejecutivo mediante el Decreto 868/2026, que agilizó la aplicación de las sanciones previstas en la Ley 26.659. La medida establece un trámite sumario de solo 10 días hábiles para resolver inhabilitaciones de 5 a 20 años, la caducidad de concesiones y la obligación de presentar una declaración jurada de cumplimiento soberano para obtener permisos de la Ley de Hidrocarburos.
De la misma manera, el decreto condiciona el acceso a los beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios del RIGI, alcance que abarca tanto a los titulares de los proyectos como a toda su cadena societaria. El objetivo oficial es bloquear el desarrollo petrolero en las Islas Malvinas y comprometer a las multinacionales que operan en Vaca Muerta para dejar sin proveedores al offshore en el Atlántico Sur.
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Las multinacionales de servicios petroleros SLB, Halliburton y Baker Hughes conforman el Big Three global de la industria, dominando la provisión de tecnología de ingeniería, fractura hidráulica y perforación dirigida. Por su parte, DLS Archer se posiciona como contratista de perforación y completación en el mercado local e internacional.
Halliburton Argentina formalizó una declaración en la que ratificó que “respeta la soberanía de la República Argentina” y reafirmó su “compromiso con el desarrollo responsable del sector energético del país”. Baker Hughes y DLS Archer enviaron presentaciones similares, aclarando que “no participan ni tienen previsto participar en procesos de licitación para proyectos hidrocarburíferos en las Islas Malvinas” y que sus actividades locales se ajustan estrictamente al marco legal vigente.
Con la salida de los principales jugadores globales de equipos, perforación y tecnología de pozos, el desarrollo hidrocarburífero impulsado por las británicas Rockhopper Exploration y la israelí Navitas Petroleum enfrenta una barrera crítica de logística y proveedores calificados.
El presidente Javier Milei anunció que incrementará la presión sobre las petroleras extranjeras que pretendan iniciar la explotación en las Islas Malvinas. La reacción oficial pone el foco en el proyecto Sea Lion, ubicado a 220 kilómetros al norte del archipiélago, y traslada a la Cancillería el rol de autoridad de aplicación de la Ley 26.659.
El acuerdo estratégico alcanzado entre Estados Unidos e Irán provocó un desplome inmediato en el precio internacional del petróleo. La sobreoferta generada y el reordenamiento de los mercados internacionales abrieron el debate sobre si esta baja se trasladará a los combustibles en las estaciones de servicio argentinas.
La raíz del movimiento está en la diplomacia internacional: la reactivación de los canales comerciales entre Washington y Teherán alivió tensiones en una de las zonas de mayor producción de hidrocarburos del planeta. Como respuesta, los mercados globales reaccionaron con un marcado abaratamiento del crudo.
Para Argentina, que busca consolidar un esquema de precios alineado a valores internacionales, una caída de esta magnitud representa en teoría una presión a la baja en los costos de refinación de las petroleras locales. Sin embargo, especialistas advierten que la estructura de costos internos no responde de manera automática a los vaivenes externos.
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Entre los factores que explican la demora en reflejar las bajas internacionales en los surtidores locales se destacan el desfasaje cambiario y la inflación, que elevan los costos de distribución y salarios; las actualizaciones impositivas pendientes, que funcionan como un piso de recaudación; y el retraso acumulado en precios de boca de expendio, que las refinadoras utilizan para equilibrar sus balanzas comerciales.
Por el momento, las pizarras de las estaciones de servicio se mantienen estables. El desplome del petróleo en el mundo ya es un hecho consolidado, pero el interrogante sobre cuándo y cómo se traducirá en una rebaja para los consumidores argentinos sigue supeditado a la agenda económica y regulatoria de los próximos meses.
El desarrollo intensivo de Vaca Muerta ha abierto las puertas a otro proyecto de dimensiones históricas, la producción de Gas Licuado.
Con tecnología primitiva, la revolución económica era imposible. El mineral de plata, en grandes terrones, era fundido en diminutos hornos, calentados con leñas y ramas. El procedimiento sólo funcionaba con mineral de alta ley y requería ingentes cantidades de combustible vegetal. Las dos cosas estaban en extinción en el Potosí de 1562.
En La Argentina Renegada, Daniel Larriqueta describe la epopeya que implicó en aquel contexto virreinal del siglo XVI el desarrollo intensivo del mineral de plata en Potosí, entonces parte del Virreinato del Alto Perú. El cerro con la riqueza en sus entrañas sólo tendría valor si se encontraban nuevos métodos para para tratar el mineral de menor ley y una nueva fuente energética para explotarlo.
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La mega obra fue posible, según Larriqueta, por la combinación de un nuevo liderazgo -el del nuevo Virrey Francisco de Toledo-, la imitación de tecnologías de frontera de las explotaciones auríferas en Méjico, la puesta en explotación de otros recursos mineros y energéticos, y una gran movilización de mano de obra especializada -ingenieros en minas e hidráulicos provenientes de España- más los contingentes de trabajo indígena.
La extracción de plata por amalgamación con el mercurio se practicaba en Méjico y había que imitarla, pero había que contar con envíos de mercurio procedentes de España, que privilegiaba el ya pujante desarrollo mejicano.
A mitad de camino entre Lima y Cuzco, en Huancavélica se había descubierto un yacimiento con mineral que contiene mercurio, pero había que explotarlo. Se monta una gran empresa para hacerlo. Al bajar la ley del mineral se requería extraer grandes volúmenes de roca del Cerro Rico para obtener un rendimiento en plata que justificara el negocio. Lo que implicaba transporte e instalación de molienda.
Los ingenieros diseñaron y ejecutaron un sistema de represas que desde los 4500 metros de altura fueron almacenando y canalizando agua de cuyo torrente se alimentó la construcción de una sucesión de gigantescos molinos movidos por fuerza hidráulica.
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Estos “ingenios” industriales reducían el mineral, lo amalgamaban con el mercurio y realizaban la separación de la plata. En 1578, Felipe II, recibió el mayor cargamento de plata de las Indias, con un flujo que se mantendría constante por los próximos 50 años.
El megaproyecto de plata de Potosí fue transformacional en la historia virreinal, radicó uno de los mayores asientos poblacionales de la época, puso en marcha la definitiva fundación del Tucumán, el Paraguay, Chile y el Río de la Plata y generó una fuente de demanda constante de bienes y servicios artesanales a las provincias argentinas en la etapa colonial.
Pero el megaproyecto de plata de Potosí dejó otra lección. La afluencia masiva de plata de Potosí generó una gran distorsión de precios en la península (antecedente de la llamada “enfermedad holandesa”) que fue mal gestionada y desestructuró la economía española.
A su vez, la apropiación de renta y su uso por las autoridades virreinales prodigó malos hábitos fiscales, porque, como sostiene Roberto Cortés Conde, la renta de regalías financió el gasto público y reemplazó el cobro de impuestos legislado con aprobación de los colonos.
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Mutatis mutandi, el desarrollo intensivo de Vaca Muerta ha abierto las puertas a otro proyecto de dimensiones históricas. La Argentina, con una matriz energética gasífera, también se estaba quedando sin gas y dependía de crecientes importaciones (Bolivia, GNL).
El populismo cortoplacista nos llevó a depredar reservas y a cortar exportaciones. Estaban los recursos no convencionales (shale gas, shale oil), pero para extraerlos de la formación (roca madre) había que recurrir a la tecnología del fracking y a perforar pozos horizontales, todo un know how que revolucionó la producción hidrocarburífera de Estados Unidos.
En Vaca Muerta, que alberga mucho más gas que petróleo, empezó a recorrerse la curva de aprendizaje, con incertidumbre y vaivenes por la envergadura que implicaba la empresa. Crecientes y sostenidas inversiones que permitieron el desarrollo intensivo, y la Argentina importadora de energía ya puede exhibir crecientes superávits energéticos, con grandes avances en obras de infraestructura de evacuación (ductos, almacenaje, puertos).
Con el aporte sustancial del petróleo de Vaca Muerta vamos camino a producir 1.5 millones a principio de la próxima década. Pero la coronación de este desarrollo energético transformacional viene de la mano del GNL. Santiago Martínez Tanoira, Maia Goldin (YPF) y Marcos Pourteau (PAE) resaltaron datos impactantes de la megaobra en el Congreso convocado por Runrún Energético.
El proyecto Southern Energy, ya en ejecución, y el proyecto Argentina LNG que avanza al cierre del compromiso de inversión, van camino a consolidar una nueva ruta marítima para el gas por barco, sin estrangulamientos (chokepoints).
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A los dos barcos licuefactores que operarán entre 2027 y 2028 se sumarán otros 2 gigantes (los más grandes del mundo) por construirse.
Entre ambos proyectos van a movilizar unos 380 barcos de carga (más de uno por día) en un complejo industrial que radicará población y empleo (soberanía territorial y marítima). La Argentina duplicará su producción de gas natural (280 MMm3/d) y se convertirá en el segundo país exportador de etano líquido en el mundo, expandiendo, además, la producción de propano y butano en un 75%.
Las exportaciones de energía que promedian los 10 mil millones de dólares pueden alcanzar los 45.000 millones en 2035. ¿Qué uso le va a dar el estado -nación, provincias- a los ingentes recursos de apropiación de renta que irá recibiendo vía regalías e impuestos? Como enseña la historia, de esto también depende el final feliz de la revolución energética en curso.
Fuente: Clarín (Daniel Montamat, EX SECRETARIO DE ENERGÍA Y EX PRESIDENTE DE YPF)
Un informe de la International Gas Union (IGU), junto a Arpel y Olade, estima que los recursos técnicamente recuperables de Vaca Muerta podrían cubrir entre 45 y 124 años del consumo actual de Argentina, Brasil, Bolivia, Uruguay y Chile. La magnitud de este potencial abre la posibilidad de que Argentina se convierta en proveedor regional de gas natural y motor de integración energética en el Cono Sur.
Según el Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG), la formación neuquina cuenta con entre 4,1 y 11,1 billones de m³ (Tcm) de gas natural técnicamente recuperable, equivalentes a 144–393 Tcf. El valor de referencia utilizado por el estudio es de 7,2 Tcm, unos 255 Tcf. Para dimensionar, el consumo combinado de los cinco países en 2024 fue de 90 bcm, lo que muestra que Vaca Muerta podría abastecer la región por varias décadas.
La integración gasífera del Cono Sur ya cuenta con 16 gasoductos transfronterizos construidos desde fines de los años 60. Sin embargo, buena parte de esa infraestructura está infrautilizada por la falta de excedentes exportables. El crecimiento de Vaca Muerta puede cambiar ese escenario y permitir que Argentina recupere un rol central en el mercado regional.
En los últimos años, la producción de gas no convencional argentino pasó de 17 millones de m³ diarios en 2015 a 90 millones en 2025, compensando la caída del convencional. Este cambio permitió recuperar exportaciones hacia Chile, que reemplazó parte de sus importaciones de GNL por gas argentino más competitivo.
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El informe también destaca oportunidades hacia Uruguay, donde el precio del gas argentino se vincula al costo del GNL importado. Si Vaca Muerta genera excedentes suficientes, Uruguay podría acceder a gas más barato y estable.
En el caso de Brasil, se analizan cuatro alternativas de conexión, siendo el corredor de Uruguaiana-Porto Alegre el preferido. La construcción del tramo faltante permitiría transportar 15 millones de m³ diarios de gas argentino, con una inversión estimada en US$4.500 millones (US$2.500 millones del lado argentino).
Además del mercado regional, Vaca Muerta se proyecta hacia el GNL. El consorcio Southern Energy FLNG avanza con dos unidades flotantes en el Golfo San Matías, previstas para 2027 y 2028, mientras que Argentina LNG (YPF, Eni y ADNOC) contempla una capacidad inicial de 12 Mtpa, ampliable a 18. En marzo de 2026, Southern Energy firmó un contrato con SEFE (Alemania) para suministrar 2 Mtpa de GNL por ocho años, el mayor acuerdo de exportación de Argentina hasta la fecha.
El desafío será transformar los recursos en producción, procesarlos y contar con infraestructura suficiente para abastecer tanto a los mercados regionales como a las futuras plantas de GNL. De concretarse estas inversiones, Vaca Muerta no solo consolidaría el crecimiento gasífero argentino, sino que se convertiría en pieza clave de la integración energética latinoamericana.
En los años noventa, el proyecto de potasio en el sur de Mendoza reveló un problema estructural que aún persiste: ningún concesionario ferroviario, ninguna provincia y ningún organismo nacional ofreció una solución logística integrada. La empresa minera nunca recibió la propuesta básica que hubiera evitado su colapso: “ustedes exploten la mina, nosotros garantizamos el traslado”.
Esa ausencia de coordinación terminó siendo el primer síntoma de un sistema ferroviario fragmentado que, tres décadas después, continúa sin resolver su rol estratégico.
El caso terminó de estallar en 2012, cuando el proyecto ferroviario forzado hizo caer la iniciativa minera. No fue por presiones municipales, sino por la falta de licencia social y de un esquema operativo rentable para todos los actores. Sin una red capaz de mover grandes volúmenes a costos competitivos, la mina quedó aislada y económicamente inviable.
Ese antecedente hoy se replica desde Jujuy hasta Río Negro, donde la minería y el Oil & Gas reciben promesas individuales que, analizadas en conjunto, podrían ser viables si existiera un ferrocarril moderno, integrado y con capacidad suficiente.
El nuevo pliego ferroviario lanzado en 2026 vuelve a repetir el error. No garantiza que las minas tengan ferrocarril, y las pocas que lo tendrán dependerán de subsidios del Tesoro Nacional. La red seguirá aislada, con distintos anchos de vía y estándares de capacidad heredados de 1870 y 1899.
La Ley 27.132 ordena intermodalidad camión–tren–puerto, pero el pliego no la contempla. Tampoco premia a quien proponga reconstruir toda la red, ni incentiva la integración con puertos, corredores internacionales o centros logísticos.
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El análisis técnico es contundente: las vías actuales, limitadas a 20 toneladas por eje, hacen inviable cualquier recupero de inversión. En cambio, la reconstrucción a 32,5 toneladas por eje permitiría amortizar la infraestructura en menos de 20 años y habilitaría trenes de carga pesada, contenedores, manufacturas y transporte de pasajeros.
La evidencia muestra que la diferencia entre mantener la red obsoleta o reconstruirla define si el país pierde o gana dinero por kilómetro operativo.
El informe del Foro Económico Mundial y la CEPAL refuerza este diagnóstico. América Latina produce el 40% del cobre mundial y el 30% del litio, pero la falta de interconexión logística impide capturar valor agregado. El caso del Corredor Bioceánico de Capricornio demuestra que una red integrada puede reducir entre 30% y 40% los costos logísticos y acortar hasta 15 días los tiempos de transporte.
Sin embargo, el pliego argentino considera obras clave —como el Ramal C14 entre Salta y Socompa— apenas como “mantenimiento pesado”, ignorando su rol estratégico para la minería y la exportación.
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La ausencia de intermodalidad también deja fuera al camión, a los puertos y al cabotaje. La eliminación histórica de estaciones y predios ferroviarios para usos ajenos al transporte amputó los nodos de transferencia que el Código Civil y Comercial y la Ley 27.132 ordenan recuperar. Sin esos nodos, la cadena logística queda fragmentada y los costos se disparan. El pliego perpetúa esa lógica, habilitando que predios esenciales sean declarados “no necesarios para la explotación”, incluso cuando son claves para la integración territorial.
Argentina aún está a tiempo de cambiar el paradigma. Un modelo ferroviario integrado, con reconstrucción total de la red, gobernanza federativa y cumplimiento de las leyes vigentes permitiría reducir costos logísticos, mejorar la competitividad minera y energética, y recuperar la licencia social que hoy falta.
Pero si la concesión avanza tal como está redactada, quien quiera reconstruir la red no tendrá incentivos ni posibilidades de ganar el concurso. Y el país quedará atrapado otros 50 años en estándares del siglo XIX, mientras la economía demanda infraestructura del siglo XXI.
La inteligencia artificial no vive en la nube: necesita electricidad abundante, constante y barata. En esa carrera por los megavatios, Vaca Muerta podría dejar de ser únicamente un yacimiento de hidrocarburos y transformarse en la usina de la próxima economía digital.
En julio, Argentina alcanzó un récord de 916.200 barriles de petróleo diarios, un 17,2% más que un año antes. De ese total, 643.100 barriles provinieron de Vaca Muerta. En gas natural, la producción nacional llegó a 158,8 millones de m³ diarios, con 96,5 millones aportados por la formación neuquina. Esa base energética abre la posibilidad de sostener centros de datos, inteligencia artificial y manufacturas electrointensivas.
La tendencia internacional muestra que las petroleras ya están dando este paso. Chevron anunció en 2025 una alianza para desarrollar hasta 4 GW de generación a gas destinada a centros de datos en EE.UU., y firmó un contrato de 20 años con Microsoft para abastecer un complejo en West Texas. ExxonMobil evalúa proyectos de más de 1,5 GW con captura y almacenamiento de carbono. La lógica es clara: en lugar de vender gas como commodity, buscan vender electricidad firme a los hyperscalers.
En Argentina, YPF ocupa una posición privilegiada. No solo accede a Vaca Muerta, sino que a través de YPF Luz participa en la generación eléctrica. Según su informe de sostenibilidad 2024, contaba con 3.392 MW de capacidad instalada, generaba el 9,3% de la electricidad del país y tenía 368 MW renovables en construcción. Estos activos muestran que reúne los elementos necesarios para convertirse en integrador de gas, generación térmica, renovables y contratos de suministro digital.
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La Agencia Internacional de Energía estima que el consumo eléctrico de los centros de datos podría más que duplicarse hacia 2030. El cuello de botella no será solo la generación, sino también transmisión y permisos. Por eso gana relevancia el modelo “behind the meter”: centrales instaladas junto al consumidor, capaces de suministrar electricidad directamente a la infraestructura computacional.
El interés internacional ya existe. En 2025, OpenAI y Sur Energy anunciaron una carta de intención para evaluar Stargate Argentina, un proyecto de hasta US$25.000 millones y 500 MW de capacidad. Aunque aún no se concretó, el anuncio muestra que el país empieza a aparecer en las conversaciones globales sobre infraestructura de inteligencia artificial.
La oportunidad consiste en decidir qué proporción de la energía se exporta como commodity y qué parte se utiliza para construir capacidades industriales dentro del país. Exportar hidrocarburos es la vía más directa. Generar electricidad y atraer centros de datos agrega inversión tecnológica, empleo especializado y servicios digitales de mayor complejidad.
El verdadero riesgo es exportar la oportunidad junto con el gas. Vaca Muerta no debería medirse únicamente por los barriles y metros cúbicos que produce, sino por la cantidad de industrias que consigue construir alrededor de ellos. La diferencia no está en el subsuelo, sino en la ambición industrial y la velocidad de ejecución.
El consorcio Vaca Muerta Sur (VMOS), integrado por YPF y otras siete petroleras, se prepara para emitir por primera vez una Obligación Negociable (ON) en el mercado local. La compañía buscará US$150 millones, ampliables hasta US$200 millones, como parte de la estructura de financiamiento del megaproyecto de US$3.300 millones que conectará la formación neuquina con una nueva terminal de exportación en el Golfo San Matías, Río Negro.
La obra alcanzó en agosto un avance físico del 80% y un avance económico del 68%, consolidándose como el principal proyecto de infraestructura energética en ejecución. El oleoducto y la terminal permitirán destrabar un cuello de botella en el transporte de crudo y multiplicar la capacidad exportadora de Argentina.
El bono tendrá un plazo de 4 años, amortización íntegra al vencimiento y pagos de intereses semestrales. Estará denominado en dólares estadounidenses MEP, con tasa fija a definir en la licitación, y cuenta con calificación AAA de FIX. El monto mínimo de suscripción será de US$100. La empresa realizará un roadshow la próxima semana para atraer inversores institucionales.
La colocación local se suma a un esquema financiero que incluye US$2.000 millones de deuda internacional, US$1.000 millones de aportes de accionistas y otros US$300 millones provenientes de mercado local o préstamos bancarios. A agosto, ya se habían desembolsado US$1.628 millones de los bancos y US$698 millones de los accionistas.
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Del costo total, US$2.977 millones corresponden a inversiones de capital: US$1.510 millones para el oleoducto y US$1.466 millones para las terminales. El resto se destinará a intereses durante la construcción, impuestos y reservas de caja.
VMOS está integrado por ocho de los principales productores de petróleo del país: YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Chevron, Shell y Tecpetrol. La participación conjunta de estas compañías asegura respaldo técnico y financiero para el proyecto.
Se espera que el oleoducto inicie operaciones en el primer semestre de 2027, con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios. Luego escalará a 390.000 barriles y finalmente alcanzará 550.000 barriles por día hacia fines de 2027. El plan contempla además una ampliación posterior que llevaría la capacidad a 700.000 barriles diarios en 2029.
La industria argentina atraviesa un proceso de transformación marcado por diferencias cada vez más profundas entre sectores. Mientras energía, minería y algunos segmentos alimenticios sostienen inversiones y demanda, ramas tradicionales como textiles, electrodomésticos, calzado y metalurgia enfrentan retrocesos de producción y menor utilización de capacidad.
En el primer semestre de 2026, la actividad manufacturera acumuló una caída interanual de 1,9% y quedó 11,8% por debajo del nivel registrado en igual período de 2023. El dato refleja un escenario en el que no toda la industria evoluciona de la misma manera: los sectores asociados a grandes proyectos de inversión y exportación encontraron mejores condiciones que aquellos que dependen principalmente del mercado doméstico.
Uno de los factores que aceleró esa diferenciación fue el aumento de las importaciones. Según el CEPA, durante los primeros seis meses de 2026 ingresaron manufacturas por US$5.362 millones, el valor más alto para un primer semestre dentro de la serie relevada. Los mayores incrementos frente a 2023 se produjeron en electrodomésticos (+109,2%), prendas de vestir (+86,3%) y equipos de transporte como motos y bicicletas (+67,6%).
El aumento de la oferta importada impactó especialmente sobre actividades que ya enfrentaban una demanda interna debilitada. En junio, la producción de aparatos de uso doméstico cayó 22,9% interanual, mientras que la industria textil acumuló una baja de 10,8% en el primer semestre.
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La menor actividad también se refleja en la utilización del aparato productivo. En junio, el uso de la capacidad instalada industrial se ubicó en 59,1%, lo que significa que cerca del 41% de los equipos permanecía sin utilizar. El nivel quedó 9,5 puntos porcentuales por debajo del registro de junio de 2023, mostrando que buena parte de la estructura fabril opera por debajo de su potencial.
En la otra punta aparecen petróleo, gas y minería, actividades que concentran inversiones y proyectos de largo plazo. El desarrollo de Vaca Muerta y las nuevas iniciativas mineras sostienen demanda de servicios, transporte, maquinaria e infraestructura, aunque ese crecimiento no se distribuye de manera uniforme sobre todo el entramado industrial.
Una encuesta de la Fundación Observatorio PyME señaló que apenas 4,7% de las pymes relevadas participa directa o indirectamente como proveedora de proyectos vinculados al RIGI. El dato plantea un interrogante central: cuánto del crecimiento de los grandes proyectos consigue trasladarse hacia proveedores nacionales y pequeñas empresas.
Desde diciembre de 2023, el Gobierno nacional avanzó con reducciones de aranceles para distintos productos —línea blanca, neumáticos, insumos plásticos y bienes de capital— además de derogar la Ley de Compre Nacional mediante el DNU 70/2023. Para una parte del sector empresario, esa apertura obliga a mejorar productividad y calidad; para entidades pyme, el problema aparece cuando la mayor competencia externa coincide con menor consumo y márgenes reducidos.
El resultado es una industria cada vez más segmentada: sectores vinculados con energía, minería y exportaciones muestran mejores perspectivas, mientras varias ramas tradicionales enfrentan un escenario más exigente por la combinación de demanda débil y mayor presencia de productos importados.
El mercado petrolero comenzó la semana con nuevas subas, impulsadas por la escalada de tensión entre Estados Unidos e Irán. El Brent ganó 79 centavos (+0,82%) y alcanzó los US$97,07 por barril, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) avanzó 80 centavos (+0,87%) hasta los US$92,28.
Durante los últimos cinco días, el Brent acumuló un incremento del 7,8% y el WTI casi un 10%. La tendencia refleja la preocupación de los operadores por una posible interrupción prolongada de los suministros desde Medio Oriente, en particular por la reducción del tránsito en el estrecho de Ormuz, una vía estratégica que concentra cerca de una quinta parte del petróleo mundial.
La situación se agravó el sábado con ataques cruzados. El Mando Central de Estados Unidos informó que sus fuerzas atacaron tres petroleros iraníes, uno de ellos alcanzado frente a la isla de Jark.
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Por su parte, la Guardia Revolucionaria Islámica declaró haber atacado tres petroleros que navegaban por rutas no autorizadas en Ormuz y otros tres buques estadounidenses en distintos sectores de la región.
El conflicto comenzó a impactar también sobre el transporte marítimo comercial. Un análisis de inteligencia marítima calificó los episodios como una escalada significativa y advirtió que los barcos mercantes pasaron a ocupar un lugar central dentro de la disputa económica. La utilización de embarcaciones comerciales como herramienta de presión está difuminando la frontera entre operaciones militares y tráfico internacional.
Los datos de navegación refuerzan las señales de alerta. En los últimos diez días, un promedio de apenas 10 buques de mercancías por día atravesó el estrecho de Ormuz, según la consultora Kpler. Se trata del nivel más bajo desde mayo. Una reducción mayor en el movimiento de petroleros podría generar un nuevo impacto sobre los precios debido al riesgo de un shock de oferta.
El crecimiento acelerado de Vaca Muerta está transformando a Rincón de los Sauces, una de las localidades neuquinas más vinculadas con la actividad petrolera. Frente al aumento del movimiento industrial y de la población, el municipio y la provincia de Neuquén avanzan con un plan de inversiones destinado a mejorar accesos viales, servicios básicos y espacios urbanos.
Las necesidades de infraestructura se multiplican con la expansión hidrocarburífera. El incremento de la actividad exige mejores rutas, mayor capacidad en las redes de agua potable y nuevas alternativas habitacionales para una ciudad que debe adaptarse a un ritmo de crecimiento cada vez más acelerado.
En ese contexto, el intendente Laercio Schvarzt impulsa una agenda de obras coordinada con el Gobierno provincial y con empresas privadas que operan en la zona. La prioridad está puesta en acompañar las necesidades de la industria petrolera sin descuidar las demandas cotidianas de los vecinos.
Entre los proyectos aparecen mejoras en los accesos viales y la pavimentación de sectores estratégicos para facilitar el tránsito de vehículos y equipos. La infraestructura vial tiene un papel central en una localidad donde buena parte de la economía depende del movimiento constante hacia los yacimientos y las áreas de servicios.
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También se prevén trabajos para ampliar y mejorar el suministro de agua potable. El crecimiento urbano genera una demanda cada vez mayor sobre las redes existentes, por lo que sumar capacidad resulta necesario tanto para los nuevos barrios como para las zonas consolidadas.
La expansión de las áreas residenciales es otro de los puntos incluidos en la planificación. El crecimiento de Vaca Muerta trae aparejada una mayor demanda de viviendas y servicios, un desafío que obliga a pensar el desarrollo urbano de Rincón de los Sauces con una mirada de mediano y largo plazo.
Asimismo, el municipio busca fortalecer la capacitación de los jóvenes para que puedan acceder a las oportunidades laborales que genera la industria hidrocarburífera. Los cursos y programas vinculados con operaciones petroleras y seguridad industrial apuntan a generar mano de obra local y facilitar la incorporación de vecinos a un sector que requiere perfiles cada vez más preparados.
La capacitación también puede ayudar a que una mayor parte del impacto económico de la actividad quede dentro de la propia localidad, consolidando a Rincón de los Sauces como un nodo energético y social clave en la expansión de Vaca Muerta.
El fenómeno climático El Niño 2026/27 amenaza con jaquear la cadena logística que abastece de arena silícea a la Cuenca Neuquina. Un informe elaborado por el consultor Roberto Lino Blanco advierte que las lluvias extraordinarias previstas para el Litoral ponen en riesgo el suministro desde Entre Ríos, origen de más del 80% de la arena utilizada en la fractura hidráulica.
Las proyecciones de la NOAA y del Servicio Meteorológico Nacional asignan un 81% de probabilidad a un evento muy fuerte entre octubre y diciembre, con continuidad hasta la primavera boreal de 2027. Para Argentina, el pico se ubicaría entre noviembre y febrero, coincidiendo con el período de mayor actividad en Vaca Muerta.
El punto crítico está en Ibicuy y Diamante, donde se extrae la arena de mayor pureza y esfericidad. Según Blanco, “esta arena no es sustituible en el plazo que estamos discutiendo, hay que proteger la infraestructura que la saca de ahí”. Las arenas de cercanía desarrolladas por operadoras representan apenas el 14% del consumo total.
La humedad es otro cuello de botella. El material sale de planta con 12% de humedad y las plantas de secado están dimensionadas para ese nivel. Un ingreso con mayor humedad implica más consumo energético y menos capacidad diaria, justo cuando crece la demanda.
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Cada pozo no convencional requiere entre 11.000 y 15.000 toneladas de arena, y más del 70% del costo final corresponde a logística. Actualmente circulan entre 2.000 y 3.000 camiones diarios, con una flota dedicada de 4.000–4.300 unidades. El recorrido desde Entre Ríos a Neuquén debería completarse en 48 horas, pero hoy demanda 70–75 horas por demoras operativas y climáticas.
La Ruta Provincial 45, principal salida de Ibicuy, soporta más de 350 camiones batea diarios. Aunque fue intervenida en 2024 con un plan de bacheo de $5.000 millones, requiere una repavimentación integral estimada en USD 40–50 millones. Blanco resume: “Para el verano que viene, la RP 45 es la que es”.
El consumo de arena pasó de 5,5 millones de toneladas en 2025 y podría alcanzar 8,4 millones en 2027, con proyección de 12 millones hacia 2030. Los acopios en Añelo cubren apenas ocho o nueve días de operación, lo que deja al sistema sin margen de maniobra frente a disrupciones.
Como alternativa estructural, el informe propone la “Ruta de la Arena”, un corredor multimodal con salida fluvial en Campana y destino en San Antonio (Río Negro), reduciendo a la mitad el tramo terrestre. Sin embargo, Blanco advierte que no estará operativo para enero de 2027. Para el corto plazo, recomienda compactar plateas de acopio, mejorar drenajes, medir humedad en carga y establecer stocks de seguridad en cuenca.
El Gobierno de Javier Milei publicó el listado oficial de 45 empresas y ejecutivos sancionados por participar en la exploración y explotación de hidrocarburos en las Islas Malvinas. La medida busca trasladar la disputa de soberanía al terreno económico y desincentivar la explotación unilateral de recursos en el Atlántico Sur.
Las sanciones alcanzan a compañías británicas, canadienses, israelíes, estadounidenses, danesas, suecas, sudafricanas y neerlandesas. Entre las principales figuran Navitas Petroleum, Rockhopper Exploration, JHI Associates, Borders & Southern y Noble Corporation, además de fondos de inversión y proveedores estratégicos.
El documento oficial las califica como “ilegítimas licenciatarias”, al considerar que operan sin autorización de Buenos Aires en un territorio cuya soberanía reclama la Argentina. Las restricciones incluyen prohibiciones para operar en el país, limitaciones financieras, impedimentos para participar en licitaciones y restricciones migratorias para personas físicas.
Dentro del grupo vinculado a Navitas Petroleum, se sancionó a accionistas como Harel Insurance, Migdal, Phoenix Holdings y Meitav Investment House, además de ejecutivos israelíes como Gideon Tadmor Cohen y Jonathan Sternberg.
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Por su parte, Rockhopper Exploration quedó alcanzada junto a accionistas como Noked Capital, Aedos Advisers, Exodus Management Israel y Ion Fund Management, además de directivos británicos Samuel Moody y William Rees Perry.
También se incluyó a Borders & Southern, con accionistas en Reino Unido y Canadá, y a JHI Associates, vinculada a Eco Atlantic Oil & Gas y fondos internacionales como CIBC Asset Management, Avanza Bank Holding y Coronation Fund.
El Gobierno sostuvo que el objetivo es “reforzar la posición argentina frente a las actividades hidrocarburíferas desarrolladas en el Atlántico Sur”. La estrategia se complementa con acciones diplomáticas y reclamos ante organismos internacionales.
La decisión generó tensión con el Reino Unido, que considera legítimas las operaciones bajo su legislación local. Medios británicos señalaron que las compañías continuarán con sus actividades, mientras Argentina insiste en que cualquier explotación sin autorización nacional constituye una actividad ilegítima.
El gobierno de Neuquén proyecta duplicar la actividad de Vaca Muerta hacia 2030, un objetivo que requerirá significativas inversiones en infraestructura.
Este plan fue presentado por el gobernador Rolando Figueroa en Houston, durante el evento “Shale en Argentina” organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).
En esa ocasión, Figueroa confirmó la incorporación de cuatro áreas que YPF revirtió a la provincia en la segunda ronda de licitación de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). Se trata de los campos Salinas del Huitrín, Lomas de Molle, Cerro de las Minas y Cerro Arena, cuyo proceso se lanzará en noviembre próximo.
La inclusión de estas áreas busca reinsertarlas en el circuito de inversión privada, facilitando que nuevos operadores evalúen su potencial. La segunda ronda tendrá la particularidad de ofrecer oportunidades ligadas al petróleo, a pesar de que inicialmente se había anticipado un enfoque principal en la ventana de gas de Vaca Muerta.
El mandatario neuquino subrayó que el potencial geológico no es suficiente para asegurar el desarrollo, enfatizando la necesidad de infraestructura, inversiones, seguridad jurídica, competitividad y trabajadores capacitados. “Vaca Muerta es una condición necesaria, pero no suficiente”, planteó Figueroa, destacando el entendimiento con el Gobierno nacional.
Según explicó, la provincia tiene un proyecto hacia 2030 y el objetivo es acompañar el crecimiento de la industria con una expansión equivalente de la infraestructura y los servicios. “En el 2030, sin lugar a dudas, nosotros vamos a lograr un 2X con la industria”, afirmó, aunque advirtió sobre la necesidad de obras para sostener el crecimiento poblacional y productivo.
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Actualmente, Neuquén destina más de US$ 1.000 millones por año en infraestructura, con inversiones en rutas, hospitales, escuelas y obras de desarrollo territorial. Además, se están impulsando proyectos de conectividad vial, la vinculación con Chile y la infraestructura necesaria para acompañar la expansión de Vaca Muerta y la salida de su producción.
“El gobierno nacional entendió las condiciones que había que generar”, sostuvo Figueroa, valorando que la articulación con el Estado nacional permitió a Neuquén presentarse ante el mundo como una plaza de inversión energética. El mandatario también resaltó los beneficios impositivos que ofrece la provincia y la relación con los sindicatos del sector.
Finalmente, mencionó la creación de un fondo soberano una vez que Neuquén finalice la cancelación de su deuda de infraestructura. Este fondo buscará asegurar que los recursos generados durante el actual ciclo de crecimiento se transformen en capacidades que permanezcan en la provincia, evitando así una “tierra arrasada” en el futuro.
La minería se consolidó como el sector con mayor participación dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), al presentar 17 proyectos por un monto cercano a US$ 39.000 millones, de los cuales 12 ya fueron aprobados por el Gobierno nacional.
Las iniciativas autorizadas representan compromisos de inversión por aproximadamente US$ 21.000 millones, mientras que cinco proyectos permanecen bajo evaluación.
Con estas cifras, la actividad minera reúne 12 de los 22 proyectos aprobados hasta el momento en el marco del RIGI, convirtiéndose en el sector con mayor cantidad de iniciativas admitidas dentro del régimen. Desde la industria advierten, sin embargo, que la aprobación constituye solo el primer paso y que las inversiones deberán atravesar distintas etapas antes de transformarse en obras, infraestructura y producción.
Durante su exposición en el Senado, el presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, sostuvo que el RIGI fue determinante para atraer inversiones de gran escala, especialmente en los proyectos de cobre. Según explicó, uno de los principales cambios introducidos por el régimen fue la mejora en la competitividad tributaria: antes del RIGI la carga impositiva total superaba el 50%, mientras que con el nuevo esquema se ubica entre el 38% y el 40%, acercándose a los niveles de países como Chile, Perú, Australia y Canadá.
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Las proyecciones del sector muestran un crecimiento sostenido de las inversiones durante los próximos años. Para 2026 se esperan desembolsos de entre US$ 2.400 y US$ 2.500 millones, cifra que aumentaría hasta alrededor de US$ 4.500 millones en 2027. A partir de 2028, la expectativa es alcanzar un ritmo de inversiones de entre US$ 7.000 y US$ 7.500 millones anuales, impulsado principalmente por el desarrollo de nuevos proyectos.
El cobre aparece como el principal motor de esta nueva etapa. De acuerdo con la CAEM, existen seis grandes proyectos cupríferos en condiciones de avanzar hacia su desarrollo, acompañados por emprendimientos de litio que ya producen o se encuentran en procesos de ampliación.
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Desde el sector también destacan que el RIGI aporta mayor previsibilidad para inversiones de largo plazo, al contemplar mecanismos de acceso progresivo a las divisas generadas por los proyectos y la posibilidad de recurrir a instancias internacionales para la resolución de controversias.
Cacciola recordó que, pese a la existencia de la Ley de Inversiones Mineras desde la década de 1990, distintos incumplimientos en materia de estabilidad jurídica afectaron históricamente la llegada de capitales para emprendimientos de gran escala. La cámara considera que recuperar la confianza de los inversores será clave para transformar los proyectos aprobados en desarrollos concretos que incrementen la producción minera argentina durante la próxima década.
Finalmente, el crecimiento de la actividad demandará nuevas inversiones en infraestructura, energía, transporte, proveedores y mano de obra especializada para acompañar el avance de los proyectos. Con una cartera cercana a US$ 39.000 millones y el respaldo del RIGI, la minería busca consolidarse como uno de los principales motores de inversión del país, apoyada en el desarrollo del cobre y el litio y en un escenario que apunta a posicionar a Argentina entre los grandes productores mundiales de minerales estratégicos.
El crecimiento de Vaca Muerta entra en una etapa clave. Para Patricio Whitney, Managing Director de SLB para Argentina, Bolivia y Chile, el desafío será conseguir más producción con la capacidad instalada y acompañar la expansión con personal capacitado, digitalización y nuevas formas de trabajo.
Durante la quinta edición de “Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World”, organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y su seccional en Houston, Whitney presentó la visión de la compañía ante referentes de la industria argentina reunidos en la principal ciudad petrolera de Estados Unidos.
El ejecutivo destacó el cambio de escala que supone el desarrollo de Vaca Muerta y las exigencias que generará sobre toda la cadena de valor. Según su análisis, el escenario contempla un fuerte incremento en la cantidad de pozos y etapas de fractura, con una demanda asociada de logística, infraestructura y servicios.
“Entendemos que el RIGI nos ha abierto la puerta para salir al mundo y eso nos trae una oportunidad en la que entendemos la escala industrial a la que nos vamos a enfrentar. Estamos pensando en duplicar el número de pozos, duplicar el número de etapas, duplicar la producción que vamos a tener, y junto con eso necesitas duplicar tu logística, todo el conjunto”, afirmó Whitney.
A su juicio, el desafío pasa por elevar el rendimiento de los equipos y de las operaciones existentes para acompañar el crecimiento sin que los costos aumenten en la misma proporción. “Duplicar la capacidad no es sostenible. Necesitamos ver cómo podemos hacer más con lo que ya tenemos y, por lo tanto, la productividad será el diferenciador que nos hará mucho más competitivos frente a otras cuencas del mundo”, agregó.
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La mejora de productividad, explicó, puede surgir de distintos puntos de la operación: reducir tiempos no productivos, aumentar el tiempo operativo de los equipos, incrementar la cantidad de etapas realizadas y lograr una mayor recuperación de hidrocarburos por cada metro perforado. El objetivo final es reducir los costos de equilibrio y mejorar la posición de Vaca Muerta frente a otros desarrollos internacionales.
En paralelo, Whitney subrayó que la expansión de la actividad plantea un desafío para el sector de recursos humanos. El crecimiento de la cantidad de pozos y operaciones requerirá sumar trabajadores con nuevas capacidades y modificar la manera en que se forman y utilizan esos equipos. SLB ya trabaja en programas de capacitación y en la incorporación de talento local, con la mirada puesta en el desarrollo de capacidades para toda la industria.
Finalmente, la tecnología aparece como otro de los pilares para resolver la restricción de recursos. Whitney mencionó el uso de inteligencia artificial, operaciones remotas y herramientas digitales como mecanismos para ampliar la capacidad de supervisión sin incrementar en la misma proporción la cantidad de personas destinadas a cada operación. Además, llamó a mirar el proceso de producción como una cadena integrada, donde las transiciones entre perforación, completación y otras actividades ofrecen oportunidades de mejora.
YPF profundizará su estrategia de concentrar inversiones en los desarrollos de mayor productividad de Vaca Muerta y, al mismo tiempo, avanzará con una nueva ampliación del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) para acompañar el crecimiento de la producción y las exportaciones de petróleo.
El anuncio fue realizado por el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, durante el encuentro “Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World” en Houston.
En su exposición, Marín confirmó que la petrolera devolverá las áreas Salinas del Huitrín, Loma del Molle, Cerro Las Minas y Cerro Arena, al considerar que no integran el programa de desarrollo previsto por la empresa. En el caso de Loma del Molle, YPF posee el 50% de participación, mientras que el porcentaje restante corresponde a Pluspetrol, tras la adquisición de los activos de ExxonMobil en la Cuenca Neuquina.
La decisión se enmarca en la reorganización iniciada con el Proyecto Andes, mediante el cual la empresa comenzó a desprenderse de activos considerados no estratégicos para concentrar capital, recursos humanos y equipamiento en los desarrollos no convencionales de mayor rentabilidad.
Por otro lado, YPF trabaja en una nueva ampliación del VMOS, incluso antes de que el sistema entre formalmente en operación. El objetivo consiste en superar la capacidad inicial prevista de 550.000 barriles diarios y elevar progresivamente el transporte hasta un rango de 700.000–770.000 barriles diarios, mediante la incorporación de nuevas estaciones de bombeo.
Actualmente, el proyecto registra un avance superior al 80%, aunque los trabajos más complejos continúan en las instalaciones marítimas frente a Punta Colorada, Río Negro. La empresa mantiene como meta realizar las primeras operaciones de carga durante los primeros meses de 2027.
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En cuanto a inversiones, Marín sostuvo que el desarrollo proyectado para la industria hidrocarburífera argentina requerirá USD 130.000 millones entre 2025 y 2031, cifra comparable con los niveles de inversión anual de las principales petroleras internacionales.
Asimismo, el ejecutivo proyectó que hacia 2031 la producción argentina podría alcanzar 1,7 millones de barriles diarios de petróleo y 250 millones de m³ diarios de gas, con aproximadamente dos tercios del petróleo destinados a la exportación. Según sus cálculos, las exportaciones energéticas podrían superar los USD 50.000 millones anuales, gracias a mejoras de productividad y al desarrollo de proyectos de Gas Natural Licuado (GNL).
Finalmente, entre los proyectos de GNL se destacan Southern Energy (SESA), con dos unidades flotantes de licuefacción y el gasoducto San Matías Pipeline (USD 1.300 millones), y Argentina LNG, impulsado por YPF junto a Eni y XRG, con una inversión total de USD 51.000 millones y capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales. Marín reiteró que la decisión final de inversión se mantiene prevista para este año y que las operaciones comerciales comenzarían entre 2030 y 2031.
GeoPark anunció su entrada estratégica a Venezuela con la adquisición del bloque Bare, un activo de petróleo pesado ubicado en la Faja Petrolífera del Orinoco, considerada una de las mayores acumulaciones de hidrocarburos del mundo.
La operación permitirá a la compañía sumar un activo en producción, con infraestructura existente y un importante potencial de crecimiento.
La incorporación de Bare se suma a la base productiva que la firma posee en Colombia y al desarrollo de Vaca Muerta en Argentina, donde concentra gran parte de sus inversiones. Con esta nueva plataforma de activos, GeoPark proyecta alcanzar hacia 2030 un nivel de producción cercano a 75–85 kboepd, lo que representa aproximadamente 2,7 veces los niveles actuales.
De acuerdo con la empresa, Bare representa una oportunidad de redesarrollo a gran escala, respaldada por producción existente, infraestructura instalada y un considerable potencial de recobro remanente. El plan contempla mayores inversiones, aceleración de la producción, rehabilitación de infraestructura y crecimiento de reservas de largo plazo.
El desarrollo del bloque se llevará adelante mediante un Contrato de Participación Productiva (CPP) con PDVSA Petróleo S.A., bajo el marco de la Ley Orgánica de Hidrocarburos de Venezuela. GeoPark actuará como operador y financiará el 100% de las inversiones de capital, con una participación económica neta del 65%.
Asimismo, el CPP otorga derechos de comercialización directa de hidrocarburos, acceso a infraestructura crítica y mecanismos de compensación para mitigar interrupciones. La entrada en vigencia del contrato estará sujeta a aprobaciones regulatorias y al cumplimiento de condiciones vinculadas con sanciones internacionales. GeoPark estimó un plazo máximo de 120 días para completar estas instancias.
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El ingreso de GeoPark a Bare fue liderado por el Grupo Gilinski, cuya presencia estratégica en Venezuela resultó clave para asegurar un marco contractual de 25 años. La transacción se financió mediante acciones de GeoPark, preservando la posición de caja de la compañía. Como resultado, el Grupo Gilinski se convertirá en accionista controlante.
Finalmente, el directorio sostuvo que los términos de la operación generarán una creación de valor inmediata para los accionistas. Jaime Gilinski, presidente del grupo, expresó: “Creemos en el potencial de Venezuela y en la capacidad de GeoPark para desarrollar Bare de manera responsable”. Por su parte, Felipe Bayon, CEO de GeoPark, afirmó que “la reactivación del sector energético de Venezuela representa una de las oportunidades industriales más relevantes de Latinoamérica”.
Argentina comienza a abrir un nuevo capítulo exportador con los líquidos del gas natural (GLP/NGL), principalmente propano y butano, como complemento del petróleo y el gas de Vaca Muerta.
Según el informe del Instituto de Energía de la Universidad Austral, el país produjo en 2025 unas 3 millones de toneladas de GLP/NGL comercial y exportó alrededor de 1,63 millones de toneladas.
De acuerdo con las proyecciones, hacia 2030 la producción podría ubicarse entre 4,4 y 4,8 millones de toneladas, con exportaciones de 3,0–3,4 millones de toneladas, lo que permitiría superar los US$ 2.000 millones anuales en ventas externas. Para 2035, el escenario base estima entre 5,5 y 6,5 millones de toneladas, mientras que un escenario de mayor ejecución podría acercarse a 8–9 millones de toneladas.
Uno de los motores de crecimiento será Compañía Mega, cuya ampliación prevé llevar la capacidad de procesamiento de 4.800 a 7.200 toneladas diarias, con una inversión integral de US$ 650 millones. La primera etapa demandará entre US$ 250 y 260 millones.
Por su parte, TGS impulsa un proyecto vinculado al eje Tratayén–General Cerri–Bahía Blanca. Con una inversión superior a US$ 3.000 millones, la iniciativa contempla una capacidad de 2,7–2,8 millones de toneladas anuales de líquidos C3+, de los cuales el 85% correspondería a propano y butano.
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A estos desarrollos se suma la posibilidad de aprovechar los proyectos de GNL en Río Negro, donde el tratamiento del gas destinado a la licuefacción podría generar un nuevo polo exportador de propano, butano y gasolina natural en el Golfo San Matías, complementario con el complejo de Bahía Blanca.
En materia de mercados, Brasil aparece como el principal comprador regional por escala y déficit estructural, seguido por Chile, Paraguay, Uruguay y Perú. Sin embargo, el salto de producción podría llevar a Argentina a competir también en Asia, con destinos como India, China, Japón y Corea del Sur. India ya comenzó a recibir cargas argentinas de GLP en 2025–2026, aunque el desafío será consolidar una relación comercial de mayor escala.
El informe advierte que el principal límite no está en la disponibilidad del recurso, sino en la infraestructura: capacidad de separación en origen, nuevos poliductos, instalaciones de fraccionamiento, almacenamiento y puertos. En este escenario, Bahía Blanca, Cerri y Puerto Galván adquieren un papel estratégico para garantizar competitividad y acceso a los mercados internacionales.
La quinta edición del Vaca Muerta Shale Day, organizada por el IAPG Houston, reunió a los principales operadores del shale argentino en Estados Unidos. El encuentro dejó un mensaje claro: el desafío ya no es demostrar el potencial del recurso, sino llevar la producción a una escala capaz de abastecer el mercado interno y sostener un salto exportador.
En su exposición, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, puso el foco en la transformación de la compañía y en la oportunidad de convertir a Vaca Muerta en una plataforma energética internacional. Marín destacó que el objetivo es alcanzar una producción superior a 500.000 barriles diarios hacia 2030, con una estrategia basada en eficiencia, infraestructura y exportaciones.
Por otro lado, Pluspetrol y Tecpetrol presentaron sus planes de expansión y coincidieron en que el crecimiento del upstream debe estar acompañado por infraestructura de transporte, almacenamiento y salida hacia mercados internacionales. Tecpetrol subrayó que el RIGI permitió mejorar la previsibilidad de proyectos de largo plazo y acelerar inversiones.
Asimismo, Chevron y GeoPark remarcaron la necesidad de financiamiento y reglas de juego estables para llevar sus activos a una escala superior. La reducción de costos por pozo, la mejora de la productividad y la incorporación de tecnología fueron señaladas como claves para competir en mercados globales.
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En paralelo, el salto exportador fue otro de los grandes temas del encuentro. YPF presentó avances en proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) y en la construcción de infraestructura específica para exportar gas. La estrategia apunta a que Argentina deje de ser un importador estructural y se convierta en proveedor relevante de energía para mercados internacionales.
Finalmente, los CEOs coincidieron en que el crecimiento requiere una combinación de recurso, productividad, infraestructura y estabilidad regulatoria. El RIGI fue señalado como herramienta determinante para atraer capital privado y financiar proyectos de miles de millones de dólares.
El mensaje final del encuentro fue que Vaca Muerta está ingresando en una segunda etapa de desarrollo: después de la fase de aprendizaje y mejora de productividad, las empresas buscan ahora multiplicar volúmenes y construir la infraestructura necesaria para colocar esos barriles y moléculas fuera del país.
El Senado de la Nación avanzó este jueves con una nueva jornada de debate sobre el proyecto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias (Súper RIGI).
La reunión conjunta de las comisiones de Presupuesto y Hacienda, Economía Nacional e Inversión y Legislación General contó con la participación de representantes de los sectores minero, industrial y energético, quienes expusieron su visión sobre el impacto del régimen vigente y las modificaciones propuestas.
Desde el sector minero, el presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, aseguró que el RIGI mejoró la competitividad del país frente a destinos como Chile, Perú, Australia y Canadá. También subrayó que el régimen facilita el acceso a divisas para importaciones y distribución de utilidades, y permite resolver controversias mediante arbitrajes internacionales.
En el plano industrial, Pablo Cattoni, director institucional de SIDERSA, destacó que el régimen impulsó el mayor plan de expansión de la compañía, con una inversión de US$ 300 millones para construir una nueva planta siderúrgica en San Nicolás de los Arroyos. Cattoni resaltó la participación de proveedores argentinos en el proyecto, mientras que Diego Leal, de la Unión Industrial Argentina (UIA), propuso que el porcentaje destinado al desarrollo de proveedores se concentre exclusivamente en bienes producidos en el país.
Por su parte, el sector energético también respaldó la iniciativa. Carlos Ormachea, presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos, afirmó que el RIGI permitió poner en marcha proyectos que probablemente no se habrían concretado sin ese marco de incentivos. En la misma línea, Esteban Gramblicka, asesor legal de la Cámara Argentina de Energía, sostuvo que el régimen fue determinante para atraer inversiones y que Argentina cuenta con recursos suficientes para abastecer el mercado interno, desarrollar proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) y consolidarse como exportador de energía.
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En paralelo, los senadores formularon consultas sobre el impacto del régimen en proveedores nacionales y en la infraestructura energética necesaria para proyectos intensivos. Las autoridades de las comisiones resolvieron pasar a un nuevo cuarto intermedio, dejando pendiente la definición de cambios en el texto final.
Finalmente, el tratamiento del proyecto continuará en próximas reuniones, donde se analizarán las propuestas y observaciones de los sectores privados y especialistas. El desenlace será clave para determinar si el Súper RIGI se convierte en una herramienta definitiva para atraer inversiones de gran escala en minería, industria y energía.
La reinserción estratégica de la Argentina en el nuevo orden mundial favorece la oportunidad de cambiar la trayectoria de un desarrollo paupérrimo que paralizó el progreso.
En el núcleo del análisis macroeconómico tradicional los ciclos económicos de expansión o contracción están disociados de las teorías de crecimiento de largo plazo. Tanto en el marco keynesiano clásico como en la llamada “síntesis neoclásica”, el crecimiento viene planteado como una tendencia exógena a largo plazo que está directa y conceptualmente ligada a la “tasa de crecimiento potencial de la economía”. En el enfoque keynesiano tradicional, el análisis macroeconómico se divide rígidamente según el plazo. El corto plazo (el ciclo) viene determinado exclusivamente por el lado de la demanda agregada.
Y recordemos que la demanda agregada suma consumo público y privado, inversión bruta y las exportaciones. Las fluctuaciones (expansiones y recesiones) ocurren porque la demanda efectiva oscila debido a shocks en la inversión, el consumo o el gasto público, interactuando con rigideces de precios y salarios.
El largo plazo (la tendencia) viene determinado por el lado de la oferta agregada. Aquí opera la tasa de crecimiento potencial que releva el ritmo al que la economía podría crecer si usara todos sus factores productivos (capital y trabajo) en su nivel de “pleno empleo” o tasa natural, bajo una productividad dada, sin generar presiones inflacionarias. El PBI Real = Tendencia (PBI Potencial) + Ciclo (Brecha de Producto). Si el ciclo está en una etapa de expansión, el PBI real está temporalmente por encima del potencial (brecha positiva, riesgo inflacionario).
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Por el contrario, si el ciclo está en contracción, el PBI real cae por debajo del potencial (brecha negativa, desempleo y capacidad ociosa). Con lo que el gran desafío de la macroeconomía derivada del consenso ortodoxo de la profesión es el uso del instrumento fiscal y monetario para atenuar los ciclos (por ello toda la racionalización de las políticas de estabilización contracíclicas) y permitir que la economía crezca con estabilidad ocupando a pleno sus recursos en la trayectoria o tendencia que permite su tasa de crecimiento potencial.
La tendencia se asume exógena porque para los economistas de corte keynesiano tradicional, los determinantes del crecimiento en el largo plazo –el progreso tecnológico (como en el modelo de Solow original), el crecimiento demográfico y la acumulación de capital subyacente– se mueven por carriles independientes de las fluctuaciones de corto plazo. Es decir, una recesión este año puede dejar fábricas vacías hoy (corto plazo), pero teóricamente no altera la trayectoria de la innovación tecnológica o el crecimiento de la población activa a 20 años (largo plazo).
La tendencia es una línea recta (o curva suave) ascendente que “soporta” las ondas del ciclo, pero que no es afectada por ellas. Si bien esta disociación ha sido la norma en los textos de estudio, esta separación tajante entre ciclo y tendencia ha recibido duras críticas desde diversos frentes. Por un lado, los economistas postkeynesianos y neokeynesianos modernos argumentan que las recesiones profundas y prolongadas pueden destruir capacidad productiva permanente (por ejemplo, desempleados de larga duración que pierden habilidades o empresas que cancelan proyectos de I+D).
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Aquí, el ciclo afecta negativamente a la tendencia. A su vez, desde la vereda del pensamiento austríaco y schumpeteriano, el ciclo no es una mera oscilación de demanda en torno a una tendencia dada. Las fases de contracción son correcciones necesarias para liquidar malas inversiones inducidas por la distorsión del crédito y reasignar recursos hacia sectores genuinamente productivos. Por lo tanto, el ciclo y el crecimiento a largo plazo están intrínsecamente conectados por el lado de la estructura de capital y la oferta.
Analizar la tasa de crecimiento potencial de la Argentina sobre una serie histórica de 50 años (aproximadamente desde mediados de la década de 1970 hasta el presente) requiere separar el “ruido” de la extrema volatilidad cíclica para encontrar la tendencia subyacente de la productividad total de los factores (PTF), la acumulación de capital y el factor trabajo. Considerando el período completo (1975-2026), la tasa de crecimiento potencial de la Argentina se ubica en un promedio de entre 1,5% y 2,0% anual, y, dado que la tasa de crecimiento demográfico promedio en este período rondó el 1% a 1,2% anual, el crecimiento potencial del PBI per cápita real ha sido sumamente magro, ubicándose por debajo del 0,5% anual en el promedio de largo plazo.
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Según datos de Econométrica, la Argentina está saliendo de la mayor recesión de toda su historia, acumulando 13 años sin crecer entre 2011 y 2024. En igual periodo la población creció en 5 millones de habitantes, reflejando una caída del PBI per cápita del 11%. El crecimiento económico de 2025 y 2026 permitirá un rebote del PBI per cápita del 7,3%, pero todavía estamos un 5% por debajo del 2011. Nos hemos empobrecido respecto a vecinos de la región porque nuestro crecimiento potencial fue muy inferior al de América Latina, de alrededor del 3% acumulado anual.
El promedio de crecimiento potencial de estas últimas décadas esconde a su vez tres dinámicas muy marcadas que los economistas locales y organismos internacionales identifican en la serie: 1975-1990 (la “década perdida” y estanflación); el crecimiento potencial cayó a niveles cercanos a cero o ligeramente negativos; marcado por la crisis de la deuda, shocks inflacionarios y una descapitalización crónica, el PBI potencial se estancó. 1991 – 2011 (reformas y superciclo de commodities): durante los años 90 y la primera década del siglo XXI, la tasa de crecimiento potencial experimentó una fuerte recuperación, estimándose transitoriamente entre un 3,0% y un 4,0% anual, impulsada primero por ganancias de eficiencia/inversión y luego por términos de intercambio excepcionales. 2012 al presente (estancamiento estructural): en los últimos 12 a 14 años, la economía argentina volvió a experimentar una contracción en su capacidad instalada y productividad. El crecimiento potencial en este último tramo se ha hundido sensiblemente, estimándose actualmente en torno al 1,0% o 1,5% anual, afectado por el cepo cambiario, la ausencia de crédito de largo plazo y la baja tasa de inversión interna fija.
La Secretaría de Energía oficializó la prórroga del plazo para que productoras y distribuidoras de gas se adecuen al nuevo esquema contractual del Plan Gas.Ar. La medida, publicada en el Boletín Oficial mediante la Resolución 224/2026, extiende hasta el 31 de diciembre de 2026 el tiempo disponible para completar el procedimiento.
El Gobierno avanza con la reorganización del sistema de abastecimiento de gas, un proceso que involucra a las compañías productoras, ENARSA (Energía Argentina) y las prestadoras del servicio. El objetivo es reordenar las relaciones entre los actores del sector y dar mayor previsibilidad en la contratación.
La ampliación del plazo permitirá que tanto productores como distribuidoras continúen evaluando y formalizando su incorporación a la nueva modalidad contractual. Con esta extensión, dispondrán de cuatro meses adicionales para completar la cesión de contratos de abastecimiento de gas natural.
El esquema central de la medida contempla la transferencia de acuerdos desde ENARSA hacia las empresas distribuidoras, lo que implica un cambio en la estructura de responsabilidades dentro del mercado. Este paso busca reducir la intermediación estatal y fortalecer el vínculo directo entre productores y distribuidoras.
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La Secretaría de Energía aclaró que la prórroga no dispone un aumento tarifario para los consumidores ni modifica directamente el precio final que pagan los usuarios por el servicio de gas. El foco está puesto en la reorganización contractual y no en la estructura tarifaria.
El procedimiento también cuenta con la intervención del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENREGE) y de CAMMESA, que participan de acuerdo con sus respectivas competencias en el sector energético. Ambas entidades supervisan aspectos regulatorios y de mercado para garantizar que la transición se realice de manera ordenada.
La medida se enmarca en el Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos 2023–2028, que apunta a dar previsibilidad al sistema energético argentino. En este contexto, la prórroga busca evitar riesgos de incumplimiento y asegurar que las empresas tengan tiempo suficiente para adecuarse.
ARCA habilitó el servicio web que permitirá a las pymes registrar sus proyectos de inversión, seleccionar los beneficios fiscales del Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI) y hacer el seguimiento de cada trámite. La herramienta llega con demora: hasta ahora, las empresas no podían acceder plenamente a los incentivos previstos por la ley de modernización laboral.
Con la puesta en marcha del Sistema de Gestión de Inversiones (SGI), las compañías ya pueden cargar sus proyectos, documentar las inversiones y activar los beneficios de amortización acelerada en Ganancias y devolución de créditos fiscales de IVA. El régimen fue creado por el Título XXIII de la Ley Nº 27.802 y reglamentado por la Resolución General (ARCA) Nº 5889/2026, publicada en el Boletín Oficial.
En el caso del IVA, la presolicitud y la asignación del cupo fiscal se gestionarán directamente en el SGI. Las presentaciones estarán habilitadas entre los días 1 y 10 de febrero, mayo, agosto y noviembre, y el organismo comunicará el cupo asignado entre el 11 y el 15 de cada uno de esos meses. Luego, el contribuyente deberá esperar tres períodos fiscales mensuales para que los comprobantes queden disponibles en el Sistema Integral de Recupero (SIR) y formalizar la devolución.
La secuencia operativa queda definida así: SGI→ cupo fiscal→ tres períodos fiscales→ SIR→ solicitud de devolución.
Qué ofrece el RIMI
El régimen apunta a micro, pequeñas y medianas empresas —y entidades sin fines de lucro— que inviertan entre USD 150.000 y USD9 millones en bienes de capital, tecnología, infraestructura o eficiencia energética. A cambio, habilita dos beneficios:
Amortización acelerada en el Impuesto a las Ganancias.
Devolución del crédito fiscal de IVA vinculado a las inversiones.
Ciertas inversiones clave en el RIMI (Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones) están eximidas de cumplir con el piso mínimo de dinero obligatorio para acceder a los beneficios fiscales.
Bienes sin monto mínimo obligatorio :
El régimen exceptúa del piso de inversión mencionado de 150.000 dolares , a los siguientes rubros orientados a la producción y al campo:Riego: Equipos y sistemas completos de riego agrícola.Energía: Bienes de alta eficiencia energética, como paneles solares y tecnología de ahorro de energía.Protección: Mallas antigranizo para la actividad agropecuaria.Ganadería: Bienes semovientes (ganado y genética animal).
Cómo funciona el SGI
La plataforma permite registrar proyectos, cargar documentación y monitorear el estado de cada inversión. Para ingresar, se requiere Clave Fiscal.
Desde el 25 de agosto, las empresas pueden:
Verificar CUIT y domicilio fiscal.
Controlar el alta en Ganancias e IVA y revisar el código CLAE.
Confirmar el Domicilio Fiscal Electrónico.
Relevar inversiones realizadas desde el 6 de marzo de 2026.
Clasificar cada inversión según su categoría.
Identificar la primera ventana de presolicitud de IVA disponible.
Cómo solicitar la devolución del IVA
El trámite se realiza en etapas:
Presentar la presolicitud en el SGI.
Hacerlo entre los días 1 y 10 de febrero, mayo, agosto o noviembre.
Consultar el cupo fiscal asignado entre el 11 y el 15.
Esperar tres períodos fiscales mensuales.
Formalizar la devolución en el SIR.
Amortización acelerada en Ganancias
Para acceder a este beneficio, el contribuyente debe seleccionarlo al registrar el proyecto en el SGI e informar los datos antes del vencimiento de la declaración jurada del impuesto.
Reglamentación previa
El RIMI fue reglamentado por el Decreto Nº 242/2026, que definió:
Sujetos alcanzados: empresas con Certificado MiPyME vigente (Tramos 1 y 2).
Plazo de vigencia: dos años para realizar las inversiones computadas netas de IVA.
Amortización acelerada: deducción en dos años para bienes de capital e infraestructura productiva.
Crédito fiscal de IVA: devolución sujeta a cupo anual.
Exclusiones: inversiones financieras o de cartera.
Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) confirmó que prepara el lanzamiento de la Ronda 2/2026, prevista para fines de noviembre, con foco exclusivo en la ventana gasífera de Vaca Muerta. El objetivo es dar continuidad al Plan Exploratorio Neuquén y atraer nuevas inversiones hacia la cuenca.
La decisión llega mientras todavía se procesan los resultados de la Ronda 1/2026, cuyas ofertas se abrieron el 19 de agosto. En esa primera convocatoria se recibieron 20 propuestas de 10 empresas para 8 de las 15 áreas ofrecidas, lo que mostró un interés concreto aunque con zonas que no despertaron apetito inversor.
Entre los oferentes más activos se destacó Phoenix Global Resources–Continental Resources, con seis propuestas distribuidas en áreas como Águila Mora Noreste, Corralera Noreste y La Tropilla I. También participaron Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) y Aldyl Argentina, con tres ofertas cada una. La Tropilla I fue el bloque más disputado, con cuatro oferentes compitiendo.
En contraste, siete áreas quedaron sin propuestas: Cerro Avispa Norte y Sur, Cerro Partido Este, Curamhuele, El Corte, La Hoya y Totoral Este. Según GyP, la concentración geográfica de las ofertas responde a decisiones de inversión de las empresas y no a condiciones del pliego.
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Ahora comienza la etapa administrativa: GyP solicitará a algunos oferentes que subsanen errores formales o respondan aclaraciones, tal como habilita el artículo 12.3 del pliego. Recién después se abrirán los Sobres B, previstos para la tercera semana de septiembre, donde se evaluará la conveniencia económica de cada propuesta.
La fórmula de evaluación combinará cuatro variables: la participación de GyP en el proyecto, el incremento de regalías ofrecido, el nivel de actividad comprometido y el bono de acceso. Con esos parámetros se definirá la oferta más conveniente, aunque la adjudicación final quedará en manos del Directorio de GyP.
Si todo avanza según lo previsto, los contratos de la Ronda 1 se firmarían en octubre y los decretos aprobatorios se emitirían entre noviembre y diciembre. En paralelo, GyP ya trabaja en la selección de áreas para la Ronda 2/2026, que se lanzará en noviembre y recibirá ofertas en abril de 2027, con foco exclusivo en gas.
YPF reforzó su estrategia de expansión energética regional al profundizar su alianza con la italiana ENI en el offshore de Uruguay. La compañía argentina conservará el 50 % del bloque OFF-5, mientras que ENI asumirá la operación del área con la misma participación, tras la aprobación oficial de la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP).
El acuerdo fue formalizado entre ENI, MIWEN —subsidiaria de YPF— y ANCAP, y no implica una salida de YPF del proyecto. Por el contrario, la petrolera argentina mantiene exposición sobre un activo de gran superficie y delega la operación en ENI, incorporando su capacidad tecnológica y experiencia internacional para avanzar en la exploración.
El bloque OFF-5 se encuentra en una etapa temprana de evaluación y no registra producción. Con una superficie de 16.883 km², ubicado a unos 200 kilómetros de la costa uruguaya y con profundidades de agua entre 800 y 4.100 metros, el objetivo inmediato es determinar si el área contiene recursos de hidrocarburos comercialmente explotables.
La incorporación de ENI apunta a acelerar los estudios geológicos y la identificación de prospectos. La compañía italiana considera que existen analogías con cuencas petroleras probadas, aunque será necesario completar campañas exploratorias para establecer el potencial real del área. El próximo paso será madurar los objetivos antes de avanzar hacia perforación y producción.
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Para YPF, el esquema permite mantener exposición en un activo estratégico sin asumir el rol operativo, mientras suma como socio a una compañía con experiencia internacional en exploración de áreas complejas. La estrategia también distribuye riesgos en una etapa donde aún no existe certeza sobre la presencia de recursos explotables.
La alianza se inscribe en una relación más amplia entre YPF y ENI, que también participan en Argentina LNG, proyecto clave para transformar la producción de gas de Vaca Muerta en una plataforma exportadora. En febrero de 2026, ambas compañías firmaron junto a XRG un acuerdo de desarrollo conjunto para avanzar en la cadena integrada de producción, transporte y licuefacción de gas argentino.
Además, ENI informó un acuerdo para adquirir una participación del 40 % en el bloque vecino OFF-6, operado por APA Corporation, sumando otro jugador internacional al desarrollo del margen atlántico uruguayo. De esta manera, Uruguay busca determinar el potencial hidrocarburífero de sus áreas offshore con la presencia de actores globales.
Brasil alcanzó en julio un nuevo récord de producción de petróleo, con 4,5 millones de barriles diarios, lo que representa un incremento del 13,6 % en comparación con el mismo mes de 2025 y del 0,5 % respecto a junio, según informó la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).
Este resultado superó el récord anterior, establecido apenas un mes antes, cuando la producción brasileña llegó a 4,47 millones de barriles diarios.
El crecimiento resalta la expansión continua de la actividad extractiva en el país, especialmente en los campos marítimos del presal, que generaron en julio 4,8 millones de barriles equivalentes diarios, lo que equivale al 82,4 % de la producción total de petróleo y gas natural.
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En el presal se extrajeron 3,7 millones de barriles diarios de petróleo y 173,7 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, mediante 203 pozos en operación.
La producción del presal experimentó un crecimiento del 0,3 % respecto a junio y un notable aumento del 18,2 % en relación con julio del año anterior, consolidándose como el motor principal de la expansión energética del país.
Por otro lado, el Producto Interno Bruto (PIB) de Brasil se proyecta que crecerá 1,9 % en 2026, aunque con un sesgo a la baja, tras un avance del 0,5 % en el segundo trimestre de este año, según la previsión de la Federación de Industrias del Estado de Sao Paulo (FIESP).
El mayor conglomerado empresarial del país también estima un crecimiento del PIB de 1,1 % para 2027, con sesgo a la baja en ambos años, después de haber registrado un crecimiento de 2,3 % en 2025.
En medio del crecimiento de la actividad minera en Salta y la demanda de trabajadores, la provincia presentará una nueva herramienta tecnológica destinada a facilitar el acceso al empleo minero. Se trata de la actualización de la Plataforma Digital de Oferta y Demanda Laboral para el Sector Minero, que incorporará un asistente de inteligencia artificial para mejorar la vinculación entre empresas y postulantes.
La presentación oficial tendrá lugar el viernes 4 de septiembre a las 10:30 en el Centro de Convenciones de Limache, en el marco de Argentina Mining Norte 2026, una convención internacional que reunirá a empresas mineras, proveedores, inversores y autoridades vinculadas a la actividad.
El evento, denominado “Trabajo Minería Salta: tecnología e innovación para el empleo minero”, estará encabezado por el secretario de Modernización y Servicios Públicos, Martín Güemes, y el secretario de Minería, Gustavo Carrizo. Allí se explicarán los avances tecnológicos y las políticas impulsadas para acompañar el crecimiento de la minería y generar herramientas para quienes buscan incorporarse al sector.
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Uno de los puntos centrales será la presentación del nuevo asistente de IA de la plataforma Trabajo Minería Salta (trabajomineria.salta.gob.ar). La herramienta apunta a facilitar y agilizar el encuentro entre la oferta y la demanda laboral, ayudando a conectar los perfiles de los postulantes con las oportunidades disponibles en las empresas mineras.
La jornada contará con la participación de Clara Ochoa, subgerenta de Recursos Humanos de Ganfeng Lithium Latinoamérica, quien compartirá cómo la compañía utiliza actualmente esta plataforma dentro de sus procesos de selección y los resultados obtenidos.
La actividad será gratuita y con cupo limitado, por lo que requiere inscripción previa. La presentación se realizará durante una de las principales jornadas de la industria minera en la región y pondrá el foco en una pregunta cada vez más presente: cómo utilizar la tecnología y la inteligencia artificial para acercar las oportunidades laborales de la minería a quienes buscan trabajo en Salta.
En un contexto de disputa territorial, el presidente Javier Milei anunciará por cadena nacional el envío al Congreso de un proyecto de ley que busca sancionar a las empresas que desarrollen actividades en las Islas Malvinas sin autorización de la República Argentina. La iniciativa se vincula directamente con el avance del proyecto petrolero offshore Sea Lion, liderado por Rockhopper Exploration y Navitas Petroleum.
Trump presentó el pacto como “el mayor acuerdo petrolero de la historia mundial”, destacando que “más que duplica” las reservas de su país y permitirá reducir los precios internos de los combustibles “sin costo alguno para el contribuyente estadounidense”. El anuncio se realizó acompañado por el secretario de Estado Marco Rubio y el secretario de Guerra Pete Hegseth, subrayando la dimensión estratégica del entendimiento.
Del lado argentino, Milei anticipó que la medida será un hecho “muy fuerte” para la causa nacional, reafirmando el rechazo categórico a la explotación unilateral de recursos naturales y ratificando la vía diplomática como único camino para la recuperación del archipiélago.
El proyecto contempla sanciones a compañías locales que brinden apoyo logístico o servicios a operadores en Malvinas sin aval nacional. De este modo, se busca desalentar la participación de empresas argentinas en iniciativas que Argentina considera ilegítimas y fortalecer la posición diplomática frente al Reino Unido.
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En el plano provincial, el Gobierno de Tierra del Fuego denunció la presencia del buque británico VS Promise en Ushuaia. Las autoridades calificaron el episodio como “inadmisible” y exigieron al Poder Ejecutivo nacional que aclare los criterios normativos bajo los cuales se autorizó el amarre.
Por su parte, el secretario de Malvinas, Antártida e Islas del Atlántico Sur, Andrés Dachary, explicó que la embarcación formaba parte de un proceso formal de exportación llevado a cabo por consorcios petroleros que operan en el norte de la isla. Aclaró que la intervención provincial se circunscribe a la certificación de origen y volumen del crudo exportado, mientras que la maniobra de carga mediante monoboya es competencia exclusiva de las autoridades nacionales.
La iniciativa legislativa se inscribe en una estrategia más amplia de reafirmación de la soberanía argentina sobre las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sándwich del Sur. Busca penalizar el apoyo logístico local a proyectos como Sea Lion y enviar un mensaje político claro en un momento en que incluso Estados Unidos evalúa revisar su posición histórica sobre el archipiélago.
En un contexto de tensiones geopolíticas, el acuerdo firmado entre Estados Unidos y Venezuela redefine el mapa energético del hemisferio occidental. El presidente estadounidense Donald Trump anunció que Washington obtiene control mayoritario sobre 17 yacimientos que representan 65.000 millones de barriles de crudo, equivalentes al 21,5 % de las reservas probadas de Venezuela.
Trump presentó el pacto como “el mayor acuerdo petrolero de la historia mundial”, destacando que “más que duplica” las reservas de su país y permitirá reducir los precios internos de los combustibles “sin costo alguno para el contribuyente estadounidense”. El anuncio se realizó acompañado por el secretario de Estado Marco Rubio y el secretario de Guerra Pete Hegseth, subrayando la dimensión estratégica del entendimiento.
Del lado venezolano, la presidenta interina Delcy Rodríguez defendió el acuerdo frente a críticas por cesión de soberanía. En un mensaje a la nación aseguró que Venezuela “conserva la propiedad y la soberanía sobre sus recursos”, mientras aprovecha capital y tecnología extranjera para recuperar una industria golpeada por sanciones.
El convenio, con 25 años de vigencia, contempla una inversión superior a USD 100.000 millones y tributos estimados en USD 209.000 millones para el Estado venezolano. Rodríguez proyectó una producción adicional de 1,5 millones de barriles diarios, con ingresos de aproximadamente USD 19 por barril, regalías mínimas del 16 % e impuesto a la renta del 34 % en ciertos bloques.
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La operación se inscribe en un escenario marcado por el conflicto en el Estrecho de Ormuz, donde el tráfico marítimo de hidrocarburos se redujo drásticamente desde febrero de 2026. Asegurar un suministro estable de crudo pesado venezolano, cercano a las refinerías del Golfo de México y menos expuesto a disrupciones, constituye un alivio material para Washington.
Más allá de las cifras, el acuerdo confirma que América Latina se ha convertido en el escenario donde las potencias ajustan su poder global. El litio del triángulo austral, los minerales críticos de la minería andina y las reservas de agua dulce complementan el petróleo venezolano como recursos estratégicos en disputa.
Analistas como Michael Klare sostienen que EE.UU. busca el control de los recursos naturales de la región no solo por seguridad hemisférica, sino para preservar su condición de potencia dominante en un orden multipolar. Expertos en transición energética como Thea Riofrancos y Carlos Solar advierten que la concentración de litio, agua y biodiversidad coloca a América Latina en el centro de la reorganización de la economía global de bajo carbono.
El acuerdo Venezuela–Estados Unidos, en suma, no se agota en cifras de barriles o montos de inversión. Representa un test de la capacidad de Washington para reasegurar su perímetro energético en un momento de tensión en Oriente Medio y competencia sistémica con otros actores.
El gobernador Alberto Weretilneck supervisó las obras de la estación cabecera del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) en la barda norte de Allen, infraestructura estratégica que controlará el transporte de petróleo hacia la terminal marítima de Punta Colorada, en la costa de Río Negro. La puesta en funcionamiento está prevista para febrero de 2027, luego de la conexión con la red de YPF programada para el 15 de diciembre de 2026.
Desde la sala de control de la estación se operará las 24 horas el bombeo del crudo. Una vez en régimen, el petróleo tardará aproximadamente 48 horas en recorrer el trayecto entre Allen y Punta Colorada.
El inicio de operaciones contempla una capacidad de 180.000 barriles diarios, que se incrementará progresivamente hasta alcanzar 550.000 barriles por día hacia julio/agosto de 2027. Este salto de más del 205% consolidará al VMOS como una de las principales infraestructuras para evacuar la producción de Vaca Muerta hacia los mercados internacionales.
Mientras avanzan las obras en Allen, también se ejecutan trabajos en Punta Colorada. Allí ya se completó el techo del tercer tanque de almacenamiento de petróleo y continúa la construcción del cuarto, junto con las tareas de infraestructura submarina necesarias para las operaciones de exportación.
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El proyecto moviliza actualmente a unos 1.500 trabajadores, de los cuales 500 están abocados a la estación cabecera en Allen. Durante la recorrida, Weretilneck estuvo acompañado por el CEO de VMOS, Gustavo Chaab, la secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, y la presidenta de EDHIPSA, Romina Rodríguez Luge, además de equipos técnicos.
Weretilneck definió al VMOS como “una de las obras más importantes para el desarrollo energético argentino”, destacando la participación conjunta de Neuquén y Río Negro, junto con empresas privadas y organismos públicos. El objetivo es generar una salida de gran escala para la creciente producción petrolera de Vaca Muerta, integrando a Río Negro directamente al circuito exportador.
Allen se convierte así en un punto estratégico del corredor petrolero nacional, al funcionar como cabecera operativa del sistema que atravesará Río Negro hasta llegar al Atlántico. Con esta infraestructura, la provincia quedará atravesada por uno de los principales corredores energéticos del país.
La minera estadounidense Newmont, la mayor productora de oro del mundo, anunció una inversión de USD 60 millones para iniciar una nueva etapa de explotación a cielo abierto en Cerro Negro, su principal operación en la provincia de Santa Cruz. El proyecto generará unos 100 puestos de trabajo adicionales y complementará la producción subterránea que la compañía desarrolla desde hace más de una década.
María Eugenia Sampalione, directora País de Newmont en Argentina, subrayó que “Cerro Negro tiene capacidad para desplegar su potencial productivo y seguir creando oportunidades para las personas, las empresas y las comunidades de la provincia”. Esta iniciativa se integra al programa de USD 800 millones anunciado en febrero, que busca extender la vida útil de la mina más allá de 2038 mediante el desarrollo de Cerro Negro Expansión 1 (CNE1).
El nuevo esquema de explotación a cielo abierto permitirá aprovechar recursos cercanos a los activos actuales. Según los reportes de la compañía, se identificaron aproximadamente 500.000 onzas de oro en reservas probadas y probables asociadas a esta iniciativa, aunque aún no se precisó cuánto aportará a la producción anual.
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Durante 2025, Cerro Negro produjo unas 202.000 onzas de oro y generó ingresos por USD 691 millones. Para 2026, Newmont proyecta alcanzar 220.000 onzas, lo que representa un crecimiento cercano al 9%. Si se toman como referencia los precios actuales del metal, en torno a USD 4.622 por onza, las exportaciones podrían escalar a más de USD 1.017 millones, consolidando el rol de Santa Cruz como principal provincia minera exportadora del país.
El perfil exportador santacruceño es predominantemente aurífero: durante el primer semestre de 2026, el oro representó aproximadamente el 85% de las exportaciones mineras de la provincia, mientras que la plata explicó otro 14,9%. En ese período, Santa Cruz concentró el 40% de las exportaciones mineras nacionales, con ventas externas por USD 1.895 millones.
Cerro Negro se suma a otras operaciones de oro y plata en la provincia, como Cerro Vanguardia, Cerro Moro, San José y Don Nicolás, aunque se mantiene como la más grande del distrito. La nueva fase de inversión refuerza la posición de Newmont en Argentina y asegura continuidad en la generación de divisas para el país.
Profertil concretó una colocación de Obligaciones Negociables Clase IV por USD 90,37 millones, superando la expectativa inicial de USD 70 millones. La operación se realizó a 42 meses de plazo, con vencimiento en febrero de 2030 y una tasa fija del 5,5% anual.
Más de 2.500 órdenes de compra respaldaron la emisión, que alcanzó una demanda cercana a los USD 94 millones. Los fondos se destinarán a capital de trabajo, contratación de transporte de gas y mantenimiento operativo de la planta ubicada en Ingeniero White, Bahía Blanca.
La compañía, controlada en un 90% por Adecoagro y en un 10% por la Asociación de Cooperativas Argentinas, es líder en la producción de fertilizantes nitrogenados en Argentina. Su planta industrial produce anualmente 1,32 millones de toneladas de urea granulada y 790.000 toneladas de amoníaco, insumos clave para la agroindustria nacional.
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El aniversario número 25 de Profertil sirvió de marco para esta colocación, que refuerza la confianza del mercado de capitales en su desempeño y en la solidez de su modelo de negocios. Directivos destacaron que la operación garantiza continuidad en la producción de fertilizantes y asegura el abastecimiento de gas para sostener la actividad.
La emisión también se interpreta como un respaldo a los planes de expansión de la compañía. En los últimos meses, Profertil evaluó proyectos de inversión por hasta USD 2.000 millones para duplicar su capacidad productiva, lo que consolidaría a Bahía Blanca como polo industrial y logístico de referencia en la región.
El financiamiento mediante ON se suma a una serie de emisiones previas que la empresa realizó en el mercado local, consolidando su estrategia de recurrir a instrumentos de deuda para sostener el crecimiento. Con esta nueva operación, Profertil reafirma su compromiso de impulsar la agroindustria argentina mediante innovación, eficiencia y seguridad energética.
La petrolera estatal YPF y la tecnológica estadounidense Corva renovaron su alianza para acelerar la transformación digital de Vaca Muerta, con el objetivo de optimizar la construcción y operación de pozos de petróleo y gas. El acuerdo incorpora inteligencia artificial, análisis de datos y automatización, en un contexto de creciente actividad en la cuenca neuquina.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, junto a Dharmesh Mehta, Executive Chairman de Corva, encabezaron la reunión que dio inicio a esta nueva etapa. La plataforma de Corva ya es central en la operación de YPF a través del RTIC de Perforación y Workover, que integra información de perforación, fractura e intervenciones de pozos en un mismo entorno digital.
La estrategia busca reducir los llamados tiempos improductivos, períodos en los que una operación se detiene o avanza más lento de lo previsto. En una industria donde cada hora de trabajo impacta directamente en los costos, optimizar procesos representa una ventaja significativa para sostener el ritmo de perforación.
Nuevas herramientas se suman a la alianza: advisors digitales, sistemas de análisis predictivo, alertas inteligentes, automatización y copilotos digitales. También se prevé el desarrollo de agentes capaces de asistir a los equipos en tareas operativas complejas, llevando la digitalización un paso más allá.
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El uso intensivo de datos permitirá pasar de un modelo en el que los técnicos reciben información para decidir, a otro en el que los sistemas anticipan escenarios y colaboran activamente en la gestión de las operaciones. Este cambio apunta a consolidar un esquema de producción más eficiente y seguro, con menor margen de error humano.
Corva, con sede en Houston, aporta experiencia internacional en soluciones digitales para la industria del petróleo y el gas. Su plataforma ya procesa millones de datos diarios y coordina simultáneamente equipos de perforación y fractura, lo que convierte a Vaca Muerta en un laboratorio de innovación tecnológica dentro de la industria energética argentina.
El Senado retomó el análisis del proyecto de ley conocido como Súper RIGI, que ya cuenta con media sanción en Diputados y busca atraer inversiones de gran escala en sectores tecnológicos y productivos aún no desarrollados en Argentina. Desde las 13 horas, un plenario de las comisiones de Presupuesto y Hacienda, Economía Nacional e Inversión y Legislación General discute el texto con la intención de avanzar hacia dictamen.
La propuesta contempla un régimen de incentivos fiscales, cambiarios, aduaneros y regulatorios para proyectos de al menos USD 1.000 millones, con beneficios excepcionales durante 30 años. Entre ellos figuran la reducción de Ganancias al 15%, amortización acelerada, quebrantos sin límite temporal, beneficios en IVA, exenciones de derechos de exportación e importación, reducción de contribuciones patronales y estabilidad fiscal y regulatoria.
A diferencia del RIGI original de la Ley Bases, el Súper RIGI se orienta exclusivamente a nuevas industrias: inteligencia artificial, centros de datos, semiconductores, hidrógeno verde y baterías de litio. El objetivo oficial es atraer proyectos capaces de incrementar exportaciones, generar empleo calificado y promover capacidades tecnológicas.
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Los senadores evalúan introducir cambios. Uno de los puntos bajo revisión es el plan de desarrollo de proveedores locales, que exige destinar al menos el 20% de la inversión a contrataciones en el país. La UIA y sectores manufactureros reclaman que el requisito se refuerce para asegurar mayor impacto sobre la producción nacional.
También se discute el impacto de proyectos de altísimo consumo energético, como los centros de datos vinculados a la inteligencia artificial. Especialistas plantearon la necesidad de condiciones específicas que garanticen infraestructura energética y eviten tensiones sobre el abastecimiento general.
La definición será clave: si el oficialismo logra consensuar modificaciones con los bloques dialoguistas, el proyecto quedará en condiciones de avanzar hacia el recinto para su votación definitiva. La discusión de fondo busca equilibrar dos objetivos: ofrecer un marco competitivo para atraer inversiones multimillonarias y asegurar beneficios concretos para la industria nacional, el empleo y el desarrollo tecnológico argentino.
El corredor ferroviario Ayacucho–Tandil–Lobería–Balcarce–Quequén, abandonado desde 2003, vuelve a ser estratégico por la expansión energética de Vaca Muerta. Cuatro intendentes bonaerenses solicitaron a la Secretaría de Transporte que se incorpore al nuevo esquema de concesiones, con el objetivo de reconectar producción, energía y puerto.
En 2025, Puerto Quequén movilizó más de 9 millones de toneladas, récord histórico, pero lo hizo con 281.824 camiones y ningún vagón ferroviario. Una terminal de escala internacional funciona así con logística terrestre concentrada en rutas, lo que encarece costos y multiplica la presión sobre caminos compartidos con la población.
El ferrocarril no busca reemplazar al camión, sino complementarlo. Su ventaja está en grandes volúmenes y largas distancias, mientras el transporte automotor conserva flexibilidad para recorridos cortos y distribución. La expansión energética volvió a cambiar la ecuación y revaloriza un trazado olvidado.
La demanda logística de Vaca Muerta excede pozos y oleoductos. Tubos, maquinaria, estructuras y equipos pesados deben recorrer cientos de kilómetros. Allí reaparece el tren como infraestructura económica. El proyecto Bahía Blanca–Añelo ya contempla renovación de vías; Quequén puede sumarse como nodo bonaerense de ese sistema.
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La historia del ramal muestra el giro. El ferrocarril llegó a Quequén en 1892 y a Necochea en 1894. El cruce hacia esta última ciudad se interrumpió en 1968, aunque los trenes siguieron llegando a Quequén hasta 2003. Desde entonces, las vías dejaron de integrar la logística portuaria.
Hoy la Provincia trabaja en un Plan Estratégico de Desarrollo Ferroviario que contempla inversión privada y coloca a Quequén, Bahía Blanca y San Nicolás entre los nodos productivos relevantes. La discusión será quién invierte, bajo qué concesión y con qué condiciones, porque recuperar kilómetros de vías deterioradas requiere capital, mantenimiento y volumen suficiente.
La enseñanza económica es clara: durante décadas Argentina discutió el ferrocarril entre nostalgia y ajuste, mientras su estructura productiva necesitaba mover cargas enormes sobre un territorio extenso. Vaca Muerta vuelve a poner precio a aquello que parecía viejo. Quequén puede encontrar así una segunda vida ferroviaria, no para reconstruir el pasado, sino porque el futuro energético necesita vías.
Argentina cuenta con un potencial energético extraordinario: el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) estimó en 30.728 millones de barriles los recursos de shale oil de Vaca Muerta, un volumen 92% superior al calculado en 2013 por la EIA. Sin embargo, hasta ahora solo se desarrolló el 2,7% del petróleo y el 2,1% del gas, lo que expone el desafío de transformar recursos en producción y divisas.
En cuanto a la magnitud, el informe de Economía & Energía señala que, tomando como referencia el consumo interno de 2025, los recursos de Vaca Muerta alcanzarían para abastecer la demanda argentina durante 153 años de petróleo y 145 años de gas. Por su parte, el shale gas suma 258 TCF, reforzando la proyección de largo plazo.
Durante los primeros siete meses de 2026, la balanza comercial energética acumuló un superávit de US$ 6.853 millones, un incremento del 78,4% interanual. Las exportaciones de Combustibles y Energía crecieron 50%, hasta US$ 9.151 millones, con el petróleo como protagonista: las ventas externas aumentaron 80%, alcanzando US$ 5.722 millones, gracias a mayores volúmenes (321.000 barriles diarios, +30%) y mejores precios internacionales (US$ 84/barril, +19%).
El potencial de Vaca Muerta también impulsa proyectos de gas natural licuado (GNL). Argentina busca insertarse en el mercado internacional con Southern Energy y Argentina LNG, que sumarían 18 MTPA de capacidad de licuefacción, equivalente al 3,5% de la capacidad mundial actual. Para abastecerlos será necesario incrementar en 77 millones de m³ diarios la producción nacional de gas, un salto del 54% respecto al promedio actual.
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Por su parte, el mercado mundial de GNL atraviesa una expansión: en 2025 el comercio creció 6,4%, y por primera vez el volumen licuado superó al transportado por gasoductos. Estados Unidos, Qatar y Australia concentran el 54% de la capacidad global, lo que obliga a Argentina a acelerar inversiones si quiere consolidar una posición relevante.
El crecimiento energético argentino convive con una contracara fiscal. Entre enero y julio de 2026, los subsidios energéticos alcanzaron US$ 2.684 millones, un 46% más que en el mismo período de 2025, con CAMMESA como principal receptor. En julio, sin embargo, mostraron una baja del 17% interanual, ubicándose en US$ 537 millones.
En síntesis, Vaca Muerta representa una oportunidad histórica: recursos para más de un siglo de consumo, exportaciones en alza y proyectos de GNL que podrían insertar a Argentina en el mercado global. Pero el bajo nivel de desarrollo —menos del 3%— y la dependencia de subsidios energéticos marcan el desafío de convertir potencial geológico en producción sostenida y dólares genuinos.
Neuquén concentra en el sector hidrocarburífero una proporción inédita de sueldos privados registrados: de cada $100 que se pagan en la provincia, $36 provienen directamente del oil & gas, según un informe de la Fundación Mediterránea. La masa salarial total asciende a $7.500 miles de millones (12 meses móviles a precios de marzo 2026), de los cuales $2.678 miles de millones corresponden a hidrocarburos.
En cuanto a la participación en puestos de trabajo, el sector representa el 16% del empleo privado, pero su peso en la nómina es mucho mayor debido a que paga salarios muy por encima del promedio provincial. Por su parte, la construcción (13%), el transporte (10%) y el comercio (10%) aparecen lejos en el ranking, aunque fuertemente traccionados por la actividad no convencional.
Dentro del período noviembre 2023 – marzo 2026, la masa salarial privada real de Neuquén creció 9,9%, con los rubros más dinámicos orbitando alrededor de Vaca Muerta: transporte (+29%), industria manufacturera (+22%), hoteles y restaurantes (+19%), comercio (+18%) e inmobiliario (+14%). Los hidrocarburos avanzaron un más moderado 5,2% real, pero sobre una base tan grande sumaron $132.000 millones adicionales a la nómina provincial.
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El contraste regional es marcado. Mientras Neuquén y Río Negro crecieron (9,9% y 5,8% respectivamente), las cuencas maduras retrocedieron: los hidrocarburos cayeron 27% en Chubut y 17% en Santa Cruz, arrastrando a la construcción y la industria. En paralelo, Río Negro se benefició indirectamente con un auge de la construcción (+40%) vinculado a la infraestructura que demanda Vaca Muerta para exportar hacia el Atlántico.
Por su parte, el liderazgo neuquino es una buena noticia para la provincia, que genera más empleo registrado y mejores salarios en un contexto nacional todavía rezagado (−1,9% en masa salarial real). Sin embargo, también encierra un riesgo: la dependencia de un solo motor y de un solo commodity expone a Neuquén a la volatilidad del precio internacional del crudo y al ritmo de las inversiones.
Brasil registró en julio su segundo récord mensual consecutivo de producción de hidrocarburos, con un promedio diario de 5,85 millones de barriles equivalentes de petróleo y gas natural, según la Agencia Nacional del Petróleo (ANP). El volumen fue un 13,4% superior al mismo mes de 2025 y un 0,15% mayor que junio, consolidando al país como el octavo productor mundial de crudo.
En cuanto a la producción de petróleo, alcanzó los 4,49 millones de barriles diarios, un 13,6% más interanual y un 0,5% mayor que junio. Por su parte, la producción de gas natural fue de 214,9 millones de m³/día, con un incremento del 12,6% interanual, aunque con una leve caída del 1,1% respecto de junio.
El presal continúa siendo el motor de la industria: el 82,4% de la producción total provino de estas reservas en aguas ultraprofundas del Atlántico, bajo una capa de sal de dos kilómetros. Según la ANP, estas gigantescas reservas podrían ubicar a Brasil entre los cinco mayores exportadores mundiales de hidrocarburos hacia 2030.
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La estatal Petrobras se mantuvo como la mayor productora del país, con el 87,27% del total (5,11 millones de barriles diarios), incluyendo operaciones propias y en consorcios. Le siguieron Equinor (135.719 barriles/día), PRIO Forte (108.612), PRIO Tigris (103.806) y TotalEnergies (90.023).
El repunte de julio se explica por la recuperación tras la paralización de plataformas en mayo por mantenimiento. La ANP destacó que la producción provino de 278 áreas operativas, de las cuales 257 bajo concesión, con participación de 50 empresas.
La formación de Vaca Muerta se convirtió en el epicentro de una fuerte apuesta de inversión por parte de las empresas petroleras que operan en Argentina. En el Senado, el presidente de la CEPH, Carlos Ormachea, detalló que las compañías ya presentaron 17 proyectos bajo el RIGI por un total de USD 145.380 millones.
Durante su exposición ante el plenario de las comisiones de Presupuesto y Hacienda, Ormachea explicó que seis proyectos ya obtuvieron aprobación técnica, con inversiones comprometidas por USD 30.860 millones, lo que refleja el interés de las compañías en acelerar desembolsos en producción, transporte e infraestructura energética.
El dirigente empresarial subrayó que el desarrollo de Vaca Muerta aparece como uno de los principales motores del plan de crecimiento de la industria para los próximos años. Según la CEPH, el objetivo es aumentar de manera significativa la producción y convertir ese crecimiento en mayores exportaciones y generación de divisas.
En materia de proyecciones, para 2035 Argentina podría alcanzar una producción de 1,7 millones de barriles diarios de petróleo y 300 millones de metros cúbicos de gas por día. Actualmente, la producción se ubica en torno a 918.000 barriles diarios de crudo y 160 millones de m³ de gas en invierno, lo que muestra el salto esperado en la próxima década.
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Respecto a las exportaciones, la CEPH calcula que las ventas externas de petróleo y gas podrían llegar a USD 30.000 millones en 2030 y alcanzar USD 40.000 millones en 2035. A la vez, el sector de upstream podría generar un saldo positivo de la balanza comercial de USD 28.000 millones en 2030 y USD 38.000 millones en 2035.
Para sostener ese crecimiento, las empresas deberán invertir alrededor de USD 15.000 millones por año hasta 2030, destinados al desarrollo de yacimientos y a la infraestructura directamente relacionada con la producción y el transporte. En los primeros años, una parte importante de esos fondos se orientará a plantas, instalaciones y obras necesarias para acompañar el crecimiento.
En el plano laboral, la industria energética prevé multiplicar por 2,5 la cantidad de empleos directos, superando las 100.000 posiciones, mientras que el efecto sobre proveedores y servicios podría llevar la cifra a más de 500.000 puestos de trabajo hacia 2030.
El RIGI busca mejorar las condiciones para inversiones de gran escala, especialmente en sectores como hidrocarburos, donde los desembolsos iniciales son elevados y la recuperación del capital puede demandar varios años. En ese marco, Vaca Muerta ya no es vista solo como fuente de abastecimiento interno, sino como plataforma para competir en el mercado internacional.
Posco Argentina, subsidiaria de Posco Holdings Inc., consiguió un financiamiento de USD 700 millones de BID Invest para ampliar el proyecto Sal de Oro, ubicado en el Salar del Hombre Muerto, entre Salta y Catamarca. La operación permitirá escalar la producción de litio y consolidar la participación del país en la cadena global de minerales críticos.
En cuanto a la estructura financiera, el paquete se organiza bajo un esquema de préstamos A/B: un préstamo directo de USD 250 millones otorgado por BID Invest y la movilización de hasta USD 450 millones adicionales provenientes de instituciones financieras internacionales. El objetivo es cubrir las necesidades de financiamiento durante la puesta en marcha y el escalamiento operativo de las dos plantas de Posco Argentina.
Por su parte, el proyecto contempla la construcción y operación de dos instalaciones: una destinada a la producción de hidróxido de litio y otra de carbonato de litio, ambas incluidas en el RIGI impulsado por el Gobierno. Con esta expansión, se prevé alcanzar una producción anual de 48.000 toneladas de compuestos de litio, fundamentales para la fabricación de baterías.
Además del impacto productivo, la iniciativa generará alrededor de 620 empleos permanentes y nuevas oportunidades para proveedores locales y regionales de bienes y servicios. Según BID Invest, el proyecto busca avanzar hacia segmentos de mayor valor agregado dentro de la cadena global de suministro de minerales críticos.
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En el plano regional, la operación se enmarca en IDB LAC Minerals, una iniciativa del Grupo BID orientada al desarrollo de cadenas de suministro más seguras y con mayor valor agregado en América Latina y el Caribe. “Esta operación refleja el compromiso de BID Invest con el desarrollo de cadenas de suministro de minerales críticos en la región”, señaló James Scriven, gerente general del organismo.
A nivel institucional, el financiamiento incluye también un Plan de Acción Ambiental y Social y un Plan de Acción de Gobierno Corporativo, diseñados para fortalecer la gestión de riesgos, el relacionamiento con comunidades y las prácticas de gobernanza corporativa. El objetivo es reforzar los estándares de sostenibilidad y garantizar una operación con capacidad de desarrollarse en el largo plazo.
Con la ampliación de Sal de Oro, Posco busca incrementar su producción de compuestos de litio en Argentina y avanzar en el procesamiento local de productos destinados a la industria de baterías. El proyecto se inserta en un contexto de creciente demanda global de minerales críticos para la transición energética.
Para la Argentina este financiamiento representa un paso clave en la consolidación de su rol como proveedor estratégico de litio, aportando inversión extranjera, empleo y desarrollo regional, además de fortalecer la competitividad del país en la cadena global de energía limpia.
El Gobierno de Río Negro y Oleoductos del Valle S.A. (Oldelval) firmaron el convenio que permitirá avanzar con el proyecto Duplicar Norte, una obra clave para ampliar la capacidad de transporte del petróleo producido en Vaca Muerta y fortalecer la infraestructura energética hacia la costa atlántica.
En Cipolletti, el acuerdo fue suscripto por el gobernador Alberto Weretilneck junto a los representantes de Oldelval, Ricardo Hösel y Federico Zarate Clemente, y será enviado en los próximos días a la Legislatura provincial para su tratamiento. Según el mandatario, la concreción del proyecto responde a una estrategia de largo plazo para consolidar a Río Negro como actor central en el desarrollo energético argentino.
Por su parte, Duplicar Norte contempla la construcción de un oleoducto de 207 kilómetros de longitud y 24 pulgadas de diámetro, que unirá la Estación de Bombeo Auca Mahuida, en Neuquén, con la Estación de Bombeo Allen, en Río Negro. Del total de la traza, 146 kilómetros atravesarán territorio rionegrino, incluyendo el tramo entre Crucero Catriel y Allen.
En cuanto al avance de obra, durante agosto se alcanzó un 50% general, con más del 80% de los cruces especiales completados, entre ellos el paso subterráneo bajo la Ruta Nacional 151, considerado uno de los trabajos de mayor complejidad técnica. La primera etapa está prevista para entrar en operación hacia fines de 2026, con una capacidad inicial de 220.000 barriles diarios.
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Posteriormente, el sistema será ampliado hasta alcanzar una capacidad de 500.000 barriles diarios en 2027, incrementando significativamente la infraestructura disponible para transportar la producción de Vaca Muerta. Una vez en Allen, el ducto se integrará al sistema de Oldelval y permitirá derivar parte del petróleo hacia el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), consolidando un corredor logístico hacia la terminal exportadora de Punta Colorada.
En materia económica, el convenio firmado establece un Aporte al Desarrollo Territorial de USD 4,64 millones, destinado exclusivamente a obras y equipamiento para mejorar la calidad de vida de los rionegrinos y fortalecer la competitividad provincial. Oldelval abonará también una tasa anual de USD 200.000 para tareas de control y fiscalización, junto con la Tasa Ambiental prevista en la legislación provincial.
A su vez, la incorporación de Duplicar Norte se suma a otras obras estratégicas en curso, como el oleoducto VMOS, la terminal exportadora de Punta Colorada y los proyectos vinculados a la exportación de Gas Natural Licuado (GNL). Con este conjunto de inversiones, Río Negro busca consolidarse como uno de los principales nodos logísticos de la energía argentina.
Para el Gobierno provincial estas inversiones no solo fortalecen la competitividad energética del país, sino que también deben traducirse en empleo, desarrollo de proveedores, nuevas obras e infraestructura que beneficien de manera directa a las comunidades rionegrinas y acompañen el crecimiento económico de las próximas décadas.
Una reciente licitación de 15 bloques de Vaca Muerta, organizada por Gas y Petróleo de Neuquén, recibió ofertas únicamente por ocho áreas. El resultado expone las dificultades que enfrenta Argentina para atraer capitales internacionales, incluso en uno de sus sectores más estratégicos.
En paralelo, el debate por el Súper RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones), que ya cuenta con media sanción en el Congreso, suma tensión al escenario. La iniciativa propone reducciones impositivas y ventajas fiscales para sectores como energía, movilidad eléctrica, centros de datos e industrialización de recursos naturales.
Desde el ámbito técnico, Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de Rystad Energy, defendió la herramienta. Según el especialista, Argentina necesita un incentivo adicional para reducir el riesgo percibido por los inversores internacionales y así atraer inversiones multimillonarias.
Díaz destacó además el potencial de los centros de datos vinculados a la inteligencia artificial para aprovechar el gas de Vaca Muerta y añadir valor a la cadena productiva.
Por otro lado, el exministro de Energía Juan José Aranguren cuestionó la necesidad de un nuevo régimen con beneficios tan amplios. “¿Por qué necesito un Súper RIGI para eso? ¿Por qué con el RIGI actual no es suficiente?”, planteó, sugiriendo que el país debería ser más selectivo en los sectores a competir.
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También crítico, Gustavo Lopetegui advirtió que una reducción impositiva de tal magnitud no puede convertirse en política económica general. “No me gusta porque no es sostenible ni extrapolable al resto de la economía, aunque a la Argentina le vaya bien, porque no podemos tener un 15% de tasa de impuestos a las Ganancias”, afirmó.
Aun así, Aranguren reivindicó el impacto positivo que el RIGI original ya tuvo en energía y minería. Para el exministro, este régimen proporcionó previsibilidad para transformar recursos naturales en producción, exportaciones y divisas, siendo “la última gran apuesta para darle cierta certeza a un sector”.
En conjunto, los tres participantes del debate coincidieron en que el RIGI generó un cambio significativo en sectores como Vaca Muerta. Se estima que hay proyectos por hasta USD 180.000 millones en desarrollo y que, de concretarse las iniciativas ya aprobadas, se invertirían unos USD 70.000 millones en los próximos dos o tres años.
El desafío persiste en cómo mantener este proceso de inversión sin generar un esquema de beneficios fiscales insostenible para el resto de la economía. La incertidumbre sobre las reglas futuras y el historial regulatorio en el sector energético también pesan sobre las decisiones de los inversores extranjeros, como se evidenció en la ausencia de ofertas internacionales para la venta de Metrogas.
Argentina alcanzó en julio un nuevo récord de producción de petróleo, con 916.200 barriles diarios, lo que representa un incremento del 17,2% respecto del mismo mes del año pasado. El dato confirma la transformación del mapa energético nacional: más del 70% de ese volumen provino de Vaca Muerta, consolidada como el motor del crecimiento hidrocarburífero argentino.
Por su parte, la producción en la formación neuquina llegó a 643.100 barriles diarios, un 26,4% más que en julio de 2025. El salto productivo refleja el peso creciente de los hidrocarburos no convencionales y el avance sostenido de la producción privada, que hoy explica la mayor parte del incremento nacional.
En el frente externo, el impacto también se observa en las exportaciones. Entre enero y julio de 2026, las ventas de crudo generaron USD 5.722 millones, un 59,2% más que en igual período de 2025. Solo en julio, las exportaciones alcanzaron USD 1.020 millones, frente a USD 418 millones un año atrás, lo que implicó un salto interanual del 144,4%.
Asimismo, el conjunto del sector energético acompañó esa tendencia: las exportaciones de combustibles y energía sumaron USD 1.506 millones en julio, un 97,8% más que en 2025, mientras que las importaciones de combustibles y lubricantes retrocedieron 7,3% interanual, hasta USD 614 millones.
En paralelo, un estudio del IAPG, realizado a pedido de la Secretaría de Energía, elevó a 30.170 millones de barriles los recursos técnicamente recuperables de petróleo en Vaca Muerta. La cifra representa un incremento del 89% frente a la estimación de la EIA en 2013 (16.220 millones).
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El informe atribuye el cambio a tres factores técnicos: un 22% más de área prospectiva útil, un 39% más de espesor de roca viable y un 54% más en el factor de recuperación gracias a mejoras tecnológicas.
De esta manera, la revisión del potencial cobra otra dimensión frente a los actuales niveles de producción. Con más de 643.000 barriles diarios, Vaca Muerta muestra que todavía existe margen para ampliar la escala del desarrollo, siempre que se resuelvan los desafíos de infraestructura para transportar y colocar mayores volúmenes en los mercados internacionales.
El crecimiento también se extiende al gas natural. La producción nacional alcanzó 158,8 millones de m³ diarios en julio, mientras que en Vaca Muerta llegó a 96,5 millones de m³ diarios, un 5,9% más que un año atrás. De esta manera, la formación neuquina ya explica el 61% del gas producido en Argentina.
En conclusión, el récord petrolero de julio confirma que Vaca Muerta no solo es el motor de la producción energética argentina, sino también la base de un nuevo perfil exportador. El desafío inmediato será acompañar ese salto con infraestructura y financiamiento que permitan sostener el crecimiento y aprovechar plenamente el potencial de la formación.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, inició una misión oficial en Estados Unidos con dos objetivos estratégicos: atraer inversiones para Vaca Muerta y poner en marcha un plan vial de 1.000 kilómetros de rutas que acompañe la expansión del shale neuquino. La gira incluye escalas en Washington y Houston, donde se combinarán gestiones políticas, financieras y empresariales.
Durante su paso por Washington, Figueroa se reunirá con el embajador argentino Alejandro Oxenford y participará de un encuentro con inversores en la sede diplomática. La agenda contempla la presentación de proyectos vinculados al Gas Natural Licuado (GNL) y reuniones con autoridades del Banco Mundial para explorar alternativas de financiamiento.
Entre los invitados figura Harold Hamm, fundador de Continental Resources, referente del shale en Estados Unidos, lo que refleja el interés internacional por la experiencia neuquina.
Además, la misión incluye reuniones políticas con funcionarios del Departamento de Estado, como Juan Pablo Segura, subsecretario para Asuntos del Hemisferio Occidental. El objetivo es ampliar el respaldo institucional y abrir nuevas puertas de acceso a capitales que permitan sostener el salto productivo de la cuenca neuquina.
En Houston, epicentro mundial de la industria energética, Figueroa avanzará en un acuerdo de financiamiento con las principales operadoras de Vaca Muerta —YPF, Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Phoenix Global Resources, Pluspetrol, Shell, Total Austral, Vista Energy, Geopark y Harbour Energy— para iniciar obras viales estratégicas.
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El plan prevé pavimentar 1.000 kilómetros de rutas antes de fin de año, con prioridad en los corredores utilizados por la industria hidrocarburífera. Entre los primeros trabajos se destacan la pavimentación de la Ruta Provincial 8, entre la Ruta 6 y el Camino de Tortuga, además de intervenciones en las rutas 6, 51 y 7, claves para el transporte de insumos, equipos y trabajadores.
La presión sobre la red vial neuquina se intensificó con el crecimiento de la producción no convencional. La perforación y fractura de pozos requieren un movimiento constante de camiones para trasladar arena, agua y maquinaria. Por eso, mejorar las rutas dejó de ser una cuestión de conectividad y pasó a ser una condición indispensable para sostener la expansión de Vaca Muerta.
Con este acuerdo, las operadoras buscan suplir la insuficiencia de recursos públicos y acelerar la ejecución de obras. La lógica es que las empresas financien la infraestructura que necesitan para optimizar su logística, mientras la provincia garantiza seguridad vial y reducción de costos de transporte.
En resumidas cuentas, la misión de Figueroa en Washington y Houston apunta a combinar capitales, energía e infraestructura en una misma agenda: atraer inversiones internacionales para profundizar el desarrollo de Vaca Muerta y generar las condiciones para que ese crecimiento se sostenga en el tiempo.
La llegada del primer equipo perforador propio de CGC al flanco norte de Santa Cruz marca un hito en la estrategia provincial para estabilizar la producción hidrocarburífera.
El ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, celebró el arribo de la maquinaria y fijó como meta alcanzar los 5.000 metros cúbicos diarios para frenar el declive que arrastran las áreas convencionales desde 2017.
En declaraciones a LU12 AM680, Álvarez explicó que el equipo, de tipo Flex y con 1.000 caballos de potencia, operará en el yacimiento Tres Picos de Cañadón León. “Que este primer equipo ya haya llegado y en los próximos días esté perforando es un avance muy importante para la provincia”, sostuvo el funcionario.
De manera complementaria, el plan contempla 31 perforaciones comprometidas por prórroga contractual: nueve se ejecutarán en lo que resta de 2026 y 22 durante 2027. La decisión de CGC de adquirir un equipo propio busca garantizar continuidad en el flanco norte y dinamizar la actividad hidrocarburífera en un contexto de reordenamiento tras la salida de YPF de los campos convencionales.
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Paralelamente, otras operadoras privadas como Crown Point y Quintana sumarán perforaciones, mientras YPF avanza con la campaña de abandono de pozos acordada en un memorándum con la provincia. Este esquema de transición apunta a sostener la producción y los empleos directos e indirectos en las localidades petroleras.
Por su parte, Álvarez destacó la articulación institucional que acompaña el proceso, con participación del Ejecutivo provincial, intendentes, concejales, legisladores y sindicatos como SIPGER, petroleros jerárquicos y de la construcción. “Que todas las áreas sociales de la provincia y las instituciones estemos trabajando con un mismo objetivo de mayor inversión, mayor producción y estabilización de los puestos de trabajo es importantísimo”, afirmó.
Para cerrar el ministro subrayó que alcanzar los 5.000 m³ diarios permitirá “ganarle al declive” y consolidar la recuperación económica en los municipios del flanco norte. La meta productiva se presenta como condición clave para que la actividad derrame en las comunidades y sostenga el empleo en la región.
La Municipalidad de Rawson supervisa el avance de la obra de red de gas en las Áreas 12 y 13, que beneficiará a más de 700 familias de la ciudad. Los trabajos se concentran actualmente en el cruce subterráneo bajo la avenida Antártida Argentina, en la intersección de la rotonda frente al Club Defensores de la Ribera, en dirección al puente Néstor Kirchner.
En la verificación de tareas, el secretario de Planificación y Desarrollo Urbano, Pablo Villalobos, destacó que la obra está a cargo de la empresa CYMSEG S.R.L. con intervención técnica de Camuzzi Gas del Sur. Desde el municipio se realiza el seguimiento para garantizar cumplimiento en tiempo y forma.
De manera complementaria, la planificación contempla ampliar la red hacia nuevos sectores como COBIPOL, el lotear Etapa 1, el Área 19 (ex-IAC), chacras en la Ruta 7, Aldea Casablanca y el barrio Sindicato 711 Lotes. En este último caso, la red de gas se ejecutará una vez finalizada la obra de agua potable.
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Respecto del financiamiento, Villalobos explicó que el mayor aporte proviene de los vecinos, mediante un plan de pago en 12 cuotas. La Provincia de Chubut, a través de la Secretaría de Infraestructura, destinó fondos para concretar el cruce del río Chubut. Además, Camuzzi reconocerá el monto abonado por los vecinos como consumo futuro.
Por su parte, el funcionario subrayó que la obra forma parte de un plan integral de expansión de servicios básicos en Rawson. “Es un servicio fundamental para la calidad de vida de los vecinos y para nosotros es muy importante poder seguir trabajando para que estas obras se concreten”, señaló Villalobos.
La combinación de financiamiento vecinal y provincial, junto con la gestión municipal, marca un esquema innovador para la ejecución de infraestructura energética en la ciudad. El proyecto refuerza la política de descentralización de servicios y mejora la cobertura de gas en sectores en crecimiento.
El área Bajo del Choique–La Invernada, operada por Pluspetrol en Vaca Muerta, registró el mayor crecimiento mensual de producción de petróleo en julio 2026. Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, el bloque aumentó 13,66% frente a junio, pasando de 39.800 a 45.283 barriles diarios.
En el ranking nacional, este repunte convirtió al área en la de mayor incremento dentro del top 10, con una participación del 4,93% en la producción total del país. La variación se destacó en un mes en el que la mayoría de los bloques líderes mostraron cambios moderados, de un dígito.
De manera paralela, la producción nacional alcanzó un nuevo récord histórico: 901.512 barriles diarios en julio, un 0,13% más que en junio y 12,11% por encima del mismo mes de 2025. Con gasolina estabilizada, el total ascendió a 918.181 barriles diarios.
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Por su parte, la Cuenca Neuquina volvió a ser el motor del sector, con 712.416 barriles diarios, equivalente al 79% de la producción nacional. En este contexto, Vaca Muerta continúa ampliando su peso en el mapa energético argentino.
Dentro del top 10, YPF mantuvo el liderazgo con Loma Campana (85.244 bbl/d), La Amarga Chica (84.558 bbl/d) y Bandurria Sur (61.402 bbl/d). Sin embargo, la novedad la aportó Pluspetrol, que logró posicionar Bajo del Choique–La Invernada entre los primeros seis gracias a su salto mensual.
Finalmente, Vista Energy con Bajada del Palo Oeste y otros bloques convencionales como Cerro Dragón (Pan American Energy) y Manantiales Behr (PECOM) completaron el listado. Chevron, con El Trapial Este, cerró el ranking con 21.892 barriles diarios y una caída de 4,99% frente a junio.
El mapa petrolero patagónico atraviesa una etapa de transición marcada por licitaciones, expectativas y planes de saneamiento. Este lunes 31 de agosto se conocerán las ofertas para operar el área Restinga Alí en Chubut, mientras que en Santa Cruz las miradas vuelven a posarse sobre Palermo Aike y un nuevo anuncio de remediación ambiental.
Chubut apuesta a atraer inversión privada para un bloque maduro que YPF dejó de operar en la cuenca del Golfo San Jorge. Para hacerlo más atractivo, se redujo la regalía al 5% por decreto, con un plazo de concesión de 25 años. Actualmente el área produce unos 52 metros cúbicos diarios (330 barriles), aunque con optimización podría alcanzar los 70 m³ (440 barriles). El pliego exige inversiones de entre 3 y 5 millones de dólares, con especial interés en la batería San Carlos, lindante con Manantiales Behr.
La provincia de Santa Cruz vuelve a ilusionarse con Palermo Aike. YPF anunció la posibilidad de retomar trabajos exploratorios hacia fin de año, pero voces sindicales pidieron cautela. Marcelo Turchetti, secretario general del Sindicato de Petróleo, Gas y Biocombustibles de la Cuenca Austral, advirtió que nuevas perforaciones podrían recién concretarse hacia 2027 o 2028, y que una explotación significativa no llegaría antes de 2035.
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Turchetti agregó que la operadora CGC necesita sumar tres o cuatro socios dispuestos a invertir unos 50 millones de dólares cada uno para continuar con el desarrollo del no convencional. Mientras tanto, desde el Sindicato Petrolero de Santa Cruz se mencionó la posibilidad de atraer a grandes compañías como Chevron, Shell, PAE, TotalEnergies y Tecpetrol, aunque varias de ellas ya se retiraron de la provincia.
Respecto a la remediación ambiental, el Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz informó sobre una reunión con la empresa Clear Servicios para avanzar en el abandono de 1.160 pozos en las ex áreas de YPF. El plan, anunciado en varias oportunidades desde 2025, contempla una ejecución a cinco años bajo procedimientos de la Secretaría de Energía de la Nación y recomendaciones técnicas del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.
La salida definitiva de AESA de Chubut completa el panorama. Tras décadas de actividad, la compañía deja sus equipos y la continuidad de las tareas de perforación queda en manos de PECOM, Venver y San Antonio. Desde el gremio petrolero de Chubut, Jorge Ávila reclamó que la maquinaria pesada permanezca en la región, aunque hasta ahora los equipos ya habrían partido.
Entre licitaciones, promesas de exploración y planes de saneamiento, la Patagonia petrolera sigue reconfigurando su mapa. La salida de YPF de áreas convencionales abrió un escenario de incertidumbre, donde las provincias buscan atraer inversiones, sostener la actividad y proyectar un futuro energético que combine recursos maduros con desarrollos no convencionales.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, anunció un plan plurianual de seis años para garantizar que el gas producido en la provincia llegue a todos los hogares. La iniciativa contempla más de 500 kilómetros de nuevas trazas, ampliaciones de redes existentes y obras destinadas a conectar localidades, parajes y comunidades que todavía no cuentan con gas natural.
La estrategia se apoya en el concepto de “escalera energética”, que propone soluciones diferenciadas según la escala de cada comunidad. En los parajes más pequeños se instalarán garrafones domiciliarios de GLP mediante el programa “HIDENESA llega a tu casa”, con experiencias piloto en Sauzal Bonito, Quili Malal y Ruca Choroi.
En localidades de mayor tamaño se mantendrá el abastecimiento mediante plantas de GLP y redes de distribución, hasta que sea posible avanzar con la conexión definitiva al gas natural. El tercer nivel del programa apunta a extender las redes troncales de gas natural y ampliar la capacidad de los sistemas que ya se encuentran en funcionamiento.
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La Provincia informó que ya existen obras realizadas en el Alto Neuquén y Añelo, mientras continúan proyectos para llegar a Manzano Amargo y Varvarco, con la meta de avanzar progresivamente hacia Aluminé y Las Coloradas. También se proyectan ampliaciones en el sur provincial para acompañar el crecimiento de Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes.
Para definir la hoja de ruta, Figueroa mantuvo reuniones con Camuzzi, TGS, Gas y Petróleo del Neuquén e HIDENESA, con el objetivo de resolver aspectos técnicos, regulatorios, contractuales y financieros. La estrategia también contempla la participación del Banco Provincia del Neuquén y los municipios para facilitar obras y conexiones domiciliarias.
El gobernador destacó que la meta es que el crecimiento de Vaca Muerta se traduzca en infraestructura energética y permita que el gas producido en Neuquén llegue de manera progresiva a todos los hogares de la provincia.
Este plan busca saldar una paradoja histórica: Neuquén es uno de los principales productores de gas del país, pero aún existen comunidades sin acceso al servicio. Con la combinación de redes troncales y soluciones transitorias con GLP, la provincia apunta a universalizar el acceso y mejorar la calidad de vida de sus habitantes.
La provincia de Tierra del Fuego AIAS desplegó una agenda internacional encabezada por la secretaría de Desarrollo, Inversiones y Comercio Internacional, Karina Fernández, con el objetivo de posicionar sus recursos, atraer inversiones estratégicas y abrir mercados externos para el sector privado fueguino.
El primer encuentro se realizó con el embajador de los Emiratos Árabes Unidos, Saeed Abdulla Alqemzi, donde se avanzó en gestiones técnicas, comerciales y sanitarias para habilitar exportaciones hacia Medio Oriente. En la reunión participó Martín Marcos, representante de la firma Vitalcan, que proyecta enviar alimento húmedo para mascotas elaborado en Río Grande con proteínas orgánicas de alta calidad.
Fernández explicó que se trata de “una estrategia provincial de acompañamiento al sector privado con el acercamiento institucional para destrabar trámites que suelen aparecer en el acceso a mercados internacionales”. Marcos, por su parte, destacó que el foco estuvo en resolver acuerdos sanitarios bilaterales para iniciar las exportaciones.
La agenda bilateral continuó con el embajador de Corea del Sur, Chong Hwa Lee, en una reunión institucional destinada a visibilizar la propuesta de desarrollo e inversiones de la provincia. En este marco, se solicitó un nexo directo con la agencia de inversiones coreana, considerada una herramienta clave para propiciar transferencias tecnológicas hacia la industria fueguina.
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Posteriormente, Fernández se reunió con el embajador de la India, Ajaneesh Kumar, para exhibir el potencial de los recursos naturales y del recurso humano calificado de Tierra del Fuego. La funcionaria destacó que la apertura de la embajada permitirá que inversores indios visiten la provincia y conozcan de primera mano las oportunidades de desarrollo productivo.
“Fue una apertura muy grande desde la embajada para que inversores de la India puedan recorrer y conocer estas posibilidades que tenemos de desarrollo productivo, no solo para seguir creciendo sino para sostener lo que tenemos y hacer propuestas concretas de inversiones”, señaló Fernández.
La secretaría concluyó que esta serie de reuniones “nos permite abrir las puertas de la provincia al mundo, mostrar nuestros recursos humanos y nuestra industria, que atraviesa una difícil situación, y generar vínculos entre cámaras, agencias de inversión y embajadas. Es una estrategia para producir más, sostener lo existente y, sobre todo, generar empleo”.
La petrolera argentina YPF y la italiana ENI firmaron un acuerdo con la estatal uruguaya ANCAP para explorar hidrocarburos en el bloque offshore OFF-5, ubicado a unos 200 kilómetros de la costa de Uruguay. La operación, formalizada el 29 de agosto de 2026, establece que ambas compañías tendrán el 50% del área, mientras ENI asumirá la función de operadora durante la etapa de exploración.
El bloque OFF-5 tiene una superficie aproximada de 17.000 km² y profundidades de agua que alcanzan los 4.100 metros, lo que convierte al proyecto en una de las iniciativas más desafiantes de exploración en aguas profundas de la región.
Hasta ahora, YPF mantenía el 100% de la concesión a través de su filial MIWEN, adjudicada en 2023 por un período de 30 años. Con el nuevo entendimiento, la empresa argentina cede la mitad de su participación a ENI, que se incorpora como socia estratégica y operadora del bloque.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, había señalado meses atrás que el potencial del área podría ser muy significativo, llegando incluso a comparar sus posibilidades con las de Vaca Muerta, aunque los resultados dependerán de las futuras tareas exploratorias.
La estrategia de Uruguay de abrir toda su plataforma continental a la exploración ya atrajo a compañías como Shell, Qatar Energy, APA Corporation, Chevron y Sintana Energy, con estimaciones de hasta 30.000 millones de barriles equivalentes de petróleo en la cuenca uruguaya.
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Para YPF, la asociación con ENI refuerza su presencia regional y diversifica su portafolio más allá de Vaca Muerta. Para ENI, representa una oportunidad de consolidarse como operadora en Sudamérica y ampliar su participación en proyectos de aguas profundas.
En paralelo, ambas compañías avanzan en Argentina junto a XRG (ADNOC, Emiratos Árabes Unidos) con el megaproyecto Argentina LNG, que contempla una inversión de USD 51.000 millones y prevé iniciar operaciones en 2031. La combinación de apuestas —offshore en Uruguay y GNL en Argentina— muestra cómo YPF busca posicionarse como un actor energético de escala internacional en la próxima década.
La petrolera estadounidense Chevron Corp. avanza en negociaciones para sumar dos nuevos yacimientos petroleros a sus operaciones en Venezuela, según fuentes cercanas al proceso. El movimiento se produce en un contexto de creciente influencia de la administración Trump sobre el sector energético venezolano.
Actualmente, Chevron representa cerca del 20% de la producción nacional de crudo y es la única gran compañía estadounidense que mantiene operaciones en el país. Su presencia se remonta a varias décadas y se consolidó incluso después de las expropiaciones de activos de ExxonMobil y ConocoPhillips en 2007.
Las conversaciones incluyen acuerdos de inversión de largo plazo y se dan en paralelo a negociaciones entre Washington y Caracas para que Estados Unidos adquiera una participación significativa en los yacimientos venezolanos, considerados entre los más grandes del mundo.
Otras compañías energéticas también buscan posicionarse. Halliburton está en tratativas para llevar equipos petroleros al país, mientras que ExxonMobil y ConocoPhillips observan con cautela el proceso, recordando los antecedentes de nacionalización de activos.
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El interés internacional responde a la magnitud de las reservas venezolanas y al potencial de recuperación de su producción. Venezuela produce actualmente alrededor de 1,1 millones de barriles diarios, lejos de los más de 3 millones que alcanzaba a comienzos de los 2000, pero con margen para crecer si se consolidan nuevas inversiones.
En el plano financiero, el mercado reaccionó positivamente: al 28 de agosto de 2026, las acciones de Chevron cerraron en USD 201,86 (+1,05%), ExxonMobil en USD 156,71 (+0,17%), ConocoPhillips en USD 130,35 (+0,64%) y Halliburton en USD 36,18 (+1,94%).
La expansión de Chevron en Venezuela refuerza su papel como socio estratégico de la petrolera estatal PDVSA y abre la puerta a un nuevo ciclo de inversiones extranjeras en el país. El desenlace de estas negociaciones marcará no solo la recuperación petrolera venezolana, sino también el grado de dependencia de capital externo en un sector clave para su economía.
El gas de Vaca Muerta se convirtió en motor de exportaciones argentinas, pero la paradoja es evidente: mientras la cuenca neuquina provee el 91% del gas exportado, las industrias del norte del país enfrentan cortes de suministro de entre 70 y 85 días cada invierno.
La Unión Industrial de Tucumán advirtió que los sectores azucarero y citrícola sufrirán nuevamente interrupciones este año. El precio spot de la electricidad trepó a USD 150/MWh, muy por encima de los USD 83–90 proyectados por Cammesa. El problema no es la producción —que alcanza hasta 60 millones de m³/día en invierno— sino la infraestructura: el sistema de transporte hacia el norte tiene un tope de apenas 15 millones de m³/día.
Detrás de esta brecha hay una decisión política. El Estado nacional resolvió que la construcción de nuevos gasoductos quede exclusivamente en manos del sector privado, sin financiamiento estatal. Tres obras buscan descomprimir el sistema: las plantas compresoras del Gasoducto Norte (frenadas por un conflicto entre Enarsa y Esuco), la ampliación del gasoducto Perito Moreno a cargo de TGS y el nuevo gasoducto Tratayén–La Carlota de TGN. La más avanzada recién estaría lista en abril de 2027, y la de TGN hacia fines de 2028.
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Mientras tanto, la infraestructura exportadora avanza a otro ritmo. El proyecto Southern Energy (SESA) —integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG— cerró un préstamo de USD 900 millones con cuatro bancos internacionales y firmó contratos con Alemania por ocho años. Pluspetrol ofertó capacidad hacia Chile por 52 años. En paralelo, el proyecto Argentina LNG (YPF, Eni y XRG) presentó su solicitud al RIGI para una inversión de USD 51.000 millones, con exportaciones proyectadas de USD 10.000 millones anuales durante dos décadas.
La asimetría es clara: los compradores externos obtienen contratos de largo plazo con certidumbre financiera, mientras la industria local negocia condiciones interrumpibles, invierno a invierno.
Las diferencias también se reflejan en los precios. Tecpetrol factura USD 3,41 por unidad en verano contra USD 7,79 en invierno, una brecha del 55%. Gasener, por su parte, indexa su precio al Brent más un 18%. En contraste, la discusión tarifaria doméstica sigue “muy politizada”, según los propios actores del sector.
De cara a los próximos años, Argentina está en camino de consolidarse como exportador global de gas natural licuado. Sin embargo, la solución estructural para que el mercado interno deje de racionar en invierno no llegará antes de 2028, de acuerdo con los plazos actualmente proyectados. La paradoja seguirá marcando la agenda energética: contratos externos blindados a décadas frente a un mercado interno que aún espera certidumbre.
El hidrocarburo se consolidó como el principal producto de exportación de la Argentina en 2026, desplazando a rubros tradicionales de la canasta exportadora. Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación y el INDEC, entre enero y julio se generaron USD 5.722 millones, lo que representa un crecimiento interanual del 59,2% respecto al mismo período de 2025.
Con este desempeño, el complejo petrolero pasó a explicar el 9,8% del total de las ventas externas del país, reforzando su rol estratégico en la balanza comercial. El salto operativo se vincula principalmente con el récord de producción no convencional en la Cuenca Neuquina y la ampliación de la capacidad de transporte por oleoductos, que permitió volcar mayores volúmenes hacia los puertos de exportación.
En cuanto a las cifras mensuales, julio de 2026 mostró un desempeño excepcional: las exportaciones alcanzaron USD 1.020 millones, un incremento del 144,4% interanual frente a los USD 418 millones registrados en julio de 2025.
Por su parte, el presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), Carlos Ormachea, destacó en el Senado que la producción nacional alcanzó 918.000 barriles por día, frente a los 520.000–530.000 barriles diarios de hace tres años. En paralelo, el gas natural llegó a 160 millones de m³/día en invierno, frente a los 120 millones de m³/día de 2023.
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A futuro, las proyecciones del sector son aún más ambiciosas. Ormachea anticipó que para 2035 la producción podría llegar a 1,7 millones de barriles diarios de petróleo y 300 millones de m³/día de gas. En términos de comercio exterior, las exportaciones proyectadas alcanzarían USD 30.000 millones al 2030 y USD 40.000 millones al 2035, con un saldo positivo de la balanza comercial energética de USD 28.000 millones al 2030 y USD 38.000 millones al 2035.
En materia de inversiones, el plan contempla USD 15.000 millones anuales hasta 2030 en proyectos de upstream, infraestructura y transporte. Estas cifras consolidan al sector hidrocarburífero como motor de divisas y empleo en la transición energética argentina.
En conclusión, el desafío será sostener este crecimiento frente a la volatilidad de los precios internacionales, las exigencias ambientales globales y la necesidad de diversificar la matriz exportadora. El petróleo crudo se afianza como protagonista, pero su consolidación exige políticas que equilibren competitividad, sostenibilidad y desarrollo regional.
La provincia de La Rioja lanzó un registro de proveedores mineros que obliga a que el 80% de la mano de obra contratada sea riojana, en el marco de un plan para fortalecer la participación local ante el avance de 17 proyectos en prospección y exploración.
El Registro Provincial de Proveedores de Empresas Mineras (Reppem) establece que las compañías deberán priorizar servicios y empleo locales, salvo excepciones justificadas. La herramienta busca consolidar un modelo productivo con participación provincial y garantizar que la cadena de valor se radique en La Rioja.
En paralelo, la Cámara Riojana de Empresas y Proveedores Mineros (CREPROMIN) organizó el primer Encuentro de Fortalecimiento del Proveedor Minero, donde PyMEs, especialistas y funcionarios analizaron abastecimiento, calidad, financiamiento y normas ISO. El objetivo es que las mineras encuentren en la provincia los servicios que hoy suelen contratar fuera.
Por su parte, la secretaria de Minería, Ivana Guardia, destacó que la capacitación anticipada es clave para que proveedores y profesionales locales puedan ingresar en la cadena de compras del sector. La funcionaria subrayó que la etapa de exploración es la más importante para preparar a la provincia frente a la futura demanda.
A su vez, la vicegobernadora Teresita Madera afirmó que el Plan Quinquenal Minero constituye la hoja de ruta provincial y que la prioridad es garantizar que los proveedores riojanos estén listos cuando los proyectos avancen a fases de mayor inversión.
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En las últimas semanas, el gobierno provincial impulsó capacitaciones gratuitas en normas ISO junto a North Atlantic Consultora Minera, destinadas a PyMEs sin experiencia previa en estándares internacionales. La iniciativa busca elevar la competitividad de las empresas locales frente a las exigencias de grandes operadoras.
El presidente de EMSE, Walter Gómez, explicó que las Sierras Pampeanas concentran minerales no metalíferos como talco, yeso y cuarzo, mientras que en la Precordillera y la Cordillera aparecen oro, plata, cobre y zinc. Gómez señaló que La Rioja se ubica en la Faja Vicuña, cercana a proyectos de cobre como Josemaría y Filo del Sol, lo que refuerza el potencial provincial en la transición energética.
Las autoridades remarcaron que provincias como San Juan y Catamarca deben ser consideradas aliadas y no competidoras, en una estrategia de integración regional para atraer inversiones. El desafío para las PyMEs riojanas será cumplir exigencias técnicas, ambientales y de trazabilidad similares a las aplicadas en provincias con mayor desarrollo minero.
Argentina enfrenta una prueba decisiva para transformar el gas de Vaca Muerta en exportaciones de GNL a gran escala. Dos megaproyectos —Argentina LNG y Southern Energy S.A. (SESA)— negocian en simultáneo paquetes de financiamiento internacional que, en conjunto, rondan los US$17.000 millones.
El primero, Argentina LNG, está liderado por YPF (36%), Eni (32%) y XRG/ADNOC (32%). El consorcio presentó ante el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) un plan con una inversión total estimada de US$51.000 millones a lo largo de su vida útil.
La propuesta contempla transportar gas desde Neuquén hasta Río Negro y licuarlo en dos unidades flotantes (FLNG) con capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales, escalables a 18 millones hacia 2031 en el Golfo San Matías.
La estimación oficial de ingresos por exportación es de US$10.000 millones al año durante 20 años, con unos 8.000 empleos directos en operación. Para la primera etapa se requieren US$15.500 millones, y según el presidente de YPF, Horacio Marín, 47 bancos presentaron ofertas equivalentes a 2,4 veces lo solicitado.
Por su parte, SESA está integrada por Pan American Energy (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%). Su objetivo es exportar GNL a partir de 2027 desde dos buques licuefactores en el Golfo San Matías, con una inversión total superior a US$15.000 millones.
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El proyecto está más cerca de la línea de meta: según Bloomberg Línea, la sociedad está a punto de cerrar un paquete de US$900 millones en deuda a través del San Matías Pipeline, con aporte adicional de US$400 millones en capital propio.
La diferencia entre ambos proyectos es de escala: mientras SESA avanza con un financiamiento inicial más acotado, Argentina LNG enfrenta el desafío de conseguir hasta US$16.000 millones de deuda, lo que exige repartir riesgo entre numerosos bancos y posiblemente sumar organismos multilaterales.
El éxito de SESA servirá como referencia para Argentina LNG: costo del crédito, plazos de repago, garantías exigidas y número de bancos necesarios para repartir la exposición.
La apuesta por el GNL argentino marca un punto de inflexión: hasta ahora, la expansión de Vaca Muerta se financió con caja propia y deuda corporativa. Exportar GNL exige otro orden de magnitud de capital y estabilidad contractual, que el RIGI busca garantizar.
La petrolera YPF presentó oficialmente el Plan 4×4, una estrategia que busca cuadruplicar el valor de mercado de la compañía durante la gestión de su presidente y CEO, Horacio Marín, quien confirmó que su ciclo al frente de la empresa concluirá en 2031.
Uno de los principales objetivos del plan es alcanzar exportaciones energéticas por US$30.000 millones anuales hacia 2031, cifra que, según Marín, permitirá transformar la balanza comercial argentina. El ejecutivo agregó que el potencial del país es aún mayor y podría llegar a generar US$58.000 millones anuales en la próxima década.
El desarrollo de Vaca Muerta será el eje central del crecimiento de la empresa y de las futuras exportaciones. Marín recordó que YPF posee aproximadamente el 50% de la superficie del yacimiento, lo que la posiciona como el actor clave para liderar la expansión del shale argentino.
En paralelo, el directivo destacó el proyecto Argentina LNG, considerado una de las inversiones más importantes de la historia del país. Confirmó que antes de fin de año se espera definir la decisión final de inversión para avanzar con la construcción de plantas de licuefacción, nuevos gasoductos e infraestructura logística en la costa rionegrina.
La iniciativa de LNG apunta a consolidar a la Argentina como proveedor global de gas natural licuado, generando un importante ingreso de divisas y ampliando la presencia del país en los mercados internacionales.
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El plan también incluye la modernización de la red de estaciones de servicio mediante alianzas estratégicas con compañías internacionales. Como ejemplo, Marín mencionó el acuerdo con McDonald’s, que ya concretó la apertura de un local dentro de una estación de YPF, en el marco de la renovación comercial.
Otro aspecto relevante es la preparación de una sucesión integrada por ejecutivos formados dentro de la propia compañía, con una conducción basada en criterios técnicos y profesionales, lo que busca garantizar continuidad en la estrategia más allá de 2031.
Para concluir, Marín analizó el contexto internacional y afirmó que la volatilidad del precio del petróleo representa tanto oportunidades como desafíos para la economía argentina. Si bien el aumento del valor del crudo fortalece las exportaciones, también obliga a administrar cuidadosamente su impacto sobre el mercado interno de combustibles.
La compañía Central Puerto dio un nuevo paso para ingresar al negocio de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta.
La empresa presentó el borrador técnico correspondiente al trámite para obtener una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH), requisito provincial para avanzar con la explotación de los bloques Aguada del Chivato y Aguada Bocarey.
El proceso se inició luego de la adquisición de Patagonia Energy S.A. en abril de 2026, operación valuada en US$50 millones, que le permitió a Central Puerto quedarse con las concesiones de ambos bloques en la cuenca neuquina.
Durante la conferencia con analistas del segundo trimestre, el CEO de la compañía, Fernando Bonnet, explicó la situación actual del trámite: “Por ahora, estamos llevando a cabo la debida diligencia técnica previa a la CENCH”. La presentación del borrador técnico constituye una instancia dentro del proceso y no implica todavía la aprobación definitiva.
La CENCH es el mecanismo mediante el cual la provincia de Neuquén habilita la explotación de hidrocarburos no convencionales. Su aprobación será necesaria para que Central Puerto pueda pasar de la etapa administrativa y técnica al desarrollo efectivo de los bloques, que contempla posteriormente actividades como perforación y producción.
El desembarco en Vaca Muerta representa una nueva etapa para Central Puerto, una compañía cuya actividad estuvo históricamente concentrada en la generación eléctrica. Con este movimiento, la firma busca diversificar su negocio y posicionarse en el sector hidrocarburífero.
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En paralelo con el avance administrativo, la empresa trabaja en la conformación del equipo que estará a cargo de la actividad petrolera y gasífera. La estrategia sobre Aguada del Chivato y Aguada Bocarey apunta inicialmente a reducir la incertidumbre asociada a los recursos antes de comprometer inversiones de mayor escala.
En ese marco, la compañía plantea la necesidad de “des-riskear” los activos, es decir, avanzar en el conocimiento técnico y geológico de la zona para disminuir los riesgos antes de definir el desarrollo.
La presentación del borrador técnico constituye así uno de los primeros pasos concretos de Central Puerto para avanzar sobre sus activos en Vaca Muerta, en un escenario donde la diversificación empresarial y la regulación provincial marcan el ritmo de la expansión energética.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, confirmó que existen dos proyectos en discusión para perforar pozos no convencionales en la zona norte de la provincia, en el marco de una estrategia que busca combinar la recuperación de yacimientos maduros con nuevas inversiones en recursos no convencionales.
Al analizar la situación de la producción petrolera santacruceña, Vidal destacó que las empresas lograron detener la caída de la producción y que actualmente se recuperan 100 pozos paralizados durante el último invierno. “Han levantado la producción, por lo menos frenaron el declive, que eso es sumamente importante”, señaló.
La principal novedad está en la formación D-129, ubicada en la Cuenca del Golfo San Jorge. Allí, CGC realizó fracturas en El Huemul y Cañadón Seco, mientras que Crown Point prevé nuevas perforaciones en 2026. En paralelo, Pan American Energy avanza con un piloto no convencional en Cerro Dragón (Chubut), con una inversión cercana a US$250 millones.
Otro frente es Palermo Aike, en el extremo sur provincial. Según el anuncio, YPF comprometió tres pozos exploratorios con una inversión de US$200 millones, con el inicio del primero previsto para noviembre. El objetivo es determinar el potencial comercial de la formación y consolidar una nueva frontera hidrocarburífera para Santa Cruz.
De esta manera, el esquema provincial combina dos ejes: recuperar la producción convencional del norte y explorar el potencial no convencional de D-129 y Palermo Aike. Para Vidal, este equilibrio es clave para sostener la actividad y abrir nuevas oportunidades de desarrollo.
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En el plano laboral, el gobernador puso el foco en los conflictos y despidos. Solicitó aplicar una conciliación obligatoria para garantizar la continuidad de los trabajadores. “Esto significa que los trabajadores puedan continuar trabajando”, afirmó.
Además, anticipó que buscará una intervención más directa sobre las empresas que operan en la provincia. “Estoy preparando una agenda sumamente importante para tomar posición directa en cada una de las empresas y yacimientos, de sur a norte”, dijo.
Vidal cuestionó especialmente a las compañías que, según su interpretación, mantienen políticas de reducción de personal pese al escenario favorable. “Veo que hay muchas empresas que piensan que pueden hacer lo que quieren y están completamente equivocadas”, advirtió.
Para cerrar, vinculó esa situación con el precio internacional del crudo y las condiciones vigentes para las operadoras. “Tenemos buen precio de barril. Hay una quita de regalías que significa que tienen que levantar más equipos. Lo están haciendo, pero me parece que hay una cuestión de abuso igual que vamos a meter un corte definitivo”, concluyó.
La producción de petróleo de Argentina alcanzó en julio de 2026 un nuevo récord de 916.200 barriles diarios, según datos oficiales del Ministerio de Economía y el INDEC. El volumen representa una suba interanual de 17,2 % y confirma el cambio de escala del sector hidrocarburífero, con impacto directo en el comercio exterior.
El motor del crecimiento volvió a ser Vaca Muerta, que llegó a 643.100 barriles diarios, con un incremento de 26,4 % frente al mismo mes del año pasado. La formación neuquina concentra más del 70 % de todo el crudo que se extrae en el país y se consolida como epicentro de la producción no convencional.
En el frente externo, el salto productivo tuvo un impacto inmediato en las exportaciones. Entre enero y julio, las ventas externas de petróleo crudo sumaron US$5.722 millones, un 59,2 % más que en el mismo período de 2025. Ese monto representó el 9,8 % de todas las exportaciones argentinas.
El dato más relevante es que el petróleo crudo se convirtió en el principal producto de exportación de la Argentina en 2026, desplazando a la harina y pellets de soja, que habían liderado el ranking un año atrás. Solo en julio, los despachos de aceites crudos alcanzaron US$1.020 millones, con una suba interanual de 144,4 %.
La dinámica muestra que la energía empieza a modificar la composición histórica de la canasta exportadora argentina, tradicionalmente dominada por el complejo agroindustrial. El petróleo ya no aparece solo como una promesa de mediano plazo, sino como una fuente concreta y creciente de divisas.
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Además del crudo, en el acumulado del año se destacaron las exportaciones de naftas (US$401 millones, +37,7 %), butanos licuados (US$255 millones, +36,1 %) y propano licuado (US$187 millones, +14,7 %).
El crecimiento también se reflejó en la balanza comercial energética. En julio, las exportaciones de combustibles y energía alcanzaron US$1.506 millones (+97,8 % interanual), mientras que las importaciones cayeron 7,3 % y totalizaron US$614 millones. El saldo fue un superávit mensual de US$892 millones, frente a apenas US$12 millones en julio de 2025.
En el acumulado enero–julio, las exportaciones energéticas superaron los US$9.000 millones y el superávit del sector llegó a US$6.853 millones, una mejora del 84 % frente al mismo período del año pasado.
El récord confirma el potencial productivo de Vaca Muerta, pero también expone la necesidad de infraestructura. Oleoductos, terminales portuarias y sistemas de evacuación serán claves para sostener el crecimiento y convertir la producción incremental en exportaciones efectivas.
Argentina alcanzó en julio de 2026 un récord histórico de producción de petróleo, con 916.200 barriles diarios, según datos oficiales del Ministerio de Economía. Este volumen representa un incremento del 17,2 % respecto al mismo mes del año anterior y consolida la tendencia positiva de la industria energética nacional.
El epicentro del crecimiento fue Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, que aportó el 70 % de la producción total. Allí, la extracción de crudo no convencional alcanzó los 643.100 barriles diarios, con un aumento interanual del 26,4 %. La formación se reafirma como la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo de este tipo.
En paralelo, la producción de gas natural se mantuvo estable en 158,8 millones de metros cúbicos diarios. Vaca Muerta aportó 96,5 millones de metros cúbicos, lo que significó un crecimiento del 5,9 % frente a julio de 2025.
“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”, señaló el Ministerio de Economía en un comunicado.
La formación neuquina comenzó a producir hidrocarburos en 2013 de la mano de YPF y desde entonces ha recibido inversiones por unos US$52.000 millones. Trece años después, el desarrollo permitió no solo reducir las importaciones de gas en el invierno austral, sino también generar crecientes saldos exportables de hidrocarburos.
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Entre las compañías que operan en Vaca Muerta se destacan YPF, Vista, Chevron, Total, Continental, GeoPark y PAE, que han consolidado proyectos de gran escala. La presencia de estas firmas internacionales y nacionales ha sido clave para sostener el ritmo de crecimiento.
El récord de producción también tiene impacto en la balanza energética: Argentina recuperó el superávit, con exportaciones crecientes de petróleo y gas que fortalecen el ingreso de divisas y reducen la dependencia de importaciones.
El desempeño de julio confirma que Vaca Muerta es el motor de la producción hidrocarburífera argentina y que su desarrollo seguirá siendo estratégico para la economía nacional en los próximos años.
El petróleo Brent, referencia internacional para el mercado energético, cerró la sesión del 27 de agosto en US$87,84 por barril, tras una jornada marcada por la volatilidad y la influencia de factores geopolíticos en Medio Oriente.
Durante los últimos días, la cotización mostró oscilaciones significativas, con valores que llegaron a US$84,71 y niveles superiores a los US$88, reflejando la sensibilidad del mercado frente a inventarios globales y tensiones en rutas estratégicas como el estrecho de Ormuz.
En Argentina, el precio internacional del crudo constituye una variable central en la planificación de inversiones y exportaciones de Vaca Muerta, el principal activo hidrocarburífero de Neuquén y uno de los proyectos de shale más relevantes a nivel mundial.
Un escenario de precios elevados favorece la rentabilidad de proyectos de shale, impulsa nuevas inversiones y fortalece la estrategia de incrementar exportaciones. En cambio, una caída prolongada obliga a revisar planes de inversión y compromete la ampliación de infraestructura.
La provincia de Neuquén enfrenta el desafío de acompañar el crecimiento sostenido de la producción con obras de transporte y almacenamiento que permitan colocar mayores volúmenes en mercados externos. Oleoductos, terminales y capacidad logística son piezas clave para consolidar la competitividad exportadora.
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Por otra parte, el mercado internacional sigue atento a los acontecimientos en Medio Oriente, donde cualquier alteración en las rutas de suministro puede generar movimientos bruscos en las cotizaciones. A la vez, los datos sobre producción, consumo y reservas mantienen una incidencia directa sobre el precio.
En este contexto, un Brent cercano a los US$88 representa para Argentina una oportunidad de consolidar divisas a través de la exportación de crudo, aunque la volatilidad obliga a las empresas y autoridades a monitorear cada variación para ajustar sus estrategias.
Por ahora, el Brent se mantiene en una zona elevada respecto de períodos anteriores, pero la evolución de los próximos días será determinante para definir si logra sostenerse en torno a los US$88 o retoma una tendencia descendente.
El Ministerio de Economía aprobó la incorporación del proyecto “Ampliación Mega” al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con una inversión de USD 365,4 millones destinada a ampliar la capacidad de procesamiento de gas natural proveniente de Vaca Muerta.
Impulsada por Compañía Mega, la iniciativa busca elevar de 5.500 a 7.000 toneladas diarias la capacidad de procesamiento de líquidos de gas natural (LGN), lo que representa un incremento cercano al 27%. La ampliación permitirá fortalecer el tratamiento de componentes como etano, propano, butano y gasolina natural, esenciales para la cadena industrial energética.
La Resolución 1381/2026, publicada en el Boletín Oficial, estableció la aprobación formal del proyecto. Su incorporación al RIGI se dio en el segmento de plantas de tratamiento y separación de líquidos, poliductos e instalaciones de almacenamiento.
Según el cronograma oficial, Compañía Mega tendrá hasta el 1 de octubre de 2027 para cumplir con el monto mínimo de inversión comprometido. Las operaciones comerciales de la ampliación están previstas para el 28 de febrero de 2029, con una vida útil proyectada de 18 años.
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El Ministerio de Economía aclaró que los beneficios tributarios, aduaneros y cambiarios del régimen estarán restringidos exclusivamente a la nueva ampliación y no podrán aplicarse a las instalaciones existentes del Complejo Industrial MEGA.
Este desembolso responde al crecimiento sostenido de la producción de gas en Vaca Muerta y a la necesidad de acompañar ese incremento con mayor infraestructura para procesar, transportar y fraccionar los líquidos asociados.
El proyecto también reforzará la cadena industrial que comienza en la Cuenca Neuquina y se extiende hasta Bahía Blanca, incluyendo el poliducto Loma La Lata–Bahía Blanca, clave para el transporte de los líquidos de gas natural.
Esta ampliación de USD 365,4 millones permitirá consolidar el crecimiento de Vaca Muerta, ampliar la infraestructura energética argentina y garantizar mayor capacidad de procesamiento para sostener la expansión del sector hidrocarburífero en los próximos años.
La ministra de Energía de Tierra del Fuego, Gabriela Castillo, anunció el inicio de un proceso inédito de licitación de hidrocarburos en las áreas Angostura, Las Violetas y Río Cullen, tras el vencimiento de las concesiones operadas por una UTE integrada por Roch, Secra, Crownpoint y DPG.
Por primera vez en la provincia, una concesión llegó a su vencimiento sin prórroga y se inició un proceso licitatorio para definir al futuro concesionario. El 18 de agosto se formalizó la recepción de los yacimientos mediante un acta certificada por escribano de la Gobernación, que incluyó la reversión de las áreas y de las instalaciones fijas al Estado provincial.
En esta transición, Roch continuará operando “por cuenta y orden de la Provincia” para evitar la interrupción de la actividad. Castillo explicó que se trata de un esquema transitorio acordado con la empresa, que permitirá mantener la explotación mientras se desarrolla el proceso licitatorio, estimado en cinco a seis meses.
La continuidad laboral de los trabajadores fue un aspecto central del acuerdo. Los 50 empleados serán indemnizados por la UTE y reincorporados por Roch bajo contratos a término durante el período de transición, garantizando la estabilidad laboral en un momento clave para el sector.
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El esquema también otorga un rol activo al Estado provincial en la explotación, con análisis de costos de producción, ventas y balances de lo recaudado y pagado. “No se trata solo de controlar cuánto se produce, sino de realizar un balance integral”, subrayó la ministra.
En materia ambiental, la UTE mantiene la responsabilidad de remediar pasivos y abandonar pozos según lo establecido en el acta de recepción, que cuenta con doce anexos. Uno de ellos fija la obligación de trabajar en la remediación de todos los pasivos listados en el expediente de cierre.
El proceso licitatorio ya está en marcha y el pliego se encuentra en su etapa final de elaboración. Se avanza en el armado del data room con información técnica que estará disponible para las empresas interesadas, y en los próximos días se publicará el llamado oficial.
Tierra del Fuego lidera un proceso inédito en la explotación hidrocarburífera, con el Estado al frente de la transición, garantizando la continuidad de la producción, la protección de los trabajadores y el cumplimiento de las obligaciones ambientales.
El Instituto Mosconi confirmó que Vaca Muerta concentra ya el 70% del petróleo argentino y el 61% del gas, consolidándose como motor energético en el segundo semestre de 2026. La producción nacional alcanzó récords históricos y las exportaciones crecieron con fuerza.
La producción de petróleo en junio registró un aumento interanual del 16,5%, con un desempeño destacado del shale oil, que creció 32,5% y desplazó al convencional, en caída del 9,1%. El gas natural también mostró un avance del 10,2% en el mes y del 10,8% en el acumulado de 12 meses.
Dentro de la cuenca neuquina, el salto fue del 25,9% interanual. En particular, Vaca Muerta se expandió 33% en junio, consolidando su rol como principal fuente de hidrocarburos del país.
Las empresas líderes acompañaron esta tendencia. YPF incrementó su producción un 23% interanual, mientras que Pluspetrol sorprendió con un alza del 102,9%, reflejando la dinámica de inversión y desarrollo en el sector.
En paralelo, las exportaciones energéticas crecieron 31,1% interanual en junio, reforzando el perfil exportador de Argentina. El superávit energético alcanzó USD 611 millones en el mes, aunque con una baja del 15,2% respecto de 2025. En el acumulado del semestre, el saldo positivo llegó a USD 5.950 millones, con un incremento del 59%.
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El Instituto Mosconi subrayó que el shale oil y el gas no convencional se consolidan como pilares de la matriz energética, desplazando al convencional y generando excedentes exportables. Este cambio estructural marca un nuevo perfil para el sector hidrocarburífero argentino.
La expansión de Vaca Muerta en el segundo semestre se proyecta como clave para sostener el crecimiento de la producción y las exportaciones, en un contexto de mayor demanda regional y global de energía.
Argentina atraviesa una transformación energética segun indica el informe que a su vez confirma su gran momento con Vaca Muerta como protagonista indiscutido y con el shale oil como motor de la nueva etapa de desarrollo.
Las exportaciones de bienes alcanzaron los USD 49.511 millones en el primer semestre de 2026, con un crecimiento interanual de 24,6%. El informe del INDEC señaló que el desempeño estuvo impulsado principalmente por los complejos soja y petrolero-petroquímico, que marcaron récords en volúmenes y precios.
La evolución del período se explicó por un incremento de 9,0% en el índice de precios y de 14,2% en el índice de cantidades respecto al mismo semestre de 2025. Los complejos exportadores representaron el 93,6% de las ventas totales al exterior, y dentro de ellos, soja y petróleo concentraron el mayor peso.
En el complejo soja, los principales productos exportados fueron harina y pellets de la extracción del aceite de soja, aceite de soja en bruto, porotos y biodiésel. La participación se distribuyó en 45,9% harina y pellets, 39,3% aceite, 11,3% porotos y 3,6% biodiésel y otros derivados.
Respecto a los destinos, los más relevantes fueron ASEAN (USD 1.155 millones), Unión Europea (USD 820 millones), Medio Oriente (USD 747 millones) y China, que absorbió USD 951 millones en porotos de soja. El biodiésel se dirigió en su totalidad a la Unión Europea, por USD 95 millones.
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El complejo petrolero-petroquímico fue el segundo en importancia y alcanzó un valor récord en la serie 2002–2026. El 83,5% de las ventas correspondió a petróleo, el 9,9% a gas y el 6,5% a productos petroquímicos. La balanza comercial del sector fue superavitaria en USD 6.034 millones, con un aumento interanual de 83,9%.
Los principales destinos del petróleo argentino fueron la zona USMCA (USD 1.877 millones, con Estados Unidos como comprador dominante), el “Resto de ALADI” (USD 1.750 millones) y el Mercosur (USD 1.509 millones, con Brasil como principal receptor).
Otros complejos también mostraron fuerte dinamismo: litio (+186,3%), girasol (+128,7%), oro y plata (+56,8%) y maíz. En conjunto, los complejos soja, petrolero, maicero, automotriz, oro y plata, carne y cuero bovinos, triguero, girasol, pesquero y litio concentraron el 78,4% de las exportaciones.
Para concluir, el informe del INDEC confirma que la soja y el petróleo fueron los motores de las exportaciones argentinas en el primer semestre de 2026, con un impacto decisivo en la balanza comercial y en la consolidación de cadenas productivas agroindustriales y energéticas.
Las exportaciones argentinas crecieron 24,6% en el primer semestre de 2026, alcanzando los USD 49.511 millones. El informe del INDEC destacó que el impulso provino principalmente del complejo petrolero-petroquímico y de la minería, con litio y oro como protagonistas.
El crecimiento global del valor exportado se sostuvo en un incremento combinado del 14,2% en las cantidades despachadas y del 9,0% en los precios internacionales. Los diez principales complejos concentraron el 78,4% de los despachos totales de bienes, con energía y minería encabezando los porcentajes de expansión.
Dentro del complejo petrolero-petroquímico, las ventas alcanzaron un récord histórico de USD 8.116 millones en la serie 2002–2026. El salto interanual fue del 43,7%, con aceites crudos de petróleo como principal producto (USD 4.702 millones, +48%).
La cuenca neuquina de Vaca Muerta fue clave en este desempeño, acompañada por el aprovisionamiento de combustibles a buques y aeronaves (USD 1.028 millones, +43,6%) y las naftas (USD 346 millones, +41,5%). El superávit comercial del sector alcanzó los USD 6.034 millones, con una mejora interanual del 83,9%.
En minería, el litio mostró el mayor salto porcentual, con un crecimiento de 186,3% interanual hasta los USD 1.126 millones. El carbonato de litio representó el 88% de los envíos, con China como mercado casi exclusivo (83,9% de las ventas).
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El complejo de oro y plata también marcó un máximo histórico, con ventas por USD 3.504 millones (+56,8%). El oro en bruto no monetario constituyó el 83,4% de los despachos, orientados principalmente hacia Suiza (USD 1.522 millones), Estados Unidos (USD 735 millones) y Canadá (USD 376 millones).
El informe del INDEC muestra que las actividades extractivas e industriales asociadas a hidrocarburos y minerales ganaron un peso determinante en la balanza comercial, marcando un nuevo perfil exportador para la economía argentina.
Aunque la agroindustria continuó liderando en montos absolutos mediante el complejo sojero (USD 9.082 millones, +5,7%) y el maicero (USD 4.241 millones, +6,9%), el arranque de 2026 confirmó un cambio estructural en la canasta de divisas de Argentina. Energía y minería se consolidaron como motores de crecimiento en el frente externo.
El Ministerio de Energía de Chile informó la suspensión del suministro de gas natural desde Argentina tras detectar que el producto no cumplía con los estándares exigidos por la normativa chilena. La medida afecta a las regiones de Ñuble y Biobío y se mantendrá hasta que el gas cumpla con los parámetros contratados.
La autoridad explicó que la medición y verificación de la calidad del gas se realiza en el punto de entrada del gaseoducto internacional ubicado en Yungay, sector Valle Las Vacas. Allí se aplican controles bajo normativa chilena, considerada más exigente que la argentina.
Durante el proceso de verificación se detectó gas que no cumplía con el estándar contratado, razón por la cual se suspendió su recepción. El Ministerio señaló que la decisión busca resguardar la seguridad y continuidad del suministro energético en las regiones afectadas.
Los ejecutivos de la cartera chilena trabajan en coordinación con la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, Intergas, Gas Sur y las empresas argentinas involucradas. Se activaron todos los protocolos para garantizar que el servicio pueda restablecerse en condiciones seguras.
En paralelo, se espera un estudio de cromatografía para determinar la composición exacta del gas y evaluar los riesgos de su utilización. El foco, según el Ministerio, está en resolver los problemas técnicos y “poner a las personas en el centro”.
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El suministro suspendido provenía de la provincia de Neuquén y abastecía a las regiones de Ñuble y Biobío. La interrupción genera preocupación en sectores industriales, aunque las autoridades aseguraron que se están evaluando alternativas para mantener la continuidad energética.
Desde Chile confirmaron que ya están en contacto con las autoridades y empresas trasandinas para encontrar una solución conjunta. El objetivo es restablecer el envío de gas compatible con las normas chilenas lo antes posible.
La suspensión de la compra de gas argentino por parte de Chile refleja la importancia de los estándares de calidad en el comercio energético bilateral y abre un nuevo frente de coordinación técnica y diplomática entre ambos países.
En el marco del Día de la Petroquímica, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) presentó la idea de una “Quinta Ola” de inversiones, apoyada en la disponibilidad de gas no convencional de Vaca Muerta. El objetivo es transformar los líquidos del gas natural en insumos industriales como fertilizantes, plásticos y materiales estratégicos para ampliar el ingreso de divisas por exportaciones.
El director ejecutivo de la CIQyP, Jorge de Zavaleta, destacó que la composición del gas neuquino —con elevada concentración de Líquidos del Gas Natural (LGN) como etano, propano, butano y gasolina natural— ofrece una oportunidad única para desarrollar cadenas industriales de alto valor agregado. “La química y la petroquímica no solo transforman materia prima; también transforman las posibilidades de desarrollo de la Argentina”, señaló.
Según datos de la cámara, la petroquímica representa el 4,2% del PBI, explica el 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.
La “Quinta Ola” se inscribe en una historia de expansión que comenzó en Campana en 1950, continuó con la promoción industrial de los años 60, la consolidación de los polos de Ensenada y Bahía Blanca en los 70 y 80, y una nueva fase de inversiones en los 90 y 2000. Ahora, el sector identifica en Vaca Muerta la posibilidad de iniciar un ciclo que combine abastecimiento interno y capacidad exportadora.
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Entre las cadenas con potencial de expansión aparecen el etileno y polietileno, el propileno, el metanol, el amoníaco y la urea, además de fertilizantes y materiales utilizados por múltiples ramas industriales. Para que ese escenario se concrete, la CIQyP plantea condiciones clave: estabilidad regulatoria, infraestructura de transporte y logística, acceso a financiamiento y desarrollo de proveedores locales.
El salto hacia una petroquímica exportadora también enfrenta desafíos de escala y competitividad. Los proyectos requieren inversiones de largo plazo y disponibilidad sostenida de materia prima, además de infraestructura logística capaz de conectar polos productivos con mercados internacionales.
En paralelo, las exigencias ambientales de los mercados externos obligan a incorporar criterios de sostenibilidad. La CIQyP destacó 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.
Con la combinación de recursos abundantes, infraestructura, inversión y desarrollo tecnológico, la industria busca transformar el crecimiento de Vaca Muerta en una plataforma de industrialización que permita a la Argentina competir en mercados globales y consolidar su rol como proveedor de insumos petroquímicos.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, presentó este martes 25 de agosto de 2026 el plan de inversiones provincial durante el encuentro de negocios Neuquén Day 2026, realizado en el Centro de Convenciones de Buenos Aires. Ante empresarios, diplomáticos y líderes corporativos, expuso el potencial de la provincia en hidrocarburos, turismo, industria, tecnología y energías limpias, con el objetivo de atraer capital privado y consolidar la transformación económica regional.
En su discurso, Figueroa defendió la aplicación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), destacando que la inclusión del upstream de gas y petróleo en sus beneficios fiscales es clave para competir globalmente. Subrayó que la reducción de 10 puntos en la alícuota del Impuesto a las Ganancias resulta indispensable frente a exportadores de Gas Natural Licuado (GNL) como Estados Unidos.
Al explicar la distribución de la renta hidrocarburífera, el mandatario detalló que en un barril de petróleo destinado a exportación sin RIGI, el 60% corresponde a costos y ganancias de las operadoras, mientras que el 40% se reparte entre Nación y provincia. De ese porcentaje, el Gobierno nacional percibe un 27% —reteniendo 17 y distribuyendo 10 entre otras provincias—, mientras que Neuquén recibe un 13%, destinado a obras públicas.
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La estrategia provincial busca diversificar la matriz productiva para evitar dependencia exclusiva de los recursos no renovables. En ese marco, se impulsa el desarrollo del turismo, la expansión de energías limpias (solar, eólica y térmica) y la ampliación agrícola mediante proyectos de regadío en el Valle del Limay y áreas operativas de Vaca Muerta.
El plan de infraestructura anunciado comprende tres ejes: la construcción de 1.000 km de nuevas rutas provinciales para mejorar la conectividad logística y turística; la edificación de 100.000 m² de infraestructura escolar, acompañada por el programa de becas Gregorio Álvarez que beneficia a 20.000 estudiantes; y el lanzamiento del proyecto agrícola Corredor del Viento en el Valle del Limay para duplicar la superficie bajo riego.
“No queremos que nos pase como a otras provincias que se va el gas y el petróleo y después muchos de los que vivieron de eso ni siquiera se acuerdan el nombre de la provincia que les dio mucho durante tantos años”, advirtió Figueroa. Y agregó: “Tenemos una ventana de tiempo y tenemos que acelerar para extraer todo nuestro gas y nuestro petróleo”.
Previo al evento, el gobernador mantuvo un encuentro con el jefe de Gabinete de la Nación, Diego Santilli. También participaron el secretario de Turismo, Ambiente y Deportes, Daniel Scioli, el vicepresidente corporativo de CAF, Christian Asinelli, y embajadores de Turquía, Arabia Saudita, China, Gran Bretaña, Chile, Francia y Tailandia.
Con esta presentación, Neuquén busca posicionarse como motor energético y productivo del país, combinando el desarrollo hidrocarburífero con infraestructura, educación y diversificación económica.
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 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.
