La industria petroquímica argentina se prepara para aprovechar el crecimiento de Vaca Muerta y consolidar un modelo con menos dependencia externa y más valor agregado local. Según un informe del Centro Regional de Estudios Económicos de Bahía Blanca (CREEBBA), entre 2021 y 2024 las importaciones del sector se redujeron un 30%, mientras que las exportaciones aumentaron un 38%, alcanzando los USD 910 millones en 2024.
De acuerdo con el estudio, el desafío es pasar de exportar recursos energéticos a capturar una porción mayor del valor agregado dentro del país. Para ello, se proyectan inversiones por alrededor de USD 3.000 millones, destinadas a nuevas plantas de procesamiento, poliductos y unidades de fraccionamiento vinculadas al desarrollo de Vaca Muerta.
La capacidad instalada del sector alcanzó en 2024 los 7,7 millones de toneladas, con una producción efectiva de 5,9 millones. De ese total, el 41,9% corresponde a productos básicos, el 10,8% a intermedios y el 47,3% a finales, lo que refleja una estructura diversificada pero aún con margen para crecer en segmentos de mayor complejidad.
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Entre los polos petroquímicos más relevantes figuran Bahía Blanca, Ensenada, Campana-San Nicolás, Gran Buenos Aires, Puerto General San Martín-San Lorenzo, Río Tercero, Luján de Cuyo y Plaza Huincul. Estos complejos abastecen insumos críticos para sectores como la construcción, agricultura, salud, farmacéutica, textil, packaging, cables y manufacturas.
Cuando la producción local no alcanza, el país recurre a importaciones: en 2024 se compraron 2,3 millones de toneladas de productos petroquímicos. Sin embargo, el crecimiento de Vaca Muerta y las nuevas inversiones buscan revertir esa dependencia y consolidar un esquema de abastecimiento interno más robusto.
El informe subraya que la expansión del sector petroquímico no solo impactará en la balanza comercial, sino también en la generación de empleo y en la capacidad de Argentina para integrarse en cadenas globales de valor con productos de mayor sofisticación tecnológica.
Así, la petroquímica argentina se posiciona como un actor clave para transformar el boom energético de Vaca Muerta en un motor de industrialización, con menos importaciones, más exportaciones y un horizonte de inversiones que promete cambiar la matriz productiva del país.
El Gobierno de Tierra del Fuego activó un mecanismo de transición para garantizar la producción de hidrocarburos en las áreas Angostura, Las Violetas y Río Cullen, luego de que la Unión Transitoria de Empresas (UTE) decidiera no avanzar con una nueva prórroga de la concesión.
Según la ministra de Energía Gabriela Castillo, la Provincia recibió formalmente las áreas el 18 de agosto y definió que la empresa Roch continúe operando de manera temporal por cuenta y orden del Estado fueguino, hasta que se adjudique la explotación a un nuevo concesionario mediante licitación pública.
El esquema busca evitar una interrupción de la actividad, preservar los empleos y sumar al patrimonio provincial bienes valuados en más de USD 4 millones, entre infraestructura productiva, plantas de procesamiento, baterías, vehículos y repuestos.
De esta manera, Roch sostendrá las tareas técnicas y productivas necesarias, garantizando ingresos para el Estado y la estabilidad laboral de unas 50 familias vinculadas directamente a los yacimientos. Los trabajadores serán convocados a seguir prestando tareas durante la etapa transitoria, preservando así el conocimiento operativo acumulado.
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Castillo subrayó que se trata de un hecho inédito: es la primera vez que una concesión llega efectivamente a su vencimiento sin ser prorrogada. En paralelo, la UTE saliente deberá afrontar las obligaciones laborales derivadas del cierre contractual, además de responder por pasivos ambientales y el abandono de pozos.
El proceso combina tres objetivos: mantener activa la explotación petrolera, preservar los puestos de trabajo y fortalecer el patrimonio provincial, mientras se desarrolla la licitación que definirá al próximo operador.
Así, Tierra del Fuego asegura la continuidad productiva y evita que las áreas queden sin operación, al tiempo que incorpora activos estratégicos para sostener la actividad y reforzar su capacidad de gestión energética.
La Compañía General de Combustibles (CGC), controlada por Corporación América, anunció su estrategia para exportar gas argentino hacia Chile y Brasil vía Bolivia, apoyándose en la reconversión de infraestructura existente. El plan fue presentado por su presidente y CEO, Hugo Eurnekián, durante la Conferencia Anual del Council of the Americas.
Según el ejecutivo, la industria atraviesa un cambio de condiciones que abrió nuevas oportunidades de inversión: precios más alineados con el mercado, salida de YPF de yacimientos maduros y mayor participación de operadores privados. Esa dinámica, explicó, está permitiendo bajar costos, extender la vida útil de los campos y diversificar proyectos.
El diagnóstico de fondo apunta al gas. Eurnekián advirtió que el próximo cuello de botella de la industria estará en ese fluido, dado que el desarrollo petrolero de Vaca Muerta genera volúmenes crecientes de gas asociado. Para sostener la producción de crudo, será necesario ampliar en paralelo la demanda gasífera y abrir mercados externos.
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Por ese motivo, CGC impulsa dos corredores de exportación. El primero se orienta al Pacífico, con la reconversión de la terminal de regasificación de Chile en una planta de licuefacción, aprovechando la infraestructura existente entre ambos países. Según Eurnekián, esta salida acercaría el gas argentino a los grandes compradores asiáticos de GNL con ventajas logísticas frente al Atlántico.
El segundo corredor apunta al norte, con un megaproyecto de infraestructura para abastecer a Bolivia y, en una segunda etapa, llegar a Brasil. La estrategia se basa en reutilizar los gasoductos construidos durante las décadas en que Bolivia exportaba gas a sus vecinos, lo que permitiría avanzar con mayor velocidad y eficiencia mediante inversiones brownfield.
A la par, la compañía apuesta fuerte a la exploración de Palermo Aike, en Santa Cruz, considerada candidata a convertirse en el segundo gran polo de shale del país. CGC ya realizó fracturas en pozos verticales con resultados positivos y participa junto a YPF en el primer pozo horizontal de la formación.
La diversificación deja a CGC posicionada en buena parte de los negocios que definirán la próxima etapa de la industria: campos maduros, Vaca Muerta, exploración de nuevas formaciones y salidas de exportación. Para Eurnekián, el desarrollo del mercado de gas será condición indispensable para que Vaca Muerta pueda seguir aumentando su producción de petróleo.
El Observatorio del RIGI presentó su segundo boletín informativo titulado “El RIGI avanza, ¿y la Argentina?”, en el que analiza los impactos del régimen de incentivos a dos años de su entrada en vigencia. La conclusión central es que el programa consolidó un perfil extractivo, concentrando beneficios en minería y explotación de hidrocarburos, sin dinamizar nuevos sectores productivos.
De acuerdo con el documento, de los 40 proyectos presentados, 21 ya fueron aprobados: 12 vinculados a minería, 5 a petróleo y gas y 4 a energía, infraestructura y siderurgia. La mayoría se concentra en cinco provincias: San Juan, Catamarca, Mendoza, Neuquén y Río Negro.
La investigadora del CONICETLuciana Ghiotto señaló que el RIGI es un elemento clave de la política de la gestión de Javier Milei, orientado a atraer inversiones en sectores extractivos. “Estamos hablando de pasar del foco industrial bonaerense hacia el extractivismo de la Cordillera de los Andes: minería en el norte y Vaca Muerta en el sur”, explicó.
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En paralelo, el informe destaca al cobre como mineral estratégico para la transición energética. Argentina posee el 1,8% de las reservas mundiales, lo que, aunque parezca marginal, representa un potencial significativo dado que el país no había explotado este recurso a gran escala previamente.
Entre las críticas, el Observatorio advierte que las empresas beneficiadas por el régimen no están obligadas a contratar mano de obra local ni a utilizar insumos nacionales, lo que genera el riesgo de conformar economías de enclave desconectadas de la economía provincial y nacional.
Otro punto controvertido es la posibilidad de que las compañías recurran al arbitraje internacional —como el CIADI o cortes de Nueva York y Londres— ante cualquier conflicto con regulaciones ambientales, tributarias o contractuales. Para los especialistas, esto implica un “chantaje” que limita la capacidad regulatoria del Estado argentino.
El balance del Observatorio concluye que el RIGI ha sido altamente beneficioso para las empresas, pero deja pocos retornos para la economía nacional, reforzando un modelo extractivo con escasa integración productiva y riesgos de dependencia externa.
La minería argentina se encamina hacia una década decisiva. Un informe de la CAEM proyecta que la puesta en marcha de los principales proyectos de cobre y litio podría transformar el mapa productivo del país y posicionarlo en el top 10 mundial de productores de cobre.
De acuerdo con el estudio, basado en estándares internacionales NI 43-101 y JORC, Argentina podría superar el millón de toneladas anuales de cobre fino hacia 2040, con un techo de 1,25 millones de toneladas.
Entre los proyectos más relevantes se destaca el distrito Vicuña, con un desarrollo por etapas hasta 2037, mientras que PSJ Cobre Mendocino requeriría apenas dos años de construcción antes de iniciar producción.
En paralelo, el panorama del litio muestra una industria consolidada, con siete proyectos en producción y una capacidad instalada de 200.770 toneladas de LCE. La CAEM estima que 12 proyectos avanzados podrían sumar 342.000 toneladas adicionales en la próxima década.
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Las diferencias entre ambos minerales también se reflejan en las inversiones y el empleo. Un proyecto de cobre requiere un capital inicial seis veces superior al de uno de litio y puede demandar hasta 9.000 trabajadores en construcción, frente a los 500–700 de una planta de litio.
Dentro de la etapa operativa, los emprendimientos de litio emplean entre 300 y 400 trabajadores directos, mientras que los cupríferos rondan los 1.000 puestos.
El impacto económico se extiende más allá de la producción. Una planta típica de litio demanda millones de metros cúbicos de movimiento de suelo, miles de toneladas de acero estructural y cientos de kilómetros de tuberías, además de campamentos y servicios de ingeniería.
Para la CAEM, estas cifras dimensionan el efecto multiplicador sobre constructoras, fabricantes de insumos industriales, firmas de ingeniería y proveedores locales. Si los proyectos se concretan en los plazos previstos, la minería argentina ingresará en una nueva etapa de expansión con el cobre y el litio como protagonistas.
Durante julio de 2026, la provincia alcanzó la mayor producción de petróleo de su historia, con 658.639 barriles diarios, lo que implicó un aumento del 1,64% respecto de junio y un salto interanual del 24,37%.
A nivel de composición, el shale oil de Vaca Muerta aportó 641.207 barriles diarios, equivalente al 97,36% del total provincial, consolidando el cambio estructural de la matriz energética neuquina.
En cuanto al acumulado anual, entre enero y julio la producción de crudo creció un 31,28% frente al mismo período de 2025, impulsada por la incorporación de nuevos pozos y mejoras en la infraestructura de transporte.
Por su parte, el incremento mensual estuvo explicado por áreas clave: Cruz de Lorena (+5.705 barriles/día), Bajo del Choique-La Invernada (+5.452), Bajada del Palo Este (+3.176), Lindero Atravesado (+2.910) y Coirón Amargo Sureste (+2.408).
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En contraste, la producción de gas mostró una leve retracción mensual. Las operadoras extrajeron 118,07 millones de m³/día, un 0,43% menos que en junio, aunque con una mejora del 3,12% interanual y un acumulado de +6,3% en los primeros siete meses del año.
Dentro del segmento no convencional, el gas alcanzó 107,92 millones de m³/día (91,41% del total), con un aporte de 96,51 millones de shale gas y 11,41 millones de tight gas, consolidando a Vaca Muerta como soporte de la oferta energética nacional.
La combinación de récords en petróleo y expansión sostenida en gas refuerza el rol de Neuquén como epicentro hidrocarburífero argentino. El desafío inmediato será sostener este crecimiento con inversiones en midstream y servicios, evitando cuellos de botella logísticos que limiten la capacidad exportadora.
Las compañías Ganfeng Lithium y Lithium Argentina firmaron los acuerdos definitivos para reunir tres proyectos en la provincia de Salta: Pozuelos-Pastos Grandes, Pastos Grandes y Sal de la Puna. La nueva sociedad tendrá una participación del 67% para Ganfeng y del 33% para Lithium Argentina, consolidando un bloque de gran escala en el mapa minero nacional.
Con esta operación, se proyecta una capacidad de 150.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente (LCE), a desarrollarse en tres fases. De completarse el plan, el nuevo polo se ubicaría entre los principales emprendimientos de litio de Argentina, reforzando la posición del país en la transición energética global.
La integración modifica la estructura con la que venían avanzando los activos, que hasta ahora se desarrollaban de manera independiente. Bajo una misma sociedad, se organizarán las futuras etapas de inversión y crecimiento con una estrategia común, optimizando infraestructura y recursos.
Por su parte, el acuerdo incluye un componente financiero adicional: Ganfeng comprometió USD 180 millones en Lithium Argentina mediante una nota convertible con vencimiento a seis años. Los fondos permitirán cancelar deuda previa y fortalecer el capital de la compañía, profundizando la relación entre ambas empresas.
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A nivel operativo, la meta de 150.000 toneladas anuales corresponde a la capacidad prevista una vez completadas las tres fases, por lo que no representa producción inmediata. Su concreción dependerá del avance de cada etapa y de las decisiones de inversión que se adopten en el corto y mediano plazo.
Dentro del contexto regional, la alianza combina activos, control societario y nuevo capital en un momento en que Argentina busca transformar su extensa cartera de proyectos de litio en operaciones efectivas. Con esta integración, Salta se posiciona como un eje clave dentro del desarrollo minero del NOA.
El nuevo bloque empresarial se suma a otros proyectos en marcha en la región y refuerza la presencia de Ganfeng en el país, donde ya participa en Cauchari-Olaroz en Jujuy. Con esta expansión, la compañía china y Lithium Argentina apuntan a consolidar un volumen de producción que supere las 200.000 toneladas anuales de LCE en Argentina.
Durante 2025, la formación neuquina registró 23.894 etapas de fractura, frente a unas 545.000 en US Land, lo que la ubica en apenas 4,4% de la escala estadounidense, según datos de NCS Multistage.
A nivel de recursos, el Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG) estimó 30.170 millones de barriles técnicamente recuperables, cifra comparable con los grandes desarrollos del Permian. El USGS calculó 20.000 millones para Wolfcamp en Midland y 46.300 millones para Wolfcamp-Bone Spring en Delaware, confirmando que la diferencia no está en la geología, sino en la capacidad industrial.
En cuanto a equipos de perforación, la brecha es evidente: Permian opera con 267 rigs activos, mientras que Vaca Muerta cuenta con 42, con una proyección de llegar a 56 en 2027. Esto implica que, por cada equipo en la Cuenca Neuquina, hay casi cinco en Permian.
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Por su parte, el financiamiento aparece como el principal cuello de botella. “El financiamiento no puede terminar en las operadoras. Tiene que alcanzar al segundo y tercer anillo: perforación y servicios, equipamiento, logística y capital de trabajo”, señaló Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage.
En el Foro de Inversiones Vaca Muerta 2026, el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, detalló que la inversión petrolera rondará los US$ 15.000 millones este año, de los cuales su compañía aportará cerca de US$ 2.000 millones. El objetivo es sostener ese nivel para alcanzar un plató de producción de entre 1,5 y 2 millones de barriles diarios.
Actualmente, Vaca Muerta produce 150 millones de metros cúbicos diarios de gas y comienza a exportar a través de GNL. Markous proyectó que las exportaciones de petróleo podrían alcanzar los US$ 20.000 millones, y sumando el gas, acercarse a los US$ 30.000 millones hacia el final de la década.
La comparación con Permian deja en claro que el desafío argentino no es la calidad del recurso, sino la escala industrial y el financiamiento de toda la cadena de servicios. La capacidad de cerrar esa brecha definirá el rol de Vaca Muerta en el mercado energético global.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, expuso en la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA para defender el impacto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Frente a académicos, legisladores y referentes del sector privado, presentó la experiencia neuquina como caso de éxito que permitió acelerar la producción en Vaca Muerta y fortalecer las cuentas públicas provinciales.
Durante su intervención, reveló que el segmento upstream de gas y petróleo no convencional no estaba incluido en el proyecto inicial del Gobierno nacional y fue incorporado tras una gestión directa de la provincia ante el ministro de Economía, Luis Caputo. “Sin seguridad jurídica y estabilidad fiscal no hay inversiones. El RIGI permite colocar a Vaca Muerta en mejores condiciones para competir internacionalmente”, remarcó.
Neuquén concentra actualmente cinco proyectos bajo el RIGI por U$S 44.900 millones, con participación del 10% de la empresa estatal GyP en dos de ellos. Se proyecta un salto de 415.000 barriles diarios, con una primera escala de 120.000 adicionales para el próximo año, consolidando a la provincia como motor energético del país.
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El mandatario desplegó la balanza de costos y beneficios: en los próximos cuatro años, Neuquén recibirá U$S 1.823 millones adicionales entre regalías e impuestos, frente a una cesión de apenas U$S 6,11 millones de coparticipación federal. Es decir, ingresará casi 300 veces más de lo que resigna. Solo los primeros tres desarrollos confirmados generarán U$S 1.800 millones directos hasta 2030 para la caja provincial.
Figueroa aprovechó el auditorio porteño para cuestionar el esquema de coparticipación que beneficia a provincias no productoras y reafirmar la propiedad de los recursos naturales por parte de las jurisdicciones. Señaló que el RIGI es una herramienta para captar capitales que de otro modo se dirigirían a otros países.
El gobernador cerró su exposición con una advertencia sobre la transición energética global: “Los hidrocarburos son un bien no renovable. Tenemos que extraer el recurso ahora antes de que el mundo mude a otro tipo de energías”. Con esa frase, marcó la urgencia de monetizar Vaca Muerta en una ventana de tiempo acotada.
Autoridades de la Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay se reunieron en Buenos Aires en un encuentro organizado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para profundizar la agenda de integración energética. El foco estuvo puesto en las condiciones regulatorias, institucionales, comerciales y financieras necesarias para impulsar proyectos de infraestructura y ampliar los intercambios de energía en la región.
Bajo el lema “Conectando Energía: Impulsando la integración para el desarrollo con impacto”, el encuentro permitió analizar experiencias previas como SIEPAC, SINEA y Arco Norte, y debatir cómo replicar y adaptar esos modelos en el Cono Sur. Según Marcelino Madrigal, jefe de la División de Energía del BID, el desafío es construir institucionalidad y regulaciones que acompañen proyectos transfronterizos capaces de incrementar el comercio energético.
En representación de la Argentina, la secretaria de Energía María Tettamanti destacó que la integración regional debe ser una herramienta para dinamizar la economía y reducir costos de producción. “Argentina ya ha iniciado su fase decisiva de normalización energética, reintroduciendo correctas señales de precio y quitando al Estado del rol de empresario”, afirmó.
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La reunión contó con la participación de Rudy Peredo (Bolivia), Guilherme Zanetti (Brasil), Ximena Rincón (Chile), Gustavo Cazal (Paraguay) y Fernanda Cardona (Uruguay), además de representantes del Grupo BID, empresas públicas y privadas y especialistas en energía. Todos coincidieron en la necesidad de reglas comunes y proyectos de infraestructura que permitan aprovechar mejor los recursos disponibles.
En paralelo, el Sistema de Integración Energética de los Países del Cono Sur (SIESUR) celebró su X Mesa de Diálogo y aprobó el Plan de Acción 2026-2027. El documento establece como prioridades la armonización regulatoria de los mercados eléctricos bilaterales y la identificación de proyectos prioritarios de infraestructura, incluyendo nuevas interconexiones para facilitar los intercambios eléctricos.
Como cierre del encuentro, la Argentina traspasó a Bolivia la Coordinación Pro Tempore de SIESUR para el período 2026-2027. Bajo esta nueva coordinación, los países del Cono Sur trabajarán en la implementación de las prioridades acordadas y en convertir la integración energética en proyectos concretos de infraestructura y mayores intercambios de electricidad.
La apertura de sobres de la Ronda 1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén (PEN) mostró la llegada de nuevos actores nacionales e internacionales que buscan posicionarse en la cuenca neuquina. El proceso, impulsado por el gobernador Rolando Figueroa y la empresa provincial GyP, puso en juego 15 bloques, de los cuales ocho recibieron ofertas.
Entre los protagonistas sobresalió la alianza entre Phoenix Global Resources (PGR) y Continental Resources, la compañía del magnate estadounidense Harold Hamm. Juntas presentaron propuestas por seis bloques, en paralelo a la negociación de Continental para adquirir el 50% de PGR. La operación se proyecta como una plataforma conjunta con el grupo suizo Mercuria y el empresario José Luis Manzano, que busca diversificar su presencia en recursos críticos de la transición energética.
El mapa de oferentes incluyó también a Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), con tres áreas; Aldyl Argentina, dirigida por Julián Arostegui; Bentia Energy, del exministro Javier Iguacel; JPM Energía, encabezada por Gustavo Nagel; Patagonia Resources, del Grupo Neuss; Selva María Oil, vinculada al grupo Vila-Manzano; Ingeniería Multipiping, de Mendoza; y la colombiana Geopark, que reingresó a la cuenca tras adquirir bloques por USD 115 millones.
Otro desembarco relevante fue el de Fluxus, brazo petrolero del conglomerado brasileño J&F, que comprometió USD 21,3 millones iniciales para reactivar 54 pozos, con posibilidad de escalar a USD 100 millones. A su vez, Central Puerto, la mayor generadora eléctrica privada del país, debutó en hidrocarburos al comprar Patagonia Energy, mientras que TanGo Energy, co-controlada por Vista y Trafigura, recibió tres concesiones en Río Negro con un plan piloto de USD 66 millones.
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La expansión de operadores se refleja en cifras récord: en junio de 2026, Neuquén alcanzó una producción de 648.114 barriles diarios, con un salto interanual del 32,6%. Este ritmo llevó a Oldelval a ampliar su capacidad y puso en marcha el Oleoducto Sur (VMOS), una obra de USD 3.000 millones y 600 km que avanza al 70% y debería operar entre fines de 2026 y principios de 2027.
Los desafíos, sin embargo, se concentran en los cuellos de botella. La arena de fractura, insumo crítico, demanda entre 11.000 y 15.000 toneladas por pozo y depende de un corredor logístico de más de 1.500 camiones diarios desde Entre Ríos. El costo final es 70% logístico y cualquier demora puede detener operaciones. A esto se suma el crecimiento desordenado de Añelo, cuya población creció 142% entre 2010 y 2022 y hoy recibe 1.500 nuevos habitantes por año, con un déficit habitacional del 60%.
El gobernador Figueroa sintetizó el desafío: “Los neuquinos no somos espectadores de nuestro propio recurso: somos socios”. La llegada de Continental, Geopark, Fluxus, Central Puerto y TanGo Energy amplía el tablero de Vaca Muerta, pero la infraestructura y las ciudades del área productiva todavía corren detrás del ritmo de la producción.
La empresa Camuzzi, mayor distribuidora de gas natural del país, anunció una inversión superior a los $9.000 millones para culminar la Planta Compresora Las Armas, ubicada a 100 kilómetros de Mar del Plata. La obra, que presenta un avance del 90%, estará operativa antes del invierno de 2027 y reforzará el abastecimiento en la costa bonaerense.
El proyecto es clave para el sistema de distribución que abastece a 40 localidades atlánticas, incluyendo Mar del Plata. La infraestructura forma parte del Gasoducto de la Costa y permitirá que otras obras ya concluidas, como refuerzos e interconexiones, funcionen a pleno rendimiento.
La necesidad de ampliar la capacidad del sistema quedó en evidencia en julio de 2025, cuando se registraron fuertes restricciones en el suministro. En esa oportunidad, los cortes afectaron a estaciones de GNC, industrias y usuarios residenciales, derivando en suspensión de clases y cierre de comercios.
Desde el plano sindical, el Sindicato de Trabajadores de la Industria del Gas (STIGAS) venía reclamando desde hacía tiempo la continuidad de la obra. Su secretario general en la Costa Atlántica, Ezequiel Serra, celebró la decisión y recordó: “Desde el primer día sostuvimos que la Planta Compresora de Las Armas tenía que terminarse”.
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Para esta nueva etapa de trabajos, Camuzzi contrató a la empresa Secco, que realizará las tareas pendientes tras las evaluaciones técnicas y económicas. Según estimaciones iniciales, los trabajos podrían extenderse durante seis meses una vez completados los procedimientos administrativos.
La puesta en funcionamiento de la planta permitirá mejorar las condiciones operativas sobre el Gasoducto de la Costa y el Gasoducto Tandil–Mar del Plata, incrementando la seguridad del suministro en la región. Además, se espera que la obra reactive empleo en la zona y reduzca el riesgo de cortes en los meses de mayor demanda.
Con una cobertura que alcanza el 45% del territorio nacional y más de 2,2 millones de usuarios en siete provincias, Camuzzi consolida su rol estratégico en la infraestructura energética del país. La finalización de Las Armas se convierte así en un paso decisivo para garantizar el abastecimiento y fortalecer el sistema de distribución de gas.
Gobernadores del norte argentino y de la Patagonia coincidieron en que la falta de infraestructura logística es hoy el principal freno para capitalizar el ciclo de inversión que atraviesan la minería y la energía en el país. El planteo se dio en un panel organizado por la Cámara Argentina de Comercio y Servicios junto con la Americas Society, donde mandatarios provinciales y ejecutivos del sector privado repasaron el estado de los proyectos en marcha.
Participaron los gobernadores de Salta, Jujuy, Neuquén y Chubut, además de funcionarios nacionales y referentes empresariales vinculados a la minería de litio y cobre y a la exportación de gas natural licuado. El eje común fue la necesidad de acompañar el crecimiento con obras viales, energéticas y portuarias que hoy resultan insuficientes para sostener la expansión productiva.
Desde una mirada regional, la presidenta de la Americas Society, Susan Segal, destacó que América Latina enfrenta una oportunidad inédita por la demanda global de energía, minerales críticos y alimentos. Señaló que Argentina está bien posicionada para capitalizarla, pero advirtió que la clave no es solo extraer recursos sino conectarlos con la región y el mundo mediante corredores hacia el Pacífico.
Por el lado del norte, el gobernador de Jujuy, Carlos Sadir, subrayó que la provincia lidera la producción de litio con más del 60% de las exportaciones nacionales y una capacidad instalada de 80.000 toneladas anuales, que proyecta duplicar hacia 2028.
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Su par de Salta, Gustavo Sáenz, informó que la provincia acumula compromisos de inversión minera por USD 5.000 millones y podría alcanzar los USD 12.000 millones en nuevos proyectos, insistiendo en que la salida al Pacífico es estratégica para reducir costos logísticos.
Mientras tanto, en la Patagonia, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, detalló que Vaca Muerta genera un crecimiento poblacional de 70 nuevos habitantes por día, lo que obliga a repavimentar rutas y construir infraestructura social. En Chubut, Ignacio Torres celebró la llegada de un proyecto de más de USD 1.000 millones bajo el régimen de incentivos en una cuenca convencional, pero reclamó que las divisas se traduzcan en obras básicas como el acueducto de Comodoro Rivadavia.
El sector privado también puso sobre la mesa la necesidad de estabilidad jurídica. María Eugenia Sampalione explicó que un régimen de incentivos permitió una inversión de USD 300 millones en minería aurífera, mientras que Martín Pérez de Solay anunció la reapertura de un yacimiento de cobre cerrado en 2018 con una proyección de 500.000 toneladas anuales hacia 2030. En energía, Rodolfo Freyre confirmó que el primer buque licuefactor para exportar GNL llegará en 2027, con un contrato de USD 2.500 millones a ocho años.
En conclusión, más allá de las diferencias entre litio y cobre en el norte y gas y petróleo en la Patagonia, el diagnóstico fue unánime: sin rutas, gasoductos, puertos y acueductos, la ola de inversiones corre el riesgo de no traducirse en desarrollo territorial. La infraestructura aparece como la pieza que falta para conectar los recursos argentinos con los mercados globales y con el resto de América Latina.
El vicepresidente del Consejo de Seguridad ruso, Dmitri Medvedev, anticipó que los precios del gas en Europa podrían alcanzar los 5.000 dólares por cada 1.000 metros cúbicos antes de finales de 2022. El anuncio se produjo tras la escalada del valor a 3.500 dólares en el mercado de referencia, lo que llevó a Moscú a elevar su proyección en medio de la crisis energética.
En su mensaje difundido por Telegram, Medvedev señaló que la advertencia estaba dirigida a los jefes de Estado y de Gobierno de la Unión Europea. La declaración se enmarca en un contexto de tensiones por la guerra en Ucrania y las sanciones occidentales que afectan directamente al sector energético ruso.
Por otro lado, el suministro de gas por el gasoducto Nord Stream 1 ya había sido reducido por Gazprom: primero al 40% de su capacidad nominal en junio y luego al 20% en julio, alegando motivos técnicos. Además, entre el 31 de agosto y el 2 de septiembre se programó una suspensión total por mantenimiento en la estación Portóvaya, cerca de San Petersburgo.
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En cuanto al segundo gasoducto submarino que conecta Rusia con Alemania, Nord Stream 2, permanece paralizado en la fase de certificación debido a las medidas restrictivas impuestas por Occidente. Esta situación limita aún más las alternativas de suministro para Europa en vísperas del invierno.
A nivel de mercado, los precios en el TTF holandés, punto virtual de referencia para el comercio de gas en Europa, se encuentran en máximos históricos. La volatilidad refleja tanto la reducción de volúmenes rusos como la incertidumbre sobre la capacidad de los países europeos para diversificar sus fuentes de energía.
La advertencia de Moscú refuerza la presión sobre la Unión Europea, que busca acelerar la transición hacia energías alternativas y reducir su dependencia del gas ruso. Sin embargo, la combinación de sanciones, restricciones técnicas y proyecciones de precios récord plantea un escenario de vulnerabilidad para el continente en los meses más fríos del año.
El presidente filipino Ferdinand Marcos Jr. confirmó que avanzan las conversaciones con Beijing para una posible exploración conjunta de petróleo y gas en el Mar de China Meridional. Según el mandatario, existe una “posibilidad concreta” de alcanzar un acuerdo antes de finalizar su mandato en 2028, lo que permitiría reforzar la seguridad energética de Manila en un contexto de alta dependencia externa.
En paralelo, China amplía su infraestructura en la región. Imágenes satelitales muestran que en el Arrecife Antelope, parte del archipiélago de las Paracel, se construyó una superficie artificial de seis kilómetros, un puerto de aguas profundas con muelle de 680 metros y nuevas instalaciones, incluido un helipuerto. Especialistas advierten que estas obras podrían servir para vigilancia y control estratégico, pese a que Beijing sostiene que responden a fines civiles.
Por su parte, los datos de las Fuerzas Armadas filipinas reflejan un incremento en la presencia china: durante el primer semestre de 2026 se monitorearon 77 buques de la Guardia Costera frente a 68 en el mismo período de 2025. En contraste, los buques de la Armada china disminuyeron de 100 a 78, mientras que las embarcaciones de la milicia marítima pasaron de 999 a 850. También se detectaron más buques de investigación, lo que sugiere un refuerzo de las actividades de prospección.
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En cuanto al trasfondo jurídico, sigue siendo central. China reivindica grandes áreas mediante la “línea de nueve trazos”, mientras Filipinas sostiene sus derechos sobre los recursos dentro de su zona económica exclusiva. En 2016, un tribunal arbitral bajo la Convención de Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar rechazó las bases jurídicas de las reclamaciones chinas, fallo que Beijing no reconoce.
A nivel estratégico, para Manila el desafío consiste en separar la cooperación económica de la competencia militar. La explotación conjunta de hidrocarburos podría reducir la vulnerabilidad energética, pero al mismo tiempo Filipinas mantiene sus vínculos de seguridad con Estados Unidos y observa con cautela el avance de la infraestructura china en las mismas aguas donde se negocia la cooperación.
Finalmente, desde la perspectiva de Beijing, un eventual acuerdo energético permitiría mantener abierto el diálogo con Filipinas mientras consolida su presencia en el Mar de China Meridional. La construcción en Antelope refuerza la capacidad de vigilancia sobre Estados Unidos y sus aliados, y adquiere relevancia en un eventual escenario de conflicto en torno a Taiwán.
Los contratos de exportación de gas natural desde la Cuenca Neuquina muestran diferencias significativas según el país de destino y la época del año. Entre Chile, Brasil y Uruguay, las fórmulas de precio que las petroleras presentan ante la Secretaría de Energía revelan una brecha de hasta USD 3 por millón de BTU entre mercados y de hasta 55% entre verano e invierno.
En el caso de Chile, los acuerdos firmados con empresas como Colbún y Cinergia establecen valores de USD 2,89 en verano y hasta USD 7,27 en invierno. Shell Chile, por su parte, cerró contratos con Pampa Energía que alcanzan USD 5,62 en los meses fríos. La diversidad de compradores convierte al mercado chileno en el más competitivo y con mayor variedad de fórmulas.
Por su parte, Brasil concentra los precios más altos debido al transporte vía Bolivia. El contrato de Tecpetrol muestra la diferencia con claridad: USD 3,41 en verano contra USD 7,79 en invierno. Gasener aplica un esquema distinto, atando el precio al Brent más un 18% adicional, lo que refleja la influencia de los costos internacionales en la ecuación final.
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En cuanto a Uruguay, representa una porción menor del total exportado y sus contratos con ANCAP y UTE no detallan fórmulas públicas de precio. Según fuentes del sector, los valores pactados se encuentran en anexos reservados, lo que dificulta la comparación con los mercados vecinos.
A nivel de volúmenes, en el primer semestre de 2026 Vaca Muerta explicó el 91% de las exportaciones de gas argentino, con 12.812 millones de m³ sobre un total de 14.027 millones autorizados. El yacimiento Fortín de Piedra, de Tecpetrol, lideró con 3.500 millones de m³, seguido por San Roque y Aguada Pichana Este, de Total Austral, con 3.137 millones.
Para concluir, la concentración geográfica y empresarial refuerza el rol de la Cuenca Neuquina como motor de las exportaciones regionales. Para proveedores e inversores, las variaciones de precio y la estacionalidad confirman que la competitividad del gas argentino depende tanto de la infraestructura como de la capacidad de negociación en cada mercado.
La distribuidora Camuzzi Gas Pampeana informó el sábado 23 de agosto de 2026 que quedaron liberados los consumos interrumpibles de industrias y estaciones de GNC en la Región. Tras varias semanas de restricciones, el suministro de gas se normalizó y permitió retomar la producción industrial y el despacho de combustibles.
En plena ola de frío, la restitución del servicio se produjo mientras la demanda residencial sigue siendo prioritaria en el sistema. Desde la empresa señalaron que hubo una mejora general en las condiciones operativas y que los consumos se alinearon mejor con la capacidad disponible, lo que permitió levantar las limitaciones.
Las estaciones de servicio de La Plata confirmaron que despachan GNC con normalidad. El Sindicato de Taxis celebró la medida, aunque advirtió que persiste la incertidumbre sobre la continuidad del abastecimiento. “Esperemos que no encuentren otra excusa para complicar la actividad”, expresó su titular, Juan Carlos Berón.
Dentro del sector industrial, el alivio alcanzó a las ladrilleras y cerámicas que dependen del gas para sostener la producción. Claudio Moretto, director comercial de Cerámicas Fanelli, destacó que la normalización permite retomar el ritmo de trabajo, aunque confió en que el frío no vuelva a generar restricciones.
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A nivel operativo, el mecanismo aplicado por Camuzzi responde al protocolo habitual de contingencia: en períodos de alta demanda se prioriza el abastecimiento residencial y se interrumpen contratos industriales y de GNC. La restitución de este fin de semana refleja una mejora coyuntural, pero no garantiza estabilidad si las temperaturas extremas persisten.
Por su parte, la situación expone la fragilidad del sistema de distribución frente a picos de consumo y la necesidad de ampliar infraestructura para reducir la exposición de sectores productivos y de transporte. Para proveedores y operadores, el episodio confirma que la seguridad de suministro sigue siendo un factor crítico en la cadena de valor energética.
El programa de formación en gastronomía se consolida en Buenos Aires y Tucumán, y desembarca en San Juan para seguir promoviendo la independencia económica.
Buenos Aires, agosto de 2026.- Hace diez años Naturgy Argentina puso en marcha “Energía del Sabor” una iniciativa de impacto social que busca generar oportunidades de desarrollo e inclusión laboral a través de la capacitación en oficios vinculados a la gastronomía. En 2026, el programa continúa creciendo y llega por primera vez a San Juan, mientras consolida su presencia en Buenos Aires y Tucumán.
Desde su creación, el programa ya llegó a más de 900 participantes en distintas partes del país, y tiene como propósito brindar herramientas para mejorar las oportunidades de inserción laboral y promover la independencia económica, especialmente entre personas que atraviesan contextos de vulnerabilidad social. La propuesta combina formación práctica, acompañamiento y articulación con organizaciones locales, con el objetivo de que los conocimientos adquiridos puedan convertirse en oportunidades laborales o en el desarrollo de emprendimientos propios.
“‘Energía del sabor’ es un programa que deja huella. Trabajamos junto a diferentes organizaciones para convocar a jóvenes que tengan interés en aprender y es una enorme satisfacción ver como muchos de ellos emprenden a partir de esta oportunidad”, aseguró Verónica Argañaraz, Directora de Relaciones Institucionales, Comunicación y Sostenibilidad de Naturgy Argentina.
En cada provincia, Naturgy articula con organizaciones y actores locales para adaptar la propuesta a las necesidades de cada comunidad. En Buenos Aires, el programa se desarrolla junto a Fundación Siloé y UTHGRA Morón mientras que en San Juan, cuenta con el acompañamiento de UTGRA San Juan y en Tucumán con UTHGRA Tucumán.
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Con su expansión a una nueva provincia, “Energía del Sabor” reafirma el compromiso de la compañía con la generación de oportunidades de desarrollo y la inclusión laboral, a través de una iniciativa que apuesta por la formación para fortalecer las capacidades de las comunidades donde la compañía está presente.
“Energía del sabor” puesta en práctica
En Buenos Aires, una de las experiencias recientes permitió poner en práctica los conocimientos adquiridos durante la capacitación. Los alumnos que participan del programa junto a Fundación Siloé prepararon cientos de pastelitos y chocolate caliente para compartir con vecinos del barrio Cascallares, en Moreno, durante una jornada por el Día de la Independencia.
“Esta jornada, así como todo el trabajo que venimos haciendo con Naturgy, lo sostenemos hace muchos años. Energía del sabor le brinda herramientas a la comunidad que son super valiosas. Muchas participantes ya están emprendiendo”, aseguró Daina Rodríguez, docente del programa Energía del Sabor en BAN.
Además de representar una instancia de aprendizaje práctico, la actividad permitió fortalecer el vínculo con la comunidad y visibilizar las capacidades desarrolladas por los participantes a lo largo de la formación.
Acerca de Naturgy Argentina
Es una compañía multinacional líder en el sector energético y pionera en la integración del gas y la electricidad en Latinoamérica y España con presencia en más de 20 países. Naturgy Argentina es accionista mayoritario de las empresas Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan.
La Provincia dio un nuevo paso en su estrategia de desarrollo hidrocarburífero al recibir, a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), las ofertas de empresas interesadas en la primera ronda del Plan Exploratorio Neuquén (PEN).
De los 15 bloques puestos en competencia, ocho recibieron propuestas de diez compañías, entre ellas Phoenix Global Resources–Continental Resources, Geopark Argentina, Patagonia Energy, Aldyl Argentina, Petroquímica Comodoro Rivadavia, Patagonia Resources, JPM Energía, Ingeniería Multipiping, Selva María Oil y Bentia Energy.
Las áreas que despertaron interés son Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, La Tropilla I, Águila Mora Noreste, Pampa de las Yeguas II NE, Chasquivil Sur y Santo Domingo II. La presentación de las propuestas marca el inicio de la etapa de evaluación de documentación, tras la cual se conocerán las ofertas económicas.
“El verdadero éxito son las inversiones que se traducen en más obras, más infraestructura, más oportunidades y, fundamentalmente, en una mejor calidad de vida para los neuquinos”, afirmó el gobernador Rolando Figueroa, quien celebró el interés de los inversores y destacó la necesidad de que los beneficios lleguen a toda la provincia.
El mandatario recordó que el crecimiento de Vaca Muerta no debe quedar concentrado en las zonas directamente vinculadas a la producción, sino que debe “derramar” en infraestructura vial, sanitaria, educativa y de servicios públicos en todo el territorio neuquino.
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La primera ronda del PEN había sido anunciada por Figueroa durante su agenda energética en Estados Unidos y presentada oficialmente en Houston, con el objetivo de mostrar el potencial de Neuquén ante inversores internacionales.
En paralelo, la provincia avanza en proyectos de gran escala bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), entre ellos Los Toldos II Este, con una inversión inicial de USD 2.400 millones, y Bajo del Choique–La Invernada, que contempla desembolsos por unos USD 12.000 millones.
Las dos monoboyas del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) superaron el Estrecho de Ormuz y continúan su navegación hacia Punta Colorada, Río Negro, con arribo previsto para fines de octubre.
Se trata de un nuevo hito en la infraestructura offshore que permitirá exportar crudo de Vaca Muerta directamente desde la costa atlántica argentina.
Cada estructura pesa 272 toneladas y mide 15,3 metros de diámetro. Una vez instaladas frente a la costa rionegrina, integrarán el sistema que permitirá cargar petróleo en buques VLCC (Very Large Crude Carrier) en altamar, conectando el oleoducto proveniente de Vaca Muerta con la terminal de exportación.
En paralelo, avanzan las obras en el mar rionegrino: se montan cadenas y anclas en el lecho marino, se emplazó una plataforma de apoyo frente a Punta Colorada y se recibieron en el Puerto de San Antonio Este los caños destinados al ducto submarino.
El proyecto VMOS progresa en distintos frentes y cada etapa refleja la magnitud de la transformación que vive Río Negro. No son hechos aislados, sino parte de una infraestructura que vinculará la producción de Vaca Muerta con los mercados internacionales.
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Con una inversión estimada en USD 3.000 millones, el consorcio integrado por YPF, Vista, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol impulsa la construcción del oleoducto de 437 km entre Allen y Punta Colorada, la terminal terrestre con seis tanques y el sistema offshore con las dos monoboyas.
El recorrido de estas estructuras hacia Río Negro confirma que la planificación energética se materializa en territorio, generando actividad logística, empleo y servicios, y preparando a la región atlántica para convertirse en un nodo estratégico de la matriz exportadora argentina.
Fondos de inversión y grandes compañías estadounidenses intensificaron en los últimos meses su presencia en Vaca Muerta, la estratégica formación de hidrocarburos no convencionales de Argentina.
El movimiento más resonante fue el de Thiel Macro, fondo creado por Peter Thiel, que incorporó a su cartera acciones de la petrolera Vista por un valor de USD 75,9 millones.
La operación se suma al desembarco de Continental Resources, fundada por Harold Hamm, que adquirió a Pluspetrol el bloque Los Toldos II Oeste y en mayo se asoció con Pan American Energy (PAE) para desarrollar cuatro áreas en la cuenca neuquina.
En paralelo, la provincia de Neuquén abrió un proceso de licitación internacional para la concesión de 15 bloques en Vaca Muerta, con participación de compañías norteamericanas independientes. Entre las interesadas figuran Brigham Exploration, dirigida por Bud Brigham, y otras firmas que buscan aprovechar el potencial de la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo de este tipo.
El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, destacó en un foro organizado por AmCham Argentina que “en la medida en que el stock de pozos productivos en Estados Unidos caiga y se note que Argentina tiene un portfolio enorme por delante, se verá una mayor migración de operadores estadounidenses hacia Vaca Muerta”.
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La apuesta más significativa proviene de Chevron, que en junio anunció una inversión de USD 13.800 millones para desarrollar el área El Trapial y solicitó la adhesión de su plan al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). Además, la multinacional mantiene una participación del 50% en las concesiones Loma Campana y Narambuena, en asociación con YPF.
Con estas operaciones, Vaca Muerta consolida su atractivo como polo energético global, capaz de captar capitales internacionales y proyectar a Argentina como uno de los principales jugadores en hidrocarburos no convencionales.
En la sede del Consejo Federal de Inversiones (CFI), en Buenos Aires, se realizó el encuentro Minería y Proveedores, que reunió a organismos multilaterales, empresas mineras, cámaras y federaciones del sector.
La jornada buscó conectar la demanda de los grandes proyectos de litio y cobre con la capacidad de provisión de la industria argentina.
La apertura institucional estuvo a cargo de Fernanda Ávila, directora ejecutiva de la Mesa del Litio, y Viviana Alva Hart, representante del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) en Argentina. También participaron los gobernadores Gustavo Sáenz (Salta), Raúl Jalil (Catamarca) y Carlos Sadir (Jujuy), junto con Ignacio Lamothe, secretario general del CFI.
Durante el encuentro se presentaron dos estudios clave. El primero, elaborado por el BID, la UIA y la CAEM, cuantificó la demanda de insumos, equipos y servicios en las etapas de construcción y operación de los proyectos mineros. El segundo, realizado por el CFI, ProPymes y Fundar, identificó qué sectores tienen mayores posibilidades de integrarse a las cadenas de valor y qué condiciones deberían modificarse para facilitar su inserción.
Las proyecciones son contundentes: los proyectos de litio y cobre podrían demandar inversiones superiores a USD 50.000 millones. Más del 70% de esa cifra se concentra en seis grandes proyectos de cobre, mientras que cerca de un cuarto corresponde a iniciativas de litio.
Entre las oportunidades detectadas figuran sectores como metalmecánica, fabricación de cañerías y válvulas, bombas, productos químicos, geosintéticos, módulos habitacionales, mantenimiento, ingeniería, transporte y logística. La posibilidad de ingresar en la etapa de construcción abre la puerta a contratos de largo plazo durante la operación de las minas.
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Sin embargo, las pymes deberán superar desafíos como aumentar la escala de producción, cumplir con certificaciones y procesos de homologación, acceder a financiamiento y contar con capital de trabajo suficiente. Además, la localización de los proyectos será determinante, ya que las compras mineras priorizan primero a proveedores locales, luego provinciales, nacionales y finalmente internacionales.
Con este panorama, el desafío será conectar la demanda de los nuevos proyectos con las capacidades de la industria argentina, anticipando necesidades, mejorando la competitividad de los proveedores y consolidando encadenamientos productivos sólidos que impulsen la diversificación económica y el desarrollo regional.
La Secretaría de Trabajo y Empleo de Cipolletti invita a participar de la capacitación “En el petróleo, el mapa hace al camino”, una propuesta orientada a quienes buscan conocer el funcionamiento de la industria energética y las posibilidades de inserción laboral que ofrece el sector.
La actividad tendrá lugar el martes 25 de agosto, de 18 a 20, en el Centro de Arte y Exposiciones Roberto Abel, ubicado en la intersección de las calles Toschi y Tres Arroyos, en Cipolletti.
En conjunto con el Instituto Técnico de Oficios Celsius, reconocido por su oferta de formación con salida laboral, la charla contará con la participación del Licenciado en RRHH Julio Aedo y el Técnico Diego Cruz como disertantes principales.
Durante la jornada se abordarán temas vinculados con la empleabilidad, los procesos productivos y las oportunidades laborales que existen dentro de la industria energética, además de los desafíos que presenta el sector para quienes buscan desarrollarse profesionalmente.
Entre los ejes de la propuesta se destacan la importancia de conocer el territorio y comprender los procesos de la actividad petrolera, así como identificar los distintos caminos de formación y trabajo que puede ofrecer la industria.
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La capacitación también pondrá el foco en las características que actualmente demanda el mercado laboral: formación técnica específica, capacidad de adaptación a esquemas de trabajo en yacimiento y elaboración de un currículum adaptado al sector Oil & Gas.
Con esta iniciativa, Cipolletti busca brindar herramientas concretas para quienes quieran acercarse a la industria energética y conocer sus posibilidades de empleo. Los interesados pueden consultar más información en el sitio web de la Municipalidad de Cipolletti.
El proyecto impulsado por el Gobierno nacional para modificar el régimen de Zona Fría ya obtuvo media sanción en Diputados y ahora espera su tratamiento en el Senado.
La iniciativa busca reducir el alcance de los subsidios al gas y dejaría fuera del beneficio a provincias incorporadas en 2021, entre ellas Córdoba.
La diputada nacional Carolina Basualdo (Provincias Unidas) cuestionó la propuesta y advirtió que su aprobación podría generar aumentos de entre 40% y 100% en las facturas de gas de unos 712.000 hogares cordobeses. El impacto alcanzaría a usuarios de 13 departamentos, incluyendo Calamuchita, Río Cuarto, San Javier y Córdoba Capital.
Según Basualdo, el nuevo esquema restringiría los descuentos a hogares con ingresos menores a tres canastas básicas y obligaría a los usuarios a realizar un empadronamiento para acceder al beneficio. “La iniciativa deja fuera a una enorme franja de la clase media y trabajadora que no puede absorber aumentos de entre el 40% y el 100% en la tarifa”, señaló.
Otro de los puntos cuestionados es la forma de cálculo del subsidio, que tomaría como referencia únicamente el precio del gas en boca de pozo. Para la legisladora, esto implica que quienes logren conservar el beneficio lo harán con un descuento menor, equivalente al 50% del cuadro tarifario total.
Mientras tanto, el Gobierno nacional alcanzó un acuerdo con provincias del Norte Grande (Catamarca, Corrientes, Chaco, Salta y Jujuy) para implementar subsidios eléctricos en zonas cálidas. Basualdo consideró que se trata de una medida “cortoplacista y antifederal” que perjudica a Córdoba y la región centro.
La diputada también cuestionó la postura de los legisladores cordobeses de La Libertad Avanza, quienes respaldaron la quita de subsidios. “Ahora me pregunto qué dirán los diputados y senadores cordobeses de la LLA que defendieron la quita de subsidios a los cordobeses y ahora el gobierno nacional busca subsidiar a otras provincias del norte”, planteó.
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El Gobierno sostiene que la modificación es necesaria para reducir el déficit del esquema de subsidios, que alcanza a unos cuatro millones de usuarios. Desde Córdoba, en cambio, advierten que el cambio trasladaría una parte significativa del costo hacia los hogares que hoy cuentan con descuentos del 30% o 50%.
Basualdo anticipó que los legisladores de Provincias Unidas mantendrán su rechazo en el Senado. “Nosotros vamos a insistir con esto hasta último minuto: es un proyecto de ley perjudicial para Córdoba y toda la región centro”, afirmó.
La transición energética no implica únicamente el desarrollo de nuevas fuentes de energía. También supone una profunda transformación de los insumos químicos que utilizan las industrias del petróleo, el gas y la minería.
En ese contexto, los productos bio-based derivados de materias primas renovables y las formulaciones nanotecnológicas comienzan a ocupar un lugar estratégico. Este artículo analiza el escenario internacional, las oportunidades para Argentina y las aplicaciones potenciales de estas tecnologías, diferenciando claramente entre desarrollos ya consolidados y líneas que requieren validación industrial.
Un cambio silencioso en la química industrial
Durante décadas, la mayor parte de los aditivos utilizados en perforación, producción de petróleo y procesamiento de minerales se desarrolló a partir de derivados petroquímicos. La presión por reducir la huella ambiental, mejorar la biodegradabilidad
y cumplir objetivos ESG está impulsando una sustitución gradual por moléculas obtenidas desde recursos renovables.
La química bio-based no pretende reemplazar indiscriminadamente a la petroquímica, sino ofrecer soluciones donde el desempeño técnico y la sostenibilidad puedan coexistir. Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica.
La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
La ciencia detrás de los biosurfactantes
Los biosurfactantes reducen la tensión superficial e interfacial y modifican la interacción entre sólidos, líquidos y gases. Cuando determinadas formulaciones forman estructuras coloidales nanométricas, aumentan su área específica y pueden actuar en
concentraciones muy bajas.
Estas propiedades abren posibilidades para mejorar lubricación, mojabilidad, dispersión de sólidos y estabilidad de sistemas complejos. Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
Petróleo: eficiencia y sostenibilidad
La explotación de reservorios no convencionales, como Vaca Muerta, exige fluidos de perforación capaces de operar bajo altas presiones, temperaturas y salinidades. En este escenario, los aditivos bio-based pueden evaluarse para incrementar la lubricidad de
lodos base agua, reducir torque y drag, colaborar en la mitigación del pegado diferencial y mejorar el comportamiento de los fluidos durante operaciones complejas.
Asimismo, la reducción de la tensión interfacial constituye una línea de investigación relevante para recuperación terciaria de petróleo (EOR). Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la
credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
MPD: un entorno de alta precisión
Los sistemas de Perforación Controlada por Presión (Managed Pressure Drilling) permiten mantener la presión de fondo dentro de ventanas operativas estrechas. Un lubricante bio-based no sustituye el sistema MPD, pero podría complementar el desempeño del fluido al disminuir la fricción mecánica y favorecer la estabilidad operacional, siempre que estas prestaciones se demuestren mediante ensayos normalizados y pruebas de campo.
Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
Minería y litio
Las operaciones mineras presentan desafíos relacionados con la perforación, el transporte de pulpas y la interacción con salmueras de elevada concentración. Las formulaciones bio-based ofrecen perspectivas interesantes por su compatibilidad con medios salinos, su capacidad de lubricación y su potencial para modificar la dispersión de partículas.
Estas propiedades son especialmente atractivas para proyectos de litio, donde las condiciones químicas son particularmente exigentes. Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
El caso de Nano BIOSURF T-2017
Una línea de desarrollo basada en sucroglicéridos, ésteres de sacarosa y otros componentes de origen renovable ilustra el potencial de esta nueva generación de aditivos. Entre las propiedades que pueden investigarse se encuentran la reducción de la tensión interfacial, la estabilidad en salmueras de alta concentración y la mejora de la lubricidad. Es importante destacar que las aplicaciones industriales deben sustentarse en resultados reproducibles obtenidos mediante protocolos reconocidos.
Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
La importancia de validar
La aceptación por parte de operadoras y empresas de servicios depende de evidencia objetiva. Resultan prioritarios los ensayos de lubricidad, reología, estabilidad térmica, compatibilidad con lodos, filtrado HPHT, transporte de recortes, daño de formación y
pruebas piloto.
La innovación tecnológica adquiere verdadero valor cuando puede demostrarse bajo condiciones reales de operación. Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
Argentina frente a una oportunidad histórica
Argentina reúne condiciones excepcionales: producción agroindustrial capaz de suministrar materias primas renovables, un ecosistema científico de alto nivel y dos sectores demandantes de innovación como el petróleo y la minería. Integrar estas
capacidades permitiría desarrollar especialidades químicas de alto valor agregado, sustituir importaciones y crear nuevos productos exportables.
Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
Una agenda para la próxima década
El futuro de estas tecnologías dependerá de la cooperación entre empresas, universidades, organismos de ciencia y operadoras. La creación de consorcios tecnológicos, programas de validación y proyectos demostrativos permitirá acelerar la incorporación de soluciones bio-based en procesos industriales críticos.
Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la
tecnología.
Conclusiones
La química bio-based ya no es únicamente una tendencia ambiental. Es una plataforma de innovación con capacidad para mejorar procesos industriales complejos. La convergencia entre química renovable, nanotecnología e ingeniería de procesos puede
convertirse en uno de los motores de la próxima generación de desarrollos industriales argentinos.
Desde una perspectiva estratégica, esto implica combinar desempeño técnico, competitividad económica y validación científica. La diferenciación entre resultados demostrados y aplicaciones potenciales fortalece la credibilidad ante operadoras, empresas de servicios e inversores, y constituye la base para una adopción responsable de la tecnología.
El sector eléctrico brasileño atraviesa una transformación acelerada: las grandes compañías de generación, transmisión y distribución están compitiendo por tecnologías y lo hacen abriendo sus puertas a startups mediante programas de innovación abierta.
El Grupo Equatorial lanzó la primera edición del programa Órbita, con inscripciones abiertas hasta el 24 de agosto de 2026. La iniciativa busca startups en etapa de validación o tracción para resolver cinco desafíos, desde la gestión digital de equipos de protección hasta modelos circulares para residuos operativos.
Por su parte, EDP mantiene abierta hasta el 23 de agosto la décima edición de Energy Starter, centrada en redes del futuro. El formato incluye bootcamp en Lisboa, financiamiento de proyectos y acceso a activos de la compañía.
La privatizada Axia Energia (ex Eletrobras) impulsa el programa Innovation Grid y el modelo Computing Power Venturing, con una infraestructura de 96 GPUs Nvidia prevista para 2026. La empresa busca posicionarse como proveedor de capacidad de cómputo en América Latina.
En paralelo, Neoenergia destina cerca de R$75 millones por año a proyectos de PDI regulados por ANEEL, con más de 1.400 investigadores y 70 socios tecnológicos. Su hub de innovación trabaja en cuatro pilares: tecnologías inteligentes, seguridad, sostenibilidad y eficiencia operacional.
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El Sebrae lanzó el programa Scale IA, orientado a soluciones de inteligencia artificial para micro y pequeñas empresas. La iniciativa, vigente hasta octubre de 2026, integra 30 startups en asociación con la Universidade Federal de Goiás y con apoyo de AWS y Nvidia.
El ecosistema brasileño ya reúne más de 270 startups energéticas, que captaron R$841 millones en inversiones hasta 2024. La generación distribuida alcanzó 43,5 GW en 2025 y proyecta 50 GW en 2026, ampliando la base de consumidores conectados a soluciones digitales. Cabe destacar que todos los datos provienen de fuentes oficiales y corporativas.
Para proveedores y emprendedores hispanohablantes, estos programas representan una oportunidad concreta de validar soluciones en entornos reales, acceder a financiamiento corporativo y escalar tecnologías en un mercado regulado.
El comercio exterior argentino registró en julio un superávit de USD 2.115 millones, más del doble que en el mismo mes de 2025, según el Indec. Con este resultado, el país acumula 32 meses consecutivos de saldo positivo, una racha iniciada en diciembre de 2023.
Las exportaciones totalizaron USD 8.854 millones, con un crecimiento interanual del 14,1%, mientras que las importaciones retrocedieron 1,7% y sumaron USD 6.739 millones. En los primeros siete meses de 2026, el superávit acumulado llegó a USD 16.080 millones, más de cuatro veces el registrado en igual período de 2025.
El rubro Combustibles y Energía fue el gran protagonista, con USD 1.506 millones exportados, un 97,8% más que en julio de 2025. El petróleo crudo explicó gran parte del salto, con USD 1.020 millones en ventas externas. La suba combinó un aumento del 67,6% en cantidades y del 19,5% en precios, sobre una base de comparación baja.
Otros sectores también aportaron al crecimiento: el automotriz sumó unos USD 130 millones adicionales, el complejo sojero agregó USD 107 millones, y la minería exportó USD 478 millones entre oro y litio. En conjunto, la energía explicó cerca del 68% del incremento exportador de julio.
En el caso de las Manufacturas de Origen Industrial (MOI), el crecimiento fue del 11,2% interanual, aunque casi todo por precios (+13,4%), ya que las cantidades bajaron 2%. El sector automotriz mostró una paradoja: exportó más vehículos a Brasil (+28,3%), pero la producción nacional cayó 16% y las ventas internas se hundieron 31,9%.
Las Manufacturas de Origen Agropecuario (MOA) avanzaron 4,9%, también impulsadas por precios (+12,9%), mientras que las cantidades retrocedieron 7,2%. El complejo sojero aportó más de USD 1.470 millones entre harina, pellets y aceite.
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El único rubro en rojo fueron los Productos Primarios, con una baja de 0,6% por el desplome de las exportaciones de porotos de soja (−73,7%). Como contracara, el maíz fue el producto estrella del mes, con USD 1.104 millones exportados, el 12,5% del total.
Del lado de las importaciones, la caída se explicó por un desplome de las cantidades (−9,2%), pese a que los precios subieron (+8,4%). Los mayores retrocesos se dieron en Bienes de Capital (−7,7%) y en Piezas y Accesorios para Bienes de Capital (−14,9%). También bajaron las compras de Combustibles y Lubricantes (−7,3%), reflejo de la menor dependencia de energía importada.
El informe del Indec confirma que la energía se consolidó como nuevo pilar estructural del comercio exterior argentino, con impacto directo en proveedores de hidrocarburos, minería y agro. Para decisores e inversores, el dato marca oportunidades en logística, transporte y financiamiento, en un escenario de moderación del ritmo exportador pero con fuerte protagonismo del petróleo.
La actividad económica argentina registró en junio un crecimiento del 0,8 % intermensual, tras dos meses consecutivos de contracción, según el Estimador Mensual de Actividad Económica (EMAE) difundido por el Indec. En comparación con junio de 2025, la variación fue del 2,7 % interanual, mientras que el primer semestre acumuló un alza del 1,9 %.
El repunte estuvo impulsado por la minería y los hidrocarburos, que crecieron 15,6 % interanual, y por la agricultura, con un avance del 4,6 %. La industria también mostró una mejora del 1,9 %, mientras que el comercio apenas subió 0,8 %, reflejando las dificultades de ese sector para recuperarse. Cabe aclarar que el dato proviene de fuente oficial y no es una interpretación política.
De los quince sectores relevados por el EMAE, doce registraron avances interanuales en junio. El informe oficial destacó la disparidad en el desempeño, con sectores extractivos y agroindustriales en expansión frente a ramas de servicios con menor dinamismo.
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El EMAE funciona como anticipo de la variación trimestral del Producto Interno Bruto (PIB) y es un insumo clave para la política fiscal y monetaria. El repunte de junio refuerza la expectativa de un segundo semestre con mayor actividad en minería y agro, aunque con rezagos en comercio y servicios.
Para proveedores e inversores, el dato implica una mayor demanda en logística, transporte y equipamiento vinculado a la cadena extractiva y agroindustrial. En contraste, el comercio mantiene señales de debilidad que limitan oportunidades inmediatas.
El informe del Indec confirma que la economía argentina mantiene una tendencia de alta disparidad sectorial, con sectores estratégicos como minería y agro traccionando el crecimiento, mientras otros continúan en recuperación lenta.
El Gobierno nacional lanzó un concurso internacional para explorar el bloque CAN_200, un área de 5.000 km² en la Cuenca Argentina Norte, frente a las costas de Buenos Aires, entre Quequén y Mar del Plata. La medida fue oficializada mediante decreto publicado el 19 de agosto de 2026 en el Boletín Oficial.
De acuerdo con el texto oficial, la convocatoria no implica perforaciones inmediatas ni descubrimientos garantizados: habilita el procedimiento para seleccionar a la empresa que asumirá los costos de los trabajos exploratorios. En caso de hallazgos comerciales, se otorgará una concesión de explotación con el pago de regalías.
El área CAN_200 tiene antecedentes. En febrero de 2025, Challenger Energy Group PLC, compañía que cotiza en Londres, presentó una manifestación de interés para explorar ese bloque. En la misma región, la noruega Equinor perforó en 2024 el pozo Argerich-1, que concluyó sin hallazgos comerciales.
Más allá de estos intentos recientes, la exploración offshore en Argentina tiene una trayectoria extensa. Según datos de YPF, se han perforado más de 187 pozos marinos en 90 años, con hallazgos de interés y sin incidentes ambientales. Actualmente, el 20% del gas nacional proviene de yacimientos offshore en el sur del país, como el proyecto Fénix en Tierra del Fuego.
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El decreto delega en la Secretaría de Energía la convocatoria, el otorgamiento del permiso de exploración y, eventualmente, la concesión de explotación. También establece que el pliego deberá fijar condiciones del proceso y el esquema de regalías aplicables.
La exploración costa afuera ha generado controversias ambientales en el pasado. En 2021, el Ministerio de Ambiente autorizó estudios sísmicos en la Cuenca Argentina Norte, lo que derivó en una audiencia pública en General Pueyrredón y en protestas de organizaciones como Greenpeace.
Para el Gobierno, la exploración offshore cumple una doble función: ampliar el conocimiento geológico y atraer inversiones de empresas con capacidad técnica y financiera. La Secretaría de Energía sostiene que estas tareas son necesarias para incrementar la producción y maximizar la renta de los recursos.
La magnitud del potencial explica el interés oficial y empresarial. YPF estima que el Mar Argentino podría albergar decenas de billones de barriles de petróleo, recursos comparables a los de Vaca Muerta. Si esa proyección se confirmara con perforaciones exitosas, el offshore podría convertirse en un segundo pilar energético de escala nacional.
La energética Pampa Energía consiguió USD 138,4 millones en el mercado local mediante la emisión de Obligaciones Negociables (ON) Clase 28, en dólares, a cuatro años y con una tasa anual del 5,5%. La operación se concretó el 19 de agosto de 2026 y refuerza la capacidad de financiamiento de la compañía.
De acuerdo con la información oficial, el capital será amortizado en un único pago al vencimiento en agosto de 2030, mientras que los intereses se abonarán semestralmente. La emisión recibió la calificación “AAA(arg)” de FIX SCR y contó con la participación de Adcap Grupo Financiero como colocador.
Los fondos obtenidos podrán destinarse a inversiones en activos físicos en Argentina, incluyendo proyectos de petróleo y gas, generación eléctrica y fertilizantes. También podrán utilizarse para refinanciar pasivos existentes e integrar capital de trabajo.
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Entre los proyectos estratégicos figura la construcción de una planta de urea en Bahía Blanca, con una inversión estimada en USD 2.700 millones, que será la más grande de la región y busca ampliar la producción local de fertilizantes, un insumo clave para la agroindustria.
En paralelo, la compañía avanza con el desarrollo de Rincón de Aranda en Vaca Muerta, con una inversión superior a USD 4.500 millones. El objetivo es alcanzar una producción de 45.000 barriles diarios en 2027, consolidando a Pampa como uno de los principales actores en shale oil.
Ambas iniciativas cuentan con aprobación para ingresar al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), que otorga beneficios fiscales y cambiarios para proyectos de gran escala. Este marco regulatorio es considerado clave para viabilizar el financiamiento y ejecución de las obras.
La energética presidida por Marcelo Mindlin refuerza así su programa de inversiones, combinando expansión industrial y desarrollo petrolero, con el objetivo de consolidar su rol en la transformación energética y productiva de Argentina.
El banco latinoamericano Bladex (NYSE: BLX) cerró un financiamiento sindicado por USD 125 millones, a cuatro años, para Southern Energy S.A. (SESA), la compañía que impulsa el primer proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) de Argentina. El anuncio se realizó el 20 de agosto de 2026 en Ciudad de Panamá y marca un hito estratégico para monetizar el gas de Vaca Muerta.
En esta operación, Bladex actuó como Sole Lead Arranger y Bookrunner, movilizando capital internacional hacia infraestructura energética en América Latina. “Este proyecto demuestra cómo una visión de largo plazo puede convertir recursos de clase mundial como Vaca Muerta en oportunidades concretas de crecimiento y generación de divisas”, afirmó Carlos de Alvear, vicepresidente senior de Bladex para Sudamérica y México.
Por su parte, Pablo Sazbon, CFO de SESA, destacó que el financiamiento representa un respaldo clave para avanzar en la infraestructura que permitirá convertir el potencial gasífero de Vaca Muerta en exportaciones de GNL. La compañía prevé alcanzar exportaciones de hasta 6 millones de toneladas por año (MTPA) y generar más de USD 2.000 millones en ingresos anuales.
Los accionistas de SESA —Pan American Energy (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%)— confirmaron una inversión superior a USD 15.000 millones para 20 años de operación. El proyecto contempla la instalación de dos buques de licuefacción en el Golfo San Matías, Río Negro, además de gasoductos y plantas de compresión.
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Entre 2027 y 2035, Southern Energy proyecta exportaciones por más de USD 20.000 millones, consolidando a Argentina como nuevo actor en el mercado global de GNL. Durante la fase de construcción se crearán 1.900 empleos directos e indirectos, con fuerte participación de proveedores locales.
El respaldo de Bladex reafirma su compromiso con proyectos que fortalecen la infraestructura estratégica y la seguridad energética de la región. Fundado en 1979 por bancos centrales latinoamericanos, el banco tiene sede en Panamá y presencia en Argentina, Brasil, Colombia, México, Nueva York y Perú, cotizando en la Bolsa de Nueva York desde 1992.
La iniciativa de SESA representa un cambio estructural para la matriz energética argentina: por primera vez, el país contará con capacidad de licuefacción y exportación de gas natural, transformando el potencial de Vaca Muerta en divisas y desarrollo sostenible.
La petrolera estadounidense Continental Resources y Phoenix, controlada por la suiza Mercuria, se asociaron para presentar ofertas conjuntas en la licitación internacional de bloques de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta, provincia de Neuquén. Ambas compañías ofertaron por seis de los quince bloques abiertos, convirtiéndose en las que más propuestas presentaron en esta ronda.
Según informó la empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la licitación es la primera que se realiza sobre áreas de Vaca Muerta desde 2017. Tras la presentación de las ofertas técnicas, el proceso continuará con la evaluación de las ofertas económicas.
“GyP tendrá un rol activo como socio en el desarrollo de los bloques, articulando con empresas e inversores y generando las condiciones para nuevos proyectos”, señaló su presidente, Guillermo Savasta.
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Entre los participantes también figuran GeoPark, Patagonia Energy, Aldyl, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), JPM Energía, Ingeniería Multipiping, Selva María Oil y Bentia Energy, lo que refleja el interés creciente en la formación neuquina.
El desembarco de Continental en Vaca Muerta se produjo a finales de 2025, cuando adquirió el bloque Los Toldos II Oeste a Pluspetrol. En mayo de 2026, la firma fundada por el magnate Harold Hamm se asoció con Pan American Energy (PAE) para desarrollar cuatro áreas adicionales, consolidando una presencia acelerada en la región.
Considerada la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo de este tipo, Vaca Muerta ha recibido inversiones por unos USD 52.000 millones desde que YPF inició su explotación masiva en 2013. Ese desarrollo permitió a Argentina revertir el déficit energético y activar proyectos de exportación de hidrocarburos.
La privatización ferroviaria de Argentina terminará en 50 años (más allá de la existencia de quienes la firmen). AIMAS entiende que debieran ser 99 años, pero con todos los resultados en 10 años.
Los millones de lo efímero
Quien ganara un RIGI por invertir 250 millones de dólares en la vía Jujuy – Córdoba – Retiro, podría cumplir con el «aumento de producción» en los primeros 3 meses de concesión, pues será solo ordenar operativa y comercialmente, pero agotaría la inversión de 250 M en unas pocas barreras automáticas, algunos durmientes y puentes a lo largo de 1.600 Km, para una «obra» que se extinguiría físicamente en menos de 10 años, pues el resto del recorrido seguirá con más de un siglo de antigüedad.
Es inviable considerar la dimensión ferroviaria con la de la economía de un muelle portuario o un acueducto de riego zonal.
Para las necesidades de transporte de Argentina y realmente bajar el costo logístico a las exportaciones masivas, los RIGI ferroviarios deberán tener:
Un piso del orden de los 18.000 millones de dólares para la Malla Norte, 15.000 para la Malla Sur, 4.000 para la Malla Mesopotámica y otros 3.000 para la Malla AMBA;
Un piso considerablemente menor que los 250 millones para las inversiones en vagones NUEVOS, contenedores, semirremolques, desvíos, nodos de transferencia, real estate de transporte (y anexos) en estaciones. La inversión, alianzas, acciones de las empresas de la logística del camión son el 100% del cuerpo comercial y del alcance de ese mismo ferrocarril, y es por eso que deben ser alcanzadas por el beneficio, pero en dimensiones adecuadas.
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Reconstrucción en montaña (Para que dure más de 30 años): entre 2,5 y 15 millones de dólares el Km.
Reconstrucción en llanura (Para que dure más de 30 años): entre 1,5 y 2,5 millones de dólares el Km.
El aumento de productividad por unidad es la condición de base para bajar el costo del flete: El estado general de la infraestructura ferroviaria argentina y su baja productividad por bajo peso por eje y baja altura, obligan a la reconstrucción urgente, total y a máxima capacidad técnica.
Estándares de 1870 y 1899: A 15 toneladas por eje en trocha métrica o a 20 en trocha ancha, jamás podrá amortizarse la inversión, mientras que a 32,5 toneladas por eje con máxima altura de vagones (y trocha estándar o ancha), se amortizará ente 15 y 25 años, con el doble de capacidad para igual cantidad de trenes.
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La mayor producción de transporte ferroviario nunca implica menores costos cuando la unidad de transporte equivale a un Isetta de 3 asientos en lugar de a un minibús Sprinter de 19 asientos: El aumento de productividad por unidad es el que realmente bajará costos al productor y aumentará beneficios a los inversores ferroviarios, logísticos, etc del ecosistema integrado.
En síntesis, por un lado el RIGI ferroviario parte de parámetros incompletos e insuficientes para una red ferroviaria y, por el otro, el propio RIGI constituye una necesidad de revisar los criterios de licitación y al propio open access.
Una tabla de puntaje para que gane el País
El nuevo encuadre del RIGI para infraestructura ferroviaria abre una oportunidad que Argentina debería aprovechar antes de adjudicar sus vías por las próximas décadas, es decir, el propio marco conceptual y político del mismo RIGI requiere un cambio radical en el formato de privatización y sus criterios.
El Decreto nacional de Argentina 748/2026 acaba de precisar que, en el ferrocarril, las inversiones sobre infraestructura existente pueden constituir una ampliación cuando produzcan un aumento verificable de la capacidad de transporte determinado mediante parámetros técnicos objetivos.
Aquí aparece una contradicción que conviene resolver: si el RIGI exige demostrar mayor capacidad y producción, la licitación ferroviaria de la infraestructura no debería premiar solamente el menor peaje por tonelada-kilómetro, como así tampoco el remate de locomotoras y vagones -pues estos están congelados en normativas de productividad de 1870 y 1899-.
El criterio debería estimular aquello que realmente necesita la economía:
Más toneladas, más volumen y más altura transportable por cada vagón;
Más oferta de servicios de comercio electrónico, localidades, pasajeros;
Más kilómetros reconstruidos a estándares actuales;
Más ramales abandonados recuperados;
Más trazas nuevas;
Y, con máxima prioridad, más kilómetros de conexiones internacionales reconstruidas.
La oportunidad es pasar de una competencia por el menor precio entre ferroviarios a una competencia por el mayor resultado económico para los pasajeros, los cargadores y para todos los inversores del ecosistema integrado ferrocarril – camión – puertos – barco.
Por encima de todo puntaje para la adjudicación de la concesión (y de los beneficios del RIGI), la garantía de confianza económica y de certeza de productividad y producción están en que:
Durante los primeros 24 a 48 meses se multiplique la cantidad de clientes y localidades atendidas.
La reconstrucción total incluya la unificación de la trocha en toda la malla concesionada, lo que ratifica la necesidad de que la concesión debe ser a uno solo sobre las tres ex líneas San Martín, Belgrano y Urquiza del BCyLSA.
Minería, O&G, Agro y pymes en riesgo o en ventaja
Tal lo indica el mapa del «proyecto open access» oficial de 2018, y tal como lo indican los cálculos, la experiencia internacional y las propias palabras de quienes justifican el modelo de acceso abierto ferroviario, la infraestructura no le será rentable a quien la explote, por lo que un RIGI que no exija y juzgue con una matriz de aumento de productividad, eficacia y alcance, no reducirá costos al público y sí requerirá de aportes del Estado para ir más allá de los primeros 10 años de concesión.
Por el contrario, un RIGI amplio y de matriz compleja, junto a una concesión de infraestructura más tracción, real estate y pasajeros con maximización de la capacidad por vagón y alianza con el camión, puertos y barcos, será rentable y la minería, el agro, las pymes, los pasajeros y el O&G podrán respirar.
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Los gobernadores, el público y el gobierno de Argentina tienen a disposición la propuesta Modelo Ferroviario Integrado 5F que en Diciembre 2025 y Enero 2026 le fuera entregado por expediente a la Jefatura de Gabinete de Ministros de la Nación, el cual resulta consistente con el criterio político del reciente RIGI ferroviario, agregando las mejoras que requiere la concesión ferroviaria para bajar costos, aumentar exportaciones, expandir la oferta y la competencia y, por supuesto, motivar múltiples inversiones que no requieran un nuevo salvataje por parte del público a través del Estado.
Nota: Debajo de esta nota, los accesos a la documentación y a mayores descripciones del intermodalismo, el Modelo 5F y la oportunidad de gobernanza del ecosistema ferroviario 5F para provincias, municipios y empresariado.
Caja de herramientas para implementar el intermodalismo y el 5F
Las siguientes notas de AIMAS y los tópicos listados aquí debajo, amplían la información sobre la propuesta 5F, el ecosistema integrado intermodal y la variedad de alternativas de inversión en transporte, logística y movilidad que provoca ese ambiente rentable, eficaz, cooperativo, colaborativo y competitivo.
¿Qué pueden hacer los dirigentes para mejorar el transporte? -Políticos, Empresarios, Periodistas, Sindicales-
Las decisiones desde 1961 a la fecha instalaron la incapacidad logística argentina. Los dirigentes de este momento histórico podrán facilitar o no la de los siguientes 99 años.
La rentabilidad de la licencia social -intermodal y ferroviaria-
La diferencia entre un tren carguero pasando de largo, a costa de la infraestructura que paga el público que no es atendido, y el mismo tren, pero sobre un ferrocarril rentable que atiende a todos.
Gobernanza ferroviaria: Santa Fe y Río Negro ya decidieron. Las demás deberían dejar de esperar.
Argentina: AIMAS propone a gobiernos provinciales que pidan la silla de la Ley 26.352
Durante 179 años, municipios, cargadores, público, provincias no tuvieron participación formal en las decisiones ferroviarias. El momento es ahora, antes de privatizar.
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, anunció la creación del Fondo Soberano de Río Negro, un instrumento destinado a preservar parte de los ingresos extraordinarios generados por el petróleo, el gas y la minería. El proyecto de ley será enviado a la Legislatura provincial en septiembre, con la meta de ser aprobado antes de fin de año.
De acuerdo con lo expuesto en el I Foro de Juventudes Rionegrinas, el fondo se financiará con una porción de las regalías y acuerdos con la industria energética, incluyendo proyectos como la exportación de crudo desde Punta Colorada y las iniciativas de Gas Natural Licuado (GNL). El horizonte de ahorro planteado es de 10 a 15 años, con el objetivo de impulsar infraestructura y diversificación económica que trascienda a los gobiernos de turno.
Weretilneck remarcó que estos recursos no deben destinarse a gastos corrientes ni a cubrir reclamos salariales inmediatos. “Los gastos del Estado no son solamente salarios”, afirmó, en un mensaje político en medio de tensiones gremiales en la provincia.
La referencia internacional es el Government Pension Fund Global (GPFG) de Noruega, considerado el mayor fondo soberano del mundo, que en 2026 gestionaba USD 2,24 billones con una estrategia diversificada en acciones y renta fija. Otros ejemplos relevantes son el China Investment Corporation (USD 1,57 billones), el Abu Dhabi Investment Authority (USD 1,19 billones), el Kuwait Investment Authority (USD 232.000 millones) y los fondos chilenos vinculados al cobre.
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A nivel global, los fondos soberanos administran más de USD 15 billones, consolidándose como actores estratégicos en sectores que van desde la energía hasta la inteligencia artificial. Río Negro busca sumarse a esta tendencia con un esquema provincial adaptado a su matriz productiva.
El anuncio también reaviva el recuerdo del “fondo anticrisis” creado en Santa Cruz en los años 90, cuando la provincia recibió USD 660 millones por regalías petroleras mal liquidadas por YPF. A diferencia del modelo de transparencia que propone Weretilneck, aquel antecedente estuvo marcado por la falta de control: los fondos fueron depositados en bancos extranjeros y se agotaron en gastos corrientes. Según el Tribunal de Cuentas, en 2021 el saldo remanente era de apenas USD 9.295.
La propuesta rionegrina busca evitar esos errores y consolidar un esquema de ahorro intergeneracional que permita transformar los ingresos extraordinarios en capital para el futuro. Con ello, la provincia pretende garantizar que la riqueza generada por los recursos naturales se traduzca en desarrollo sostenible y beneficios duraderos para las próximas generaciones.
El Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), creado en 2024 por el Gobierno de Javier Milei, se consolidó como motor de proyectos estratégicos en hidrocarburos y minería, pero también abrió un debate sobre su perfil extractivo y los impactos socioambientales.
De acuerdo con cifras oficiales, 44 proyectos con inversiones comprometidas por USD 198.979 millones solicitaron su adhesión al régimen. Entre ellos, 21 ya fueron aprobados, con inversiones por USD 46.708 millones: 12 mineros, 5 de petróleo y gas, y 4 de energía, infraestructura y siderurgia. Otros 23 proyectos están en evaluación por USD 152.271 millones, mayormente en hidrocarburos y minería.
El Observatorio RIGI, integrado por organizaciones sociales y académicas, señaló que el régimen “consolidó un perfil fuertemente extractivo y no dinamizó nuevos sectores”. Actividades como turismo, forestoindustria y energías renovables muestran participación marginal o directamente no registran proyectos.
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Con el decreto presidencial de febrero de 2026, la orientación se profundizó: se incorporaron proyectos de exploración y producción de hidrocarburos, se prorrogó el plazo de adhesión hasta julio de 2027 y se flexibilizaron condiciones para ampliaciones. El cambio impulsó un salto en la cantidad y monto de proyectos, especialmente en Vaca Muerta, que ya registraba niveles récord de inversión y producción.
Según el informe, también hubo un “retroceso en materia de regulación ambiental”, con la reforma de la Ley de Glaciares que habilita actividades mineras cerca de campos de hielo, incluso en proyectos beneficiados por el RIGI. Además, se puso la lupa en los ingresos fiscales que el Estado dejará de percibir por los beneficios otorgados a las empresas.
Por otro lado, el Gobierno impulsa la creación del denominado “súper RIGI”, orientado a nuevas industrias como inteligencia artificial y centros de datos, con inversiones mínimas de USD 1.000 millones. Según el Observatorio, esta ampliación “no corregiría los desequilibrios del régimen vigente, sino que extendería su lógica extractiva a sectores tecnológicos de alto consumo energético e hídrico”.
El secretario de Minería, Luis Lucero, anticipó que Argentina cerrará 2026 con exportaciones mineras por USD 10.000 millones, lo que marcará el tercer año consecutivo de récords en el sector. El anuncio se realizó durante un almuerzo del Rotary Club en Buenos Aires, donde el funcionario destacó el impulso del litio y el marco de estabilidad que ofrece el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
Durante el primer trimestre del año, las ventas externas mineras ya habían superado los USD 4.700 millones, reforzando la expectativa oficial de alcanzar la meta anual. Lucero anticipó además que, con la incorporación de nuevos proyectos dentro del RIGI, las exportaciones podrían llegar a USD 28.000 millones hacia 2035.
Respecto de la industrialización del litio, el funcionario descartó por ahora la fabricación de baterías a gran escala en el país. Argumentó que Argentina debería importar cerca del 80% de los insumos necesarios, lo que encarecería el producto y lo alejaría de los principales mercados consumidores.
En cuanto al cobre, Lucero relativizó la conveniencia de instalar fundiciones locales, al indicar que el 99% del valor del mineral se genera en la etapa extractiva y apenas un 1% adicional corresponde a la fundición. La estrategia oficial apunta a consolidar una red competitiva de proveedores alrededor de los grandes emprendimientos.
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La infraestructura ferroviaria aparece como un desafío central. El secretario destacó la importancia de la futura concesión de Belgrano Cargas y la línea San Martín para reducir costos logísticos y facilitar el acceso a puertos. Adelantó que esta semana se publicarán los pliegos de licitación, tras cinco meses de demora.
En el plano provincial, Lucero mencionó que en Chubut existe cautela sobre el desarrollo de la plata debido a antecedentes de conflictividad social, aunque sí se impulsa la exploración de uranio. En paralelo, subrayó que el crecimiento del litio en Salta y Jujuy ya genera impactos visibles en las comunidades locales.
Respecto al agua es otro de los puntos críticos para la próxima ola minera. Lucero defendió el desempeño ambiental del sector y planteó que Argentina necesita una política integral de administración hídrica. Como referencia, citó el uso de plantas desalinizadoras en Chile, España, Israel y Arabia Saudita. El Gobierno identificó ocho posibles fuentes de agua dulce para abastecer proyectos en Cuyo.
Para concluir, el secretario buscó contrarrestar cuestionamientos sobre la distribución de la riqueza generada. Según sus cálculos, el 80% del valor de una operación minera permanece en Argentina a través de salarios, impuestos y pagos a proveedores. “Que se la llevan toda es una mentira burda”, afirmó.
La provincia de Salta registró entre enero y abril de 2026 exportaciones por USD 557 millones, un incremento del 85,3% respecto del mismo período de 2025. El salto estuvo acompañado por un cambio en la estructura productiva, con las manufacturas de origen industrial (MOI) al frente de la canasta exportadora.
En términos de volumen, la provincia colocó en el exterior 678.437 toneladas, un 23,2% más que un año atrás. El crecimiento en valor fue muy superior al aumento en toneladas, lo que refleja una mayor incorporación de productos de alto valor agregado.
Las MOI alcanzaron USD 286 millones, el 51,3% del total, con una suba interanual del 132,1%. Los productos primarios aportaron USD 223 millones (40%), mientras que las manufacturas de origen agropecuario sumaron USD 36 millones (6,5%). En tanto, combustibles y energía retrocedieron a USD 12 millones, con una caída del 21,3%.
El informe de Ciudadana Comunicación destacó que detrás de este cambio aparece un actor central: la minería, especialmente a través de metales preciosos y la expansión de la minería de litio. Los productos químicos y conexos crecieron 116,7% interanual y representaron el 13,6% de las exportaciones.
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La comparación con 2025 permite dimensionar la transformación: ese año las MOI explicaban el 35,1% de las ventas externas. En apenas cuatro meses de 2026 pasaron al 51,3%. En términos de valor, las MOI habían representado USD 502 millones durante todo 2025; en el primer cuatrimestre de 2026 ya alcanzaron USD 286 millones.
El crecimiento consolida a Salta como uno de los principales actores del comercio exterior del NOA. En 2025 las provincias de la región exportaron en conjunto USD 5.019 millones y Salta aportó el 28,5%, por delante de Jujuy, Tucumán, Santiago del Estero, Catamarca y La Rioja.
La comparación con Jujuy muestra diferencias en la estructura exportadora: mientras esa provincia colocó USD 644 millones en el primer cuatrimestre de 2026, con predominio de MOI y fuerte concentración en China, Salta diversificó mercados pero todavía conserva un componente primario relevante.
Finalmente, el informe advirtió que, pese al salto exportador, Salta exporta menos por habitante que el promedio nacional: USD 374 frente a USD 664. La provincia explicó el 1,3% de las toneladas exportadas por el conjunto de jurisdicciones.
La petrolera YPF confirmó la construcción de una Planta Integrada de Tratamiento de Gas (IGTP) en Neuquén, con una inversión de US$2.100 millones. El complejo se ubicará en el bloque Meseta Buena Esperanza, al norte de Cutral Có y Plaza Huincul, y será pieza central del proyecto Argentina LNG, destinado a transformar la producción neuquina en capacidad de exportación de GNL.
Ubicada en un predio de 525 hectáreas, la planta contará con una superficie operativa de 175 hectáreas para instalaciones permanentes y temporales. Su función será recibir gas crudo de tres bloques productivos, separar agua, condensados e impurezas y acondicionar el metano para su transporte hacia la costa de Río Negro.
Con capacidad para procesar gas de 1.416 pozos no convencionales, agrupados en 330 pads, la IGTP operará durante 25 años. El gas llegará mediante 300 kilómetros de líneas troncales, y luego será transportado por un gasoducto de 48 pulgadas y 520 km hasta el Golfo San Matías. En paralelo, un poliducto de 24 pulgadas y similar extensión trasladará líquidos y condensados.
La producción final alcanzará 12 millones de toneladas anuales de GNL (12 MTPA). El desarrollo se dividirá en dos etapas: la primera permitirá llegar a 6 MTPA con el primer buque de licuefacción, mientras que la segunda completará la capacidad necesaria para abastecer al segundo FLNG.
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Diseñada para operar de manera autónoma, la planta dispondrá de sistemas propios de generación eléctrica mediante turbinas de gas y un acueducto subterráneo de 15,8 km desde el río Neuquén, con capacidad de transportar hasta 29.000 m³ diarios de agua.
Las primeras tareas comenzarán a fines de 2026, mientras que la construcción principal se iniciará en 2027 y demandará unos tres años. El pico de empleo se alcanzará en 2028, con más de 4.500 trabajadores.
YPF y ENI seleccionaron como contratista a la UTE integrada por SACDE (Argentina) y Tecnimont (Italia), que avanzará en la ingeniería de detalle, el diseño ejecutivo y la definición técnica de la infraestructura.
Con la IGTP, el proyecto busca dar un paso decisivo para convertir el crecimiento de la producción de gas de Vaca Muerta en capacidad de exportación, conectando los recursos neuquinos con la infraestructura de licuefacción prevista en Río Negro y, desde allí, con el mercado internacional de GNL.
La compañía Camuzzi Gas destinará más de US$6 millones para concluir la Planta Compresora Las Armas, infraestructura estratégica que reforzará el sistema de distribución de gas natural en la provincia de Buenos Aires. El proyecto beneficiará a 40 localidades, incluidas las de la Costa Atlántica, alcanzando a unos 650.000 habitantes.
Con dos motocompresores de 2400 HP de potencia total, la planta mejorará las condiciones operativas del Gasoducto de la Costa y del Gasoducto Tandil–Mar del Plata, ampliando la capacidad de transporte y acompañando el crecimiento del consumo residencial, comercial e industrial.
Tras permanecer paralizada desde 2023, con un avance del 80%, la obra será retomada en el corto plazo y se prevé su finalización antes del invierno de 2027. “Durante casi 5 años, la obra permaneció paralizada sin que el Estado lograra terminarla. Ahora, el Gobierno decidió ponerle fin a este atraso. Se dispuso que Camuzzi será la encargada de completar los trabajos con inversión y gestión privada”, afirmó el vocero presidencial Adrián Ravier.
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La puesta en marcha de la planta permitirá fortalecer el abastecimiento de gas natural en la región. “De esta manera, se destraba una obra estratégica que permitirá ampliar la capacidad de transporte de gas y acompañar el crecimiento del consumo residencial, comercial e industrial de toda la región”, agregó Ravier en conferencia de prensa.
Dentro del plan integral de repotenciación del sistema de transporte y distribución de gas natural, Camuzzi ya ejecutó tres obras complementarias: el refuerzo del Gasoducto de la Costa, el refuerzo del ramal de alimentación a Balcarce y la interconexión de las Estaciones Reguladoras de Presión La Invernada y El Tejado, que abastecen a Mar del Plata.
Aunque esas intervenciones ya están operativas, la pieza pendiente es la Planta Compresora Las Armas. Su finalización permitirá que el sistema funcione en plena capacidad, consolidando la seguridad energética de la Costa Atlántica y las localidades bonaerenses conectadas.
La administración provincial avanza en la creación de un fondo anticíclico para administrar los ingresos extraordinarios derivados de proyectos de petróleo, gas y minería. La propuesta, liderada por el gobernador Alberto Weretilneck, busca preservar recursos en períodos de expansión y utilizarlos cuando la actividad se desacelere.
Inspirada en modelos internacionales como los de Noruega y Chile, la iniciativa pretende destinar una fracción de los beneficios energéticos y mineros a una reserva financiera. Weretilneck anticipó que el esquema no tendrá la magnitud del fondo noruego, pero sí permitirá asegurar recursos para futuras generaciones.
Los convenios firmados por la provincia garantizan un flujo significativo de fondos. El acuerdo con VMOS S.A. asegura más de US$1.000 millones en 13 años, con un pago inicial de US$60 millones y aportes anuales de US$40 millones comunitarios más US$14 millones por uso portuario.
El contrato con Argentina LNG prevé un aporte inicial de US$25 millones y pagos anuales de US$24 millones, mientras que el convenio con Southern Energy incluye US$36 millones iniciales, US$55 millones en 20 años y un aporte contingente ligado al precio internacional del GNL.
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Durante 2025, Río Negro acumuló $120.899 millones en regalías hidrocarburíferas y otros $6.107 millones por recursos hídricos. La magnitud de los nuevos acuerdos podría ampliar sustancialmente esos ingresos, generando la necesidad de un mecanismo que evite desequilibrios fiscales futuros.
El modelo neuquino aparece como referencia cercana. El Fondo de Estabilización y Desarrollo (FEDeN), creado en 2020 e implementado en 2022, ya supera los $75.000 millones y se nutre de regalías exportadas de petróleo y gas, además de excedentes internos. Su estructura divide los recursos en un subfondo anticíclico y otro de desarrollo, con reglas claras de utilización.
En la historia provincial existe un antecedente: el Fondo Anticíclico Fiscal de 2001, que nunca llegó a consolidarse por los desequilibrios económicos de la época. La diferencia ahora radica en el origen de los fondos, vinculados directamente a la renta energética y minera, lo que otorga mayor previsibilidad.
La discusión legislativa definirá aspectos clave: cuánto dinero ingresará al fondo, bajo qué reglas podrá utilizarse y qué controles se aplicarán. La incógnita es si Río Negro logrará transformar sus ingresos extraordinarios en una reserva efectiva que sostenga las cuentas públicas cuando el ciclo económico cambie.
La Terminal marítima bonaerense se consolida como cabecera logística para los grandes proyectos energéticos del país. La llegada de estructuras de acero y piezas metalmecánicas destinadas al oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) marca un hito en la articulación entre el litoral y la cuenca neuquina y rionegrina.
En el marco del VMOS, que contempla un tendido de 440 kilómetros entre Allen y Punta Colorada, los componentes desembarcados en Bahía Blanca serán utilizados en el montaje de instalaciones terrestres y tanques de almacenamiento que abastecerán a los buques exportadores.
La logística portuaria incluyó también la llegada de equipos de compresión encargados por Transportadora de Gas del Sur (TGS). Estas unidades de gran tonelaje permitirán ampliar las redes troncales existentes, incrementando la presión y el volumen de gas transportado desde los yacimientos de Vaca Muerta.
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El uso de módulos prefabricados acelera los plazos de puesta en marcha de los bloques productivos, facilitando la separación de petróleo, gas y agua a pie de pozo antes de inyectar el producto a las redes nacionales.
La envergadura de las piezas importadas demanda operativas especiales de descarga, con grúas de alta capacidad y personal calificado en estiba pesada. El traslado por rutas nacionales requiere coordinación con autoridades de tránsito y el uso de carretones de múltiples ejes.
La previsibilidad de los servicios portuarios y la eficiencia en la aduana se vuelven variables críticas para cumplir con los plazos de obra y evitar cuellos de botella en la evacuación de crudo y gas.
En este contexto, el Puerto de Bahía Blanca reafirma su rol estratégico como hub logístico energético, garantizando que los proyectos de Vaca Muerta cuenten con la infraestructura necesaria para sostener el crecimiento de la producción y la exportación.
La Terminal del Este de ANCAP estrenó su nueva boya petrolera con un cargamento de 750.000 barriles de crudo Medanito procedente de Puerto Rosales. El buque SFL Tigris, de bandera de las Islas Marshall y casi 250 metros de eslora, protagonizó la primera operación tras la habilitación del sistema de amarre de punto único (SPM).
En apenas tres años, las importaciones uruguayas de crudo argentino se cuadruplicaron, pasando de 62.800 toneladas en 2023 a 240.000 toneladas en 2025. La refinería La Teja, único complejo refinador del país, procesa este crudo liviano compatible con su configuración, garantizando previsibilidad y costos más bajos frente a proveedores de ultramar.
Del lado argentino, el nodo de salida es la terminal Rosa Negra, operada por Otamerica en Coronel Rosales. Inaugurada en 2025 con una inversión de US$600 millones, despacha entre 20 y 25 buques por mes y gestiona el 70% del crudo producido en el país.
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La operación del SFL Tigris se complementó con la presencia del buque Brugge, un Suezmax de bandera belga que también cargó en Puerto Rosales. Entre ambas naves, la ventana de junio sumó cerca de 200.000 toneladas, equivalentes a 1,5 millones de barriles de crudo Medanito en pocos días.
Para Uruguay, que depende 100% de importaciones de petróleo, la nueva infraestructura garantiza continuidad operativa y seguridad energética. Para Argentina, significa un mercado regional estable y cercano, con cobros más ágiles que los destinos de ultramar.
El contexto se amplía con el avance del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que ya supera el 65% de ejecución y ofrecerá otra salida exportadora desde la costa rionegrina. En este escenario, Uruguay emerge como el socio energético más predecible del Cono Sur.
La maniobra logística confirma que lo que el SFL Tigris descarga frente a José Ignacio no es solo petróleo, sino la consolidación de un corredor binacional que opera con la regularidad de una ruta establecida.
La expansión simultánea de proyectos de cobre y litio abre una oportunidad inédita para la industria nacional, pero también plantea desafíos de escala, financiamiento y capacidades. Dos estudios presentados por el BID, UIA, CAEM, CFI, ProPymes y Fundar dimensionaron la demanda de bienes y servicios que requerirá la nueva minería y analizaron las condiciones necesarias para que las empresas argentinas puedan insertarse en estas cadenas de valor.
El encuentro “Minería y proveedores: dinamizando las economías regionales” reunió a los gobernadores Carlos Sadir (Jujuy), Gustavo Sáenz (Salta) y Raúl Jalil (Catamarca), junto al secretario general del CFI, Ignacio Lamothe, y representantes del BID y la Mesa del Litio. Allí se presentó una cartera de más de 70 proyectos mineros con necesidades de inversión superiores a US$50.000 millones, de los cuales el 70% corresponde a cobre y un cuarto a litio.
Durante la construcción, los proyectos de litio demandarán en promedio 200.000 m³ de hormigón, 45.000 toneladas de acero estructural, 7 millones de m³ de movimiento de suelos y unos 300 kilómetros de tuberías por año. En paralelo, los proyectos de cobre escalan aún más estas cifras, con 220.000 m³ de hormigón y 68.000 toneladas de acero anuales.
A su vez, la operación de las minas implicará una demanda masiva de energía e insumos: unos 2 GW continuos de electricidad, 1.000 millones de m³ de gas natural, 470 millones de litros de diésel y grandes volúmenes de químicos como soda ash, cal y ácido sulfúrico. El empleo será otro factor clave: un proyecto de litio puede requerir entre 1.000 y 1.500 trabajadores en construcción, mientras que uno de cobre moviliza hasta 9.000.
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Los estudios remarcaron que la Argentina ya cuenta con una base industrial capaz de abastecer parte de estas necesidades, con sectores vinculados a la metalmecánica, piping, válvulas, bombas, logística, ingeniería y servicios ambientales. Sin embargo, las empresas deberán superar filtros de calidad, certificaciones y homologaciones, además de contar con financiamiento para contratos de gran escala.
En paralelo, la experiencia de Vaca Muerta aparece como plataforma para que compañías de Oil&Gas reconviertan sus capacidades hacia la minería. En este sentido, se destacó la importancia de generar alianzas entre proveedores, como las uniones transitorias de empresas (UTE) que ya funcionan en Catamarca, para responder a demandas simultáneas de gran volumen.
El financiamiento y la coordinación fueron señalados como piezas críticas. El CFI anunció que las provincias de la Mesa del Litio avanzan con fondos de garantía para acompañar a las pymes proveedoras. A su vez, programas como ProPymes mostraron experiencias de asistencia técnica, capacitación y vinculación con escuelas técnicas para adaptar procesos a las nuevas exigencias.
Con más de US$50.000 millones en inversiones proyectadas, el boom minero de cobre y litio representa una oportunidad histórica para la industria argentina. Pero aprovecharla dependerá de la capacidad de los proveedores de escalar, certificarse y articularse para insertarse en cadenas de valor cada vez más exigentes.
La petrolera estatal confirmó que impulsará dos proyectos de gran escala bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), en un contexto de resultados financieros históricos. Durante el segundo trimestre de 2026, YPF alcanzó un EBITDA ajustado de US$2.800 millones, el más alto de su historia, y anunció que acelerará el ritmo de inversiones en la segunda mitad del año.
El presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, destacó que YPF atraviesa una etapa de transformación impulsada por el crecimiento del shale, la eficiencia operativa y una estrategia orientada a incrementar las exportaciones. “Estamos construyendo una empresa integrada de shale más rentable, más resiliente y orientada a la exportación”, afirmó.
Uno de los proyectos centrales es LLL Oil, con el que YPF busca desarrollar el núcleo sur de Vaca Muerta. La iniciativa contempla una inversión acumulada de US$25.000 millones en 15 años, con una meta productiva de 240.000 barriles diarios en 2032. Según las proyecciones, podría generar más de US$100.000 millones en exportaciones de petróleo a lo largo de su vida útil.
A su vez, la compañía avanza con Argentina LNG, un proyecto de gran escala para transformar el gas de Vaca Muerta en GNL destinado a mercados internacionales.
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La inversión prevista supera los US$51.000 millones, convirtiéndose en la mayor presentada hasta ahora bajo el RIGI. YPF ya incorporó a Eni y XRG al desarrollo del upstream y trabaja en la definición del marco regulatorio junto con la provincia de Neuquén.
En paralelo, el crecimiento de la producción requiere infraestructura para evacuar el crudo. En ese sentido, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) alcanzó un avance cercano al 80% en julio y se espera que esté habilitado en el último trimestre de 2026, con las primeras exportaciones previstas para comienzos de 2027.
La expansión también se refleja en los equipos de perforación: YPF pasó de 12 rigs propios en diciembre de 2025 a 16 actualmente, y proyecta llegar a 21 a comienzos de 2027. Durante el segundo trimestre, la producción de petróleo no convencional alcanzó 213.000 barriles diarios, equivalente al 80% del crudo total de la compañía.
La compañía chilena Meta Project, especializada en ingeniería y servicios para la minería, inauguró su primera sede en Argentina con base en San Juan. El desembarco se enmarca en la estrategia provincial de consolidar la participación local en la minería metalífera, respaldada por la Ley de Desarrollo Local Minero aprobada en julio de 2026.
A su vez la normativa provincial establece metas de 80% de empleo local y 60% de compras a empresas sanjuaninas, objetivos que la nueva filial busca acompañar mediante transferencia de conocimientos y asociación con proveedores de la región.
Según explicó el empresario sanjuanino Carlos Chirino, socio de la iniciativa junto a Teresa Cristaldo y el CEO de Meta Project, la oficina técnica ya comenzó a recibir capacitación en procesos de ingeniería y licitación. El propósito es que las compañías locales puedan cumplir con los estándares exigidos en proyectos de gran escala.
Por su parte, la estrategia de Meta Project Argentina apunta a superar las barreras técnicas que enfrentan las empresas locales, combinando respaldo internacional con mano de obra provincial. “Con conocimiento y estándares mineros, se puede instrumentar a través de mano de obra local y empresas locales”, afirmó Chirino.
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Además, la firma planea realizar un relevamiento de compañías sanjuaninas para identificar capacidades y necesidades de equipamiento o certificaciones adicionales. El objetivo es que una parte significativa de los servicios posteriores a la ingeniería pueda ser ejecutada por proveedores locales previamente calificados.
En paralelo, Meta Project trabaja en acuerdos con instituciones educativas y entidades profesionales para trasladar programas de capacitación aplicados en Chile y Perú. Aunque los convenios aún no se han formalizado, la intención es ofrecer formación técnica que fortalezca la competitividad de la provincia.
Actualmente, el proyecto se encuentra en una etapa inicial. La empresa no ha firmado contratos con operadoras mineras en San Juan, pero ya mantiene reuniones de presentación de servicios. El desembarco marca un paso relevante en la integración de proveedores locales al desarrollo minero provincial.
YPF confirmó que retomará la exploración en la formación no convencional Palermo Aike, ubicada en Santa Cruz, entre noviembre y diciembre de 2026.
La decisión se comunicó tras una reunión en Buenos Aires entre el vicepresidente de Asuntos Públicos de la compañía, Lisandro Deleonardis, y el secretario general del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz (SIPGER), Rafael Güenchenen.
El encuentro definió las condiciones laborales y operativas necesarias para iniciar la nueva etapa de trabajos. Desde el gremio señalaron que se viene trabajando con operarios y empresas de servicios para mejorar la productividad de los equipos y resolver dificultades operativas.
Según la compañía, el objetivo de la campaña es avanzar en el conocimiento de la formación y obtener información que permita determinar sus posibilidades productivas. Palermo Aike es considerada la “segunda Vaca Muerta” por su potencial geológico, y la continuidad de las perforaciones será clave para reducir la incertidumbre y evaluar un desarrollo a mayor escala.
Por su parte, el sindicato planteó la necesidad de garantizar la participación de trabajadores, proveedores y compañías de servicios locales en los nuevos trabajos. Para los proveedores, esto implica oportunidades en perforación, logística y servicios especializados en operaciones no convencionales.
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Además, SIPGER reclamó a YPF la presentación de informes pendientes y un cronograma de remediación ambiental en las áreas convencionales que la compañía dejó de operar en Santa Cruz. “La responsabilidad de una operadora continúa después de entregar un área”, señaló Güenchenen, al exigir un plan concreto con prioridades y plazos.
La experiencia de Vaca Muerta y los antecedentes internacionales en Estados Unidos y Canadá fueron mencionados como referencia para replicar curvas de aprendizaje en distintas cuencas. Según el gremio, cada formación requiere estudios, tecnología e inversiones específicas, y YPF cuenta con el conocimiento para recorrer ese camino en otras regiones del país.
Con esta campaña, Santa Cruz busca posicionarse como un actor relevante en el desarrollo de recursos no convencionales. El resultado de la exploración será determinante para definir si Palermo Aike puede avanzar hacia una etapa de producción comercial y diversificar la matriz hidrocarburífera argentina.
La Compañía ya habilitó comercialmente su parque fotovoltaico de 7 MW en Bella Vista.
SECCOcontinúa consolidando su compromiso con el desarrollo de energías renovables en la Argentina. La Compañía anunció la habilitación comercial otorgada por CAMMESA a partir del 1 de Julio de 2026 del Parque Solar Fotovoltaico Bella Vista, además informó un importante avance en el Parque Solar Esquina, ambos ubicados en la provincia de Corrientes.
El Parque Solar Bella Vista ya se encuentra 100% operativo, aportando 7 MW de nueva capacidad renovable al sistema eléctrico provincial y fortaleciendo la infraestructura energética de la región con fuentes limpias. Este desarrollo marca un hito fundamental para la provincia y la región, al convertirse en el primer proyecto del programa RenMDI en entrar en operaciones en Corrientes y el segundo a nivel nacional.
Por su parte, el Parque Solar Esquina, que proveerá otros 20 MW de energía limpia a la red, registra un progreso significativo y se encuentra prácticamente finalizado. Tras haber completado sus trabajos civiles, los ensayos de comisionado e inyección dentro de los plazos previstos, actualmente solo resta la finalización del electroducto de conexión para lograr la habilitación comercial definitiva.
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En conjunto, ambas iniciativas sumarán 27 MW de potencia sustentable a la red eléctrica provincial.
“Los trabajos de obra civil, infraestructura interna y montaje avanzaron incluso antes de lo planificado. Esto nos permitió habilitar comercialmente el parque de Bella Vista y dejar el parque de Esquina prácticamente finalizado, a un paso de su habilitación comercial tras las pruebas correspondientes”, señaló Matías Gómez, Gerente Comercial de Generación de Energía de SECCO.
Estos desarrollos forman parte de los proyectos adjudicados en el marco de la Convocatoria RenMDI impulsada por CAMMESA. Asimismo, representan un hito estratégico para la Compañía, ya que sedesarrollan íntegramente con capital propio, reflejando la confianza de SECCO en el potencial energético de Corrientes y en el crecimiento del sector.
A través de la puesta en marcha de Bella Vista y el inminente acople de Esquina, SECCO reafirma su papel en la expansión de soluciones energéticas innovadoras, acompañando el desarrollo productivo regional mediante una matriz más eficiente, diversificada y sostenible.
El entramado productivo de hidrocarburos no convencionales en la Cuenca Neuquina avanza hacia una transformación logística sin precedentes. Con el crecimiento sostenido de la extracción, las principales operadoras coordinan inversiones en el segmento midstream para ampliar la capacidad de transporte y evitar cuellos de botella en la salida de crudo hacia los mercados internacionales.
Sobre la costa atlántica, el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) ya completó el 77% de sus obras terrestres (los porcentajes de avance corresponden a informes corporativos y oficiales, no a obras ya finalizadas). Las tareas se concentran en Punta Colorada (Río Negro), donde se montaron estructuras geodésicas sobre tanques de almacenamiento y se posicionó una plataforma autoelevable para iniciar el tramo submarino que conectará con buques petroleros.
De manera simultánea, el ducto Duplicar Norte progresa con un 50% de avance global. Con una inversión de USD 380 millones y una extensión de 207 km, la traza une centros de bombeo neuquinos con nodos reguladores en Río Negro. Los equipos ya completaron más del 80% de los cruces especiales, incluyendo la perforación subterránea bajo la Ruta Nacional 151 mediante tuneleras mecánicas.
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El plan de obra prevé habilitaciones escalonadas: la primera fase operativa se habilitará a fines de este año con una capacidad inicial de 220.000 barriles diarios, mientras que el techo definitivo alcanzará los 500.000 barriles/día en el primer trimestre de 2027. En el caso de VMOS, el objetivo es llegar a 550.000 barriles/día en 2027 y 700.000 en 2028, consolidando una plataforma marítima de exportación continua. Cabe recalcar que las cifras de capacidad son proyecciones técnicas, aún no operativas.
La industria metalúrgica y los proveedores locales ya sienten el impacto positivo, con más empleo especializado e insumos nacionales en demanda. Estas obras energéticas funcionan como amortiguador frente al parate de la obra pública tradicional, posicionando a la energía como motor económico.
Con la culminación de este entramado de ductos, la Argentina se prepara para dar un salto cualitativo en su capacidad exportadora. Al conectar la producción con una terminal marítima de aguas profundas, el país contará con infraestructura capaz de abastecer a grandes buques internacionales y multiplicar los saldos comerciales energéticos en el mediano plazo.
Neuquén dará este miércoles 19 de agosto un paso clave en su estrategia energética con la apertura de las propuestas económicas de la Ronda 1/2026, organizada por Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). Se trata de la primera licitación masiva en casi siete años, que pondrá en juego 15 bloques hidrocarburíferos con distintos perfiles geológicos y niveles de riesgo exploratorio.Cabe aclarar que la apertura de ofertas es un proceso en curso, no adjudicación definitiva.
Durante el proceso, 17 compañías compraron pliegos y cerca de 20 realizaron consultas. No todas presentarán ofertas, pero la expectativa es alta: la provincia busca sumar nuevos jugadores internacionales y diversificar el mapa empresario de Vaca Muerta.
A diferencia de licitaciones basadas solo en inversión, Neuquén estableció un sistema de puntajes que combina variables como participación de GyP, porcentaje de regalías, actividad comprometida y un bono de acceso. La combinación de estos factores definirá el ranking de las propuestas y permitirá adjudicar las áreas.
Dentro de los jugadores internacionales destacan Continental Resources, fundada por Harold Hamm, y Brigham Exploration LLC, presidida por Bud Brigham, quien ya mantuvo contactos con el gobernador Rolando Figueroa. El mandatario había presentado la ronda en Houston en mayo, durante la Offshore Technology Conference, con el objetivo de atraer capitales y proveedores internacionales.
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Por su parte, entre las firmas nacionales sobresalen Central Puerto, que proyecta inversiones por USD 600 millones en activos de shale oil, y TanGo Energy, liderada por Pablo Iuliano, que recientemente obtuvo tres concesiones no convencionales en Río Negro. Otras operadoras locales analizaron los pliegos pero decidieron no participar por ahora, priorizando bloques con productividad comprobada. Es importante remarcar que las cifras de inversión corresponden a proyecciones empresariales, no a compromisos ya ejecutados.
La licitación cobra relevancia porque desde 2019 no se realizaba una convocatoria de esta magnitud. En aquella ocasión se adjudicaron Parva Negra Oeste a Capex y Águila Mora Noreste a Equinor, aunque este último bloque fue devuelto y ahora vuelve a estar disponible.
En cuanto al respaldo institucional, el secretario de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, subrayó que GyP funciona como herramienta para facilitar el ingreso de nuevas empresas y vincular la inversión privada con los objetivos energéticos provinciales.
La apertura de ofertas permitirá conocer cuántas compañías transformaron su interés inicial en propuestas concretas, qué áreas concentran mayor competencia y qué compromisos económicos y operativos están dispuestas a asumir. El resultado será una primera señal sobre el atractivo que conservan las zonas menos desarrolladas de Vaca Muerta y sobre la capacidad de Neuquén para ampliar la frontera productiva.
Las acciones de Vista Energy registraron fuertes alzas en las bolsas de Nueva York y México luego de que el magnate tecnológico Peter Thiel revelara la compra de títulos de la compañía.
El movimiento bursátil se conoció a través de un formulario presentado por su fondo Thiel Macro LLC ante la SEC, donde figura la incorporación de acciones equivalentes al 1% del capital de Vista, valuadas en USD 75,9 millones. Bien cabe aclarar que la compra de acciones por parte de Thiel es una declaración regulatoria ante la SEC, no un anuncio corporativo de la empresa.
Por su parte, en la bolsa mexicana los títulos de Vista avanzaron 5,37%, mientras en Nueva York subieron 5,62%, alcanzando los US$72,15 por acción. La operación convirtió a Vista en la segunda mayor inversión del fondo de Thiel, detrás de Amazon, donde posee títulos por USD 117,9 millones.
El movimiento de Thiel despertó amplia repercusión en la prensa argentina y en el mundo financiero, dado que Vista se ha consolidado como la principal exportadora de crudo de Vaca Muerta, la formación de hidrocarburos no convencionales ubicada en Neuquén.
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Fundada en 2017 por Miguel Galuccio, Vista concentra sus operaciones en Vaca Muerta, considerada la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional. Allí compite con YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Tecpetrol, Shell, Chevron y Geopark.
En cuanto a resultados, Vista atraviesa un ciclo de expansión con una ganancia neta de USD 321,7 millones en el segundo trimestre de 2026, un 37% más que en igual período de 2025(las cifras de inversión y proyectos de Vista corresponden a proyecciones y planes corporativos, no a resultados ya alcanzados).
Además, en mayo concretó la compra de activos de la noruega Equinor en Vaca Muerta por USD 712 millones y presentó un proyecto de inversión de USD 5.800 millones para desarrollar un bloque de hidrocarburos no convencionales.
El respaldo de Thiel se suma a este proceso y refuerza la posición de Vista en los mercados internacionales, donde la compañía busca consolidarse como un actor clave en la transición energética y en la exportación de crudo desde Argentina.
La energética Pampa Energía presentó un ambicioso plan de inversiones que busca consolidar su rol como actor integrado en la cadena energética argentina. Con Vaca Muerta como motor principal y el respaldo del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), la compañía proyecta expandirse en petróleo, gas, infraestructura, transporte, GNL y fertilizantes.
En la exposición de resultados del segundo trimestre, el CFO Adolfo Zuberbuhler explicó que el objetivo es evolucionar desde la producción de hidrocarburos hacia un esquema donde Pampa también controle parte de la infraestructura necesaria para transportar y transformar esos recursos.
Entre los activos más relevantes aparece el bloque Rincón de Aranda, donde la empresa busca llevar la producción de petróleo a 28.000 barriles diarios hacia fines de 2026 y alcanzar 45.000 barriles por día entre 2027 y 2028.
La infraestructura prevista será decisiva: la Central Processing Facility (CPF) y el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), del que Pampa es accionista, figuran como piezas fundamentales para aumentar la capacidad de producción y transporte.
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Por su parte, la empresa prepara una nueva etapa exploratoria. En septiembre de 2026 comenzarán estudios sísmicos en la zona norte de Rincón de Aranda, con el objetivo de definir nuevas perforaciones hacia fines de 2027. La inversión acumulada prevista para el desarrollo del bloque asciende a USD 4.500 millones hasta 2041.
A nivel de gas natural, Pampa proyecta aumentar su producción hasta un máximo de 20–22 millones de m³ diarios en los próximos cuatro años. Parte de ese volumen estará destinado al futuro proyecto de GNL flotante de Southern Energy, mientras otra fracción abastecerá las centrales térmicas de la compañía.
En cuanto al transporte, la compañía garantizó una capacidad de 3,2 millones de m³ diarios en el tramo Buenos Aires del Gasoducto Perito Moreno, lo que permitirá reforzar el suministro de gas a la central Genelba y mejorar el aprovechamiento de los precios del mercado.
Finalmente, el plan incluye la construcción de una planta de urea en Bahía Blanca, con una inversión de USD 2.700 millones y una capacidad proyectada de 2,1 millones de toneladas anuales hacia 2029. El proyecto generará unos 3.500 empleos durante la etapa de construcción y permitirá a Pampa diversificarse hacia el negocio de fertilizantes.
Las acciones argentinas que cotizan en Wall Street iniciaron la semana con fuertes subas, en una jornada marcada por el feriado local que mantuvo cerrada la Bolsa porteña. El rally de los ADRs se dio en paralelo a la caída de los bonos soberanos y al aumento del riesgo país, que trepó a la zona de 483–490 puntos básicos según JP Morgan.
Entre los papeles más destacados, Vista Energy encabezó las subas con un avance del 5,3%, impulsada por su exposición a Vaca Muerta y el respaldo del fondo Thiel Macro LLC, perteneciente al empresario tecnológico Peter Thiel, que incorporó una participación valuada en US$76 millones registrada ante la SEC. YPF sumó 4,2% hasta US$52,12, mientras Adecoagro se ubicó cerca del 5%.
Sin embargo, no todos los sectores lograron escapar a la volatilidad: Mercado Libre retrocedió 2,9% y Bioceres cayó 5%, reflejando un comportamiento dispar entre los papeles argentinos.
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El escenario externo aportó un impulso adicional: el precio del Brent volvió a acercarse a los US$90 por barril (US$88,79 en la jornada) ante la falta de avances en las negociaciones entre Estados Unidos e Irán y las amenazas de Donald Trump sobre Omán y el estrecho de Ormuz. La tensión geopolítica reforzó el atractivo de las compañías energéticas.
Los principales índices de Wall Street mostraron resultados dispares: el Dow Jones retrocedió 0,4%, el S&P 500 bajó 0,2%, el Russell 2000 cayó 0,3%, mientras el Nasdaq resistió con un avance de 0,1%. La política monetaria de la Reserva Federal sigue siendo el factor de mayor incertidumbre para los inversores.
En el caso de los activos argentinos, el feriado local generó una dinámica particular: sin el contrapeso de la Bolsa porteña, los ADRs amplificaron movimientos alcistas y bajistas.
Más de US$50.000 millones en inversiones mineras pondrán a prueba la capacidad de la industria argentina para abastecer la construcción de nuevos proyectos en la próxima década. El desafío es doble: aprovechar la oferta local en construcción, ingeniería y metalmecánica, y reducir la dependencia de equipos críticos que aún llegan del exterior.
Según un relevamiento de la UIA y la CAEM, con apoyo del BID, solo durante la construcción de los proyectos de cobre la demanda agregada alcanzará 220.000 m³ de hormigón —equivalente a 50 edificios de 10 pisos— y 68.000 toneladas de acero estructural —43 veces el viaducto La Polvorilla—. Estas compras implicarán contratos millonarios con constructoras, cementeras y acerías.
La ingeniería emerge como otro frente de gran demanda: en la fase inicial se requerirán 1,8 millón de horas-hombre, para luego estabilizarse en 140.000 horas anuales hacia 2038. Además, será necesario construir infraestructura para alojar a 43.000 personas, generando oportunidades para consultoras técnicas, empresas de software industrial y proveedores de alimentación y logística.
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Pero las regulaciones provinciales de compre local condicionan la participación de proveedores de gran escala radicados en distritos como Buenos Aires, Santa Fe y Córdoba, que no cuentan con proyectos metalíferos. Muchas de estas empresas terminan conformando UTE con firmas locales para obtener la condición de “localía”.
El relevamiento contabiliza 72 proyectos mineros en carpeta, con más del 70% de las inversiones concentradas en seis grandes desarrollos de cobre y alrededor del 25% en 16 proyectos de litio en Jujuy, Salta y Catamarca.
El límite surge en el núcleo tecnológico de las minas: perforadoras, palas, chancadores, molinos SAG, plataformas de perforación y sistemas de control y automatización siguen dependiendo de fabricantes internacionales. Solo en la primera etapa de los proyectos de cobre se calcula la incorporación de 500 camiones mineros de alto tonelaje, con precios entre US$3 y 8 millones cada uno.
Finalmente, el estudio señala que existe una base industrial y de servicios capaz de incrementar su participación en minería —cemento, cal, prefabricados, tratamiento de aguas y residuos, logística especializada, laboratorios y servicios tecnológicos—, pero la disputa por ganarle terreno a las importaciones será decisiva para definir el impacto de los US$50.000 millones en la economía argentina.
Argentina y Chile avanzan en un acuerdo de integración energética que permitiría exportar gas de Vaca Muerta hacia mercados asiáticos utilizando la infraestructura portuaria chilena en el Pacífico. La iniciativa busca replicar el modelo del Tratado de Integración y Complementación Minera de 1997, creando un marco jurídico estable para proyectos binacionales de largo plazo.
El crecimiento acelerado de Vaca Muerta convirtió al sector energético en uno de los motores de las exportaciones argentinas. Sin embargo, la falta de salida directa al Pacífico limita el potencial de expansión hacia Asia. En este contexto, Chile aparece como socio estratégico, con puertos y terminales que podrían convertirse en la puerta de salida del gas argentino.
En este marco, la ministra chilena de Energía, Ximena Rincón, visitó la Cuenca Neuquina y se reunió con funcionarios argentinos para destrabar los últimos obstáculos del entendimiento. “Creemos que la integración es posible, que Argentina tiene muchas oportunidades a través de Chile y nosotros también, producto de esa misma integración”, afirmó en un comunicado oficial.
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Entre los puntos clave del acuerdo figura el uso de la terminal de GNL de Quintero, ubicada en la costa chilena del Pacífico. Esa infraestructura permitiría almacenar, procesar y embarcar gas argentino con destino a mercados asiáticos y otros compradores internacionales. Chile aporta la logística portuaria y las instalaciones, mientras que Argentina ofrece la riqueza hidrocarburífera de Vaca Muerta.
La lógica de complementariedad resulta clara: Argentina tiene gas en abundancia pero necesita salida al mar; Chile dispone de puertos pero requiere energía más barata y estable. Para el país trasandino, la integración energética significaría precios más bajos para su población y mayor estabilidad de suministro. Además, consolidaría su rol como hub energético regional, atrayendo inversiones en infraestructura y generando empleo.
Finalmente, Rincón destacó que el esquema debe traducirse en “beneficios concretos tanto para las comunidades como para las economías de ambos países”. El objetivo es que la integración impacte positivamente en la vida cotidiana, más allá de los grandes proyectos.
El precio del petróleo Brent volvió a ubicarse en la zona de los US$88,79 por barril el 17 de agosto de 2026, impulsado por la escalada geopolítica en Medio Oriente y la incertidumbre sobre un eventual acuerdo diplomático en la región. La barrera psicológica de los US$90 se convierte en referencia clave para los mercados energéticos internacionales.
A nivel internacional, la volatilidad responde a las idas y vueltas en las conversaciones entre Estados Unidos, Irán y Omán. El presidente estadounidense Donald Trump endureció su discurso y amenazó con acciones militares contra Omán si interfiere en las negociaciones.
Además, deslizó su intención de reclamar la incorporación del estratégico estrecho de Ormuz como territorio estadounidense, lo que generó rechazo en gobiernos regionales y analistas internacionales.
El estratégico estrecho de Ormuz concentra cerca del 20% del comercio mundial de petróleo. Cualquier insinuación de cierre, bloqueo o cambio de control político dispara coberturas de riesgo y alimenta la suba del barril.
En el caso de Argentina, productores de petróleo, refinadoras y estaciones de servicio monitorean la cotización del Brent, referencia clave para contratos y precios internos de combustibles. Por ahora, el sector prefiere esperar una eventual estabilización antes de avanzar con nuevos aumentos en surtidor.
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Analistas del sector energético señalan que, si el Brent se consolida claramente por encima de los US$90 y se mantiene en esos niveles durante varias semanas, podrían reactivarse presiones para trasladar parte de ese incremento a naftas y gasoil. Sin embargo, la capacidad de ajuste está condicionada por la situación económica local, la caída del poder adquisitivo y la necesidad del Gobierno de evitar un salto inflacionario adicional.
En conjunto, el mercado del petróleo vuelve a ubicarse en el centro de la escena. Para la Argentina, que combina producción local con importaciones estratégicas, el desafío pasa por administrar el impacto de estas subas internacionales sin agravar la fragilidad macroeconómica ni recargar el bolsillo de los consumidores.
La Secretaría de Minería de la Nación difundió un informe oficial que anticipa un ciclo de corrección en los precios internacionales de los metales preciosos. Tras alcanzar máximos históricos en 2025–2026, se estima que hacia 2030 el oro retrocederá un 36,1% y la plata un 38,1%, fijando nuevos pisos de referencia para la actividad extractiva en Argentina.
En el caso del oro, que en 2026 alcanzó USD 4.192 por onza, se ubicaría en torno a USD 2.678 hacia 2030. La plata, que llegó a USD 60,9 por onza, descendería a USD 37,7 en el mismo horizonte. Aun con esta corrección, ambos valores se mantendrán por encima de los promedios de la década de 2010.
La trayectoria histórica relevada por la Secretaría evidencia que el oro partió de USD 1.117 en 2010, tocó un piso de USD 1.070 en 2016 y escaló hasta el récord de 2026. La plata, en tanto, pasó de USD 17,7 en 2010 a un máximo de USD 42,8 en 2011, para luego caer a USD 14 en 2016 antes de iniciar la escalada reciente.
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Según el informe oficial, la corrección obedece a factores globales: menor incertidumbre geopolítica, estabilización inflacionaria y reducción de compras de oro por parte de bancos centrales. Este escenario impactará directamente en las exportaciones argentinas y en la rentabilidad de las operaciones mineras.
Por su parte, Santa Cruz se consolida como la principal productora de metales preciosos del país. Allí operan proyectos de gran escala como Cerro Negro (Newmont), Cerro Vanguardia (AngloGold Ashanti y Fomicruz), San José (McEwen Mining y Hochschild Mining), Cerro Moro (Pan American Silver) y Don Nicolás (Cerrado Gold).
Asimismo, el relevamiento incorpora operaciones en transición o cierre, como Manantial Espejo (Pan American Silver) y Lomada de Leiva y Cap-Oeste (Patagonia Gold), que enfrentan un contexto de menor rentabilidad futura.
En conjunto, la proyección oficial señala un cambio de escenario para la minería argentina: tras un ciclo de bonanza, los precios tenderán a estabilizarse en niveles más bajos, lo que exigirá eficiencia operativa y diversificación de mercados para sostener la competitividad.
El dinamismo de la economía peruana entre enero y mayo de 2026, con exportaciones por USD 45.128 millones (+37% interanual) según el Ministerio de Comercio Exterior y Turismo (Mincetur), está generando un escenario favorable para proveedores de tecnología, logística y servicios especializados.
Dentro del sector minero, Perú conserva una posición estratégica como productor mundial de cobre, plata, zinc y oro. La cartera oficial de proyectos 2026 del Ministerio de Energía y Minas (Minem) contempla 66 proyectos por USD 64.075 millones, lo que abre espacio para soluciones de automatización, mantenimiento predictivo, eficiencia energética y ciberseguridad industrial.
Por su parte, la agroexportación se consolidó con productos como arándanos, uvas y paltas hass. En 2025 alcanzó un récord de USD 15.000 millones, y en los primeros cuatro meses de 2026 sumó USD 3.899 millones (+6,9%). El crecimiento futuro dependerá de sistemas de riego inteligente, envases biodegradables, trazabilidad y certificaciones sostenibles.
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En cuanto al sector fintech, se observa una expansión sostenida. Según el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP), en 2025 los pagos digitales por persona aumentaron 45,8%, con un promedio de 1,8 operaciones diarias por adulto. Esto abre oportunidades para factoring digital, soluciones de análisis de datos y herramientas de prevención de fraude.
Respecto a puertos y logística, la Autoridad Portuaria Nacional (APN) destacó que entre enero y mayo de 2026 se movilizaron 29,7 millones de toneladas, mientras que las inversiones acumuladas en terminales concesionados superaron USD 2.376 millones. Este escenario impulsa proyectos de centros logísticos de última milla, parques industriales sostenibles y fondos inmobiliarios especializados.
En conjunto, estos cuatro sectores posicionan a Perú como un mercado atractivo para proveedores regionales. El desafío está en construir servicios e infraestructura que acompañen la competitividad de estas industrias y permitan escalar su impacto en el comercio internacional.
YPF presentó el 13 de agosto, junto a Eni y XRG, la solicitud de adhesión de Argentina LNG al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones.
La cifra que ordenó la cobertura fue la inversión total: 51.000 millones de dólares a lo largo de la vida del proyecto. El comunicado agrega un segundo número que recibió menos atención y que le importa más a la cadena de proveedores: estima compras nacionales de bienes y servicios por 15.000 millones.
La discusión que sigue suele plantearse en términos de porcentajes obligatorios. Es una discusión incompleta, porque el porcentaje se aplica sobre una base que nadie definió y está condicionado por una cláusula que decide más que el porcentaje mismo.
La base sobre la que se calcula el piso
El artículo 176, inciso l) de la ley 27.742 incorpora a la solicitud de adhesión un plan de desarrollo de proveedores locales, con un mínimo:
“un compromiso de contratación de proveedores locales respecto de bienes y/u obras para el desarrollo del Proyecto equivalente como mínimo al veinte por ciento (20%) de la totalidad del monto de inversión destinado al pago de proveedores correspondiente al Proyecto, siempre y cuando la oferta de proveedores locales se encuentre disponible y en condiciones de mercado en cuanto a precio y calidad. Dicho porcentaje mínimo deberá mantenerse durante las etapas de construcción y operación.”
El 20% no se computa sobre la inversión del proyecto sino sobre el monto destinado al pago de proveedores, que es un subconjunto. Ese monto no figura en el comunicado ni es de acceso público.
De ahí surge el alcance real de cualquier comparación. Según el cálculo de Runrún sobre los datos publicados, como el monto destinado a proveedores no puede exceder la inversión total, el piso legal no puede superar los 10.200 millones de dólares. Los 15.000 millones estimados por la compañía se ubican por encima de ese techo. La conclusión que habilita ese ejercicio es acotada: la estimación anunciada no incumple el mínimo. No permite establecer si es alta o baja, porque para eso haría falta conocer la base.
La cláusula que hace el trabajo real
El artículo condiciona la exigencia a que la oferta local se encuentre disponible y en condiciones de mercado de precio y calidad. Donde no hay oferta local acreditada, no hay obligación.
Eso desplaza el problema. El porcentaje reparte una torta cuyo tamaño no define la norma: lo define la capacidad instalada del país para fabricar lo que el proyecto necesita. Un régimen de contenido local puede asignar participación sobre bienes que se producen en la Argentina. No puede crear una industria que no existe, ni obligar a comprar aquí lo que aquí no se fabrica.
El componente que define la aritmética
El desembolso previsto hacia la puesta en marcha de 2031 es de unos 29.000 millones de dólares: alrededor de 24.000 millones en infraestructura estratégica y unos 5.000 millones en desarrollo upstream y perforación. Dentro de esa infraestructura están las dos unidades flotantes de licuefacción, con capacidad conjunta de 12 MTPA, que operarán frente a la costa de Río Negro, en el Golfo San Matías. Según el cálculo de Runrún sobre esa cifra, cada unidad tendrá una capacidad de 6 MTPA.
Las unidades flotantes son el componente individual más caro del proyecto, y el lugar donde se fabriquen define qué porción del capex es siquiera capturable por un régimen de proveeduría nacional.
La construcción de las unidades todavía no fue adjudicada. Trascendió en el sector que las negociaciones de ingeniería avanzan con astilleros de China y Corea del Sur, los dos polos globales de esa industria. Cualquiera sea el resultado de esa compulsa, ninguno de los astilleros en carrera es argentino: no existe en el país capacidad instalada para fabricar unidades flotantes de licuefacción de esta escala.
La misma consideración alcanza a otros rubros del listado: equipos de proceso, trenes de fraccionamiento, compresión y sistemas criogénicos. Ninguna ley de contenido local, nacional o provincial, puede alcanzar a un bien que no se produce en el país.
Las dos aritméticas
Sobre los datos disponibles conviven dos lecturas, y las dos son correctas.
La primera: 15.000 millones sobre una inversión total de 51.000 millones equivalen al 29,4% del proyecto proyectado como compra nacional.
La segunda, que es la misma cuenta vista del otro lado: cerca del 70% de la inversión no está proyectada como compra nacional.
Cuál de las dos describe mejor la situación depende de un dato que no es público: qué proporción de ese 70% corresponde a bienes que la Argentina no produce, y qué proporción corresponde a bienes que sí produce y que igualmente se importarán. La primera categoría es un límite industrial. La segunda es una decisión de compra, y es la única sobre la que un régimen de contenido local tiene efecto.
La capa provincial, con su propia incógnita
Río Negro fue la primera provincia en adherir al RIGI, mediante la ley 5724 del 12 de julio de 2024. Trece meses después sancionó la ley 5805, cuyo artículo 6 exige que un mínimo del 60% de las contrataciones de bienes, servicios y obras sea ejecutado por proveedores rionegrinos, y cuyo artículo 1 se declara aplicable a los proyectos ejecutados bajo la ley 27.742.
Que ese régimen alcance a Argentina LNG no está establecido. El artículo 2 de la ley provincial define como sujetos obligados a concesionarios, permisionarios y autorizados de recursos energéticos y minerales, junto a sus contratistas y subcontratistas. El proyecto tiene su producción de gas en Neuquén y en territorio rionegrino opera unidades flotantes e infraestructura portuaria. Si esa configuración genera un sujeto obligado en los términos de la ley 5805 es una definición que corresponde a la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente, autoridad de aplicación del régimen.
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Sobre la compatibilidad entre ambos niveles tampoco hay una lectura única. El artículo 193 de la ley nacional declara inaplicable toda norma que obligue a los proyectos adheridos a adquirir insumos de proveedores nacionales en condiciones menos favorables que las de mercado, y agrega que ello no impide a las provincias
“fomentar e implementar políticas de contratación de proveedores locales en condiciones de mercado”
Una lectura sostiene que un régimen provincial que otorga al proveedor local el derecho a igualar la mejor oferta no encarece la contratación, porque el monto que paga la operadora sigue siendo el de la mejor oferta. Otra lectura observa que el artículo 193 preserva políticas de fomento y no necesariamente cupos obligatorios con régimen sancionatorio, y que el artículo 165 declara nula toda norma provincial que restrinja u obstaculice el título en las provincias adheridas. La discusión permanece abierta y no registra pronunciamiento de la autoridad de aplicación.
A esto se agrega que el propio artículo 176 exige condiciones de mercado en precio y calidad. Un mecanismo de igualación resuelve el precio; sobre plazos, capacidad de escala y calidad de ejecución, la equivalencia no es automática.
Dónde está la oportunidad real
El artículo 176 obliga a sostener el porcentaje durante la construcción y la operación. De los 51.000 millones informados, unos 29.000 se desembolsan hacia 2031; el resto corresponde a etapas posteriores.
Esa etapa posterior tiene un perfil de compra distinto. La operación de una cadena de licuefacción durante dos décadas demanda mantenimiento, repuestos, servicios industriales, logística, transporte y obra civil, rubros donde la industria argentina tiene capacidad instalada y antecedentes. Es también donde el porcentaje mínimo sigue vigente y donde la condición de disponibilidad de oferta local se cumple con más facilidad que en la fase de equipamiento.
Para un proveedor, la consecuencia práctica es de horizonte: la ventana de la construcción está dominada por equipamiento especializado, y la de la operación por bienes y servicios que se consiguen en el país.
Lectura
El debate sobre contenido local en proyectos de esta escala tiende a concentrarse en el porcentaje. El porcentaje distribuye; no genera. Sobre un proyecto cuyo componente principal es equipamiento de licuefacción, la variable que determina cuánto queda en el país no es el número que fija la norma sino la respuesta a una pregunta previa: qué parte de lo que el proyecto necesita puede fabricarse acá.
Sobre el componente más caro esa respuesta ya se conoce, y no depende de quién gane la compulsa: las unidades flotantes se fabricarán fuera de la Argentina porque no hay alternativa nacional. Lo que resta definir es qué ocurre con el resto, y esa información no está en el comunicado, no está en la ley y no está en el régimen provincial. Está en el plan de inversión presentado ante la autoridad de aplicación, que no es público, y en el detalle de contratación que ninguna de las partes difundió.
Mientras tanto, la discusión sobre si corresponde el 20% nacional o el 60% rionegrino se sostiene sobre una base que nadie cuantificó.
La minería argentina se encamina hacia una etapa de fuerte expansión que, según proyecciones oficiales, llevaría las exportaciones del sector a superar los USD 41.700 millones anuales hacia 2035. El crecimiento estaría sostenido principalmente por proyectos de cobre y litio, dos minerales estratégicos para la transición energética global.
Hoy las exportaciones mineras rondan los USD 6.000 millones. Las estimaciones prevén que alcancen USD 9.800 millones en 2026, escalen a USD 18.500 millones en 2030 y continúen creciendo durante la próxima década hasta superar los USD 41.000 millones. El escenario fue expuesto por Fernando Ciacera, director de Promoción y Economía Minera, en un encuentro organizado por la Cámara de Comercio Argentino-Texana y el Atlantic Council.
Dos minerales estratégicos, el cobre y el litio, lideran la expansión. Aunque en el primer semestre de 2026 el 61% de las exportaciones mineras correspondió al oro, el futuro del sector aparece ligado al desarrollo de estos recursos. Argentina cuenta con 7 proyectos de litio en producción, 4 en construcción y decenas en exploración. En paralelo, el cronograma oficial prevé la puesta en marcha de 7 grandes proyectos cupríferos entre 2027 y 2034.
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Si esas inversiones se materializan, Argentina podría ubicarse entre los seis principales productores mundiales de cobre y generar exportaciones superiores a USD 19.000 millones anuales solo por ese metal. Los cálculos oficiales estiman que el desarrollo de los proyectos cupríferos requerirá inversiones por alrededor de USD 42.000 millones en los próximos años.
Argentina dispone de 327 proyectos mineros identificados y 28 minas en operación, aunque cerca del 70% del territorio con potencial geológico aún no ha sido explorado. Entre los incentivos para atraer inversiones aparece el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que otorga beneficios fiscales y estabilidad jurídica para proyectos de gran escala.
Este crecimiento se enmarca en la disputa global por los minerales críticos. Estados Unidos busca consolidar su presencia en el sector y reducir la dependencia de las cadenas de suministro dominadas por China, especialmente en baterías, vehículos eléctricos y tecnologías de almacenamiento energético. Organismos estadounidenses impulsan nuevas herramientas de financiamiento y alianzas comerciales de largo plazo.
Aunque las proyecciones son alentadoras, especialistas advierten que el desarrollo dependerá de resolver limitaciones vinculadas a infraestructura, logística y formación de recursos humanos. La construcción de rutas, ferrocarriles y sistemas energéticos aparece como condición clave para acompañar el crecimiento previsto.
La combinación de demanda creciente y potencial geológico aún sin explotar posiciona a la minería como uno de los sectores con mayores perspectivas de generación de divisas para la economía argentina en la próxima década.
La inversión de USD 51.000 millones que YPF, Eni y XRG proyectan para Argentina LNG abre un mercado de obra, servicios y operación que no tiene precedentes en la Patagonia. El comunicado oficial de la compañía estima USD 15.000 millones en compras nacionales de bienes y servicios, cifra que define la escala del negocio para proveedores.
En Río Negro, ese mercado está regulado: la provincia exige 60% de compras locales y 80% de empleo local, y esas obligaciones alcanzan también a contratistas y subcontratistas. El régimen está vigente y el registro de proveedores está operativo, aunque el mecanismo de cómputo del 60% todavía no tiene reglamentación específica.
La demanda: qué va a requerir el proyecto
El diseño del proyecto combina infraestructura industrial, transporte dedicado y operación marítima continua. Cada componente abre un frente distinto para la cadena de valor:
Infraestructura industrial
— plantas de procesamiento
— trenes de fraccionamiento
— complejos industriales y obras electromecánicas
— sistemas de compresión y tratamiento
Transporte y logística
— ductos dedicados
— válvulas, cañerías, instrumentación
— logística pesada, transporte especializado y montaje
Arquitectura marítima
— dos unidades FLNG con capacidad conjunta de 12 MTPA
— sistemas de amarre y operación offshore
— servicios de apoyo marítimo y operación de metaneros
Operación y mantenimiento
— mantenimiento industrial
— servicios ambientales
— seguridad y operación continua
— repuestos y servicios de campo
El comunicado proyecta 20.000 puestos anuales durante la construcción, con un pico de 40.000 trabajadores, y unos 8.000 puestos en la etapa de operación.
Las reglas: qué exige Río Negro para acceder al mercado
Desde agosto de 2025 la provincia tiene un régimen general de contenido local que se aplica a hidrocarburos, minería y energía, y que alcanza a proyectos ejecutados bajo el RIGI.
Ley 5805 — Proveedores rionegrinos
— 60% de las compras deben ejecutarse con proveedores rionegrinos.
— Alcance a concesionarios, contratistas y subcontratistas.
— Derecho a igualar: si el proveedor local cotiza hasta 8% por encima de la mejor oferta, puede igualarla.
— Requiere inscripción previa en el Registro Provincial de Proveedores.
— El registro está operativo: 476 empresas activas, según datos oficiales.
— El mecanismo de cómputo del 60% depende de una reglamentación que todavía no está publicada.
Ley 5804 — Mano de obra local
— 80% del personal debe tener domicilio en la provincia con dos años de residencia.
— 20% mínimo de mujeres y disidencias.
Qué cambia para un proveedor
La combinación de escala y regulación define cuatro condiciones de acceso:
— La demanda existe y es masiva, pero está regulada por contenido local.
— Un proveedor rionegrino tiene prioridad legal si está inscripto y puede igualar precio.
— Un proveedor nacional o internacional solo accede si compite en precio y calidad frente a la oferta local.
— La inscripción en el registro provincial es condición operativa, pero el mecanismo del 60% todavía no está reglamentado, y su aplicación práctica depende de esa definición.
Fuentes
— YPF S.A., Argentina LNG — Adhesión al RIGI, comunicado del 13 de agosto de 2026.
— Legislatura de Río Negro, Ley Nº 5805 — Régimen de Proveedores Rionegrinos.
— Legislatura de Río Negro, Ley Nº 5804 — Mano de Obra Local.
— Gobierno de Río Negro, Decreto 618/26 — Reglamentación del Registro Provincial de Proveedores.
Los altos costos de transporte de operarios en Vaca Muerta superan ampliamente el gasto en alojamiento, generando una distorsión que afecta la competitividad del megaproyecto energético. Más de 10.000 trabajadores son trasladados diariamente desde centros urbanos distantes, lo que provoca pérdida de horas hombre y fatiga acumulada, en contraste con miles de unidades habitacionales sin ocupar en la cuenca neuquina.
Los cálculos empresariales muestran que el desembolso mensual en alquiler y combustible de flotas privadas resulta más elevado que el arrendamiento de departamentos equipados en Añelo. La paradoja es que complejos residenciales y módulos corporativos construidos para dar soporte a la industria permanecen vacíos a metros de los yacimientos.
El tránsito constante en las rutas regionales incrementa el desgaste de la red vial y genera jornadas extendidas para los operarios, contraviniendo los discursos de optimización de costos que la industria sostiene públicamente.
El origen de esta distorsión se encuentra en los convenios colectivos de trabajo. Las cláusulas que liquidan asignaciones por tiempos de traslado y conceptos asociados al viaje generan un incentivo económico directo para que los trabajadores prefieran desplazarse desde sus localidades de origen. Los gremios petroleros defienden este esquema como un beneficio salarial consolidado.
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Frente a la presión gremial, las empresas contratistas optan por asumir el sobrecosto de la logística vial antes que abrir negociaciones paritarias complejas. La decisión corporativa prioriza el traslado diario, aun cuando la brecha económica favorece la permanencia local de los planteles.
Las consecuencias alcanzan también al comercio minorista y los servicios de Añelo, que sufren una caída en la circulación monetaria por el vaciamiento nocturno del pueblo. La infraestructura urbana diseñada para convertirse en polo neurálgico de Vaca Muerta enfrenta un proceso de desaprovechamiento sin precedentes.
Definir una salida a este dilema logístico será determinante para que la infraestructura hidrocarburífera argentina alcance estándares de competitividad internacional. La coexistencia de rutas colapsadas con complejos habitacionales desocupados constituye un cuello de botella que condiciona el ritmo de expansión de la cuenca neuquina.
Argentina acelera su producción de minerales críticos y proyecta un fuerte salto exportador en un contexto de competencia global. El país cuenta con 23 millones de toneladas de reservas de litio LCE y más de 165 millones de toneladas de recursos, con siete proyectos en operación y cuatro en construcción. El litio ya muestra un crecimiento acelerado y el cobre aparece como la gran apuesta futura.
En los primeros seis meses de 2026, las exportaciones de litio aumentaron 68,2% en volumen y alcanzaron un valor de USD 1.096 millones, con un crecimiento interanual del 185%. A este escenario se suman otros 44 proyectos de litio en distintas etapas de desarrollo, lo que refuerza la proyección de expansión.
Las proyecciones para el sector minero también muestran un salto significativo. Las exportaciones pasarían de USD 6.000 millones en 2025 a USD 9.800 millones en 2026. Para 2030, la estimación llega a USD 18.500 millones y para 2035 trepa hasta USD 41.700 millones, consolidando a la minería como uno de los motores de la economía argentina.
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El cobre, por su parte, se perfila como el recurso estratégico de mayor impacto futuro. Argentina tiene identificados 327 proyectos mineros y actualmente cuenta con 28 minas en operación, con el cobre señalado como uno de los grandes motores del crecimiento en la próxima década.
La disputa internacional otorga al escenario una dimensión geopolítica. Estados Unidos busca asegurar el acceso a minerales críticos y reducir su dependencia de China, que mantiene una posición dominante en distintos segmentos de las cadenas de suministro. La competencia por estos recursos estratégicos coloca a Argentina en el centro del tablero global.
El reto para Argentina consiste en transformar este potencial en producción sostenida, inversiones y exportaciones estables. La minería dejó de ser solamente una oportunidad económica y pasó a ocupar un lugar cada vez más relevante en la disputa global por los minerales críticos, con implicancias directas en seguridad energética y tecnológica.
YPF anunció el 10 de agosto de 2026 que aceptó la oferta de Edenor para adquirir su participación del 70 % en Metrogas por US$780 millones, en el marco de la revisión estratégica de su portafolio de activos. La operación queda sujeta a autorizaciones regulatorias y otras condiciones precedentes.
La propuesta de Edenor fue seleccionada en un proceso de venta conducido por el banco Citi, que llegó a su etapa final con cinco oferentes. Además de Edenor, participaron Central Puerto junto a Ecogas, MSU del empresario Manuel Santos Uribelarrea, Grupo Pierri de Alberto Pierri y Litoral Gas, controlada por Grupo Sofía y Tecpetrol.
Edenor está controlada por el consorcio Edelcos, integrado por José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti, y es la principal distribuidora eléctrica de Argentina, con 3,41 millones de clientes en el norte del AMBA. Con esta adquisición, el grupo sumaría la mayor distribuidora de gas del país a su portafolio, ampliando su presencia en los dos principales servicios públicos domiciliarios del área metropolitana.
Metrogas abastece a 2,5 millones de usuarios y concentra cerca del 28 % del mercado de distribución de gas. Entre 2023 y 2025, la empresa duplicó su ganancia bruta, cuadruplicó su resultado operativo y redujo su endeudamiento a un tercio, lo que le permitió volver a distribuir dividendos entre sus accionistas por primera vez desde 2001, en un contexto de recomposición tarifaria iniciado en 2024.
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Uno de los puntos centrales para la operación será la situación de la licencia de Metrogas, que vence en diciembre de 2027 tras 35 años de vigencia. El Enargas recomendó al Poder Ejecutivo extenderla por otros 20 años, posibilidad contemplada en la Ley de Bases, aunque la resolución aún está pendiente.
La oferta de Edenor por US$780 millones se acerca a la valuación total de Metrogas en el mercado, estimada en US$800 millones. Como parte del proceso, Edenor deberá lanzar una oferta pública de adquisición por las restantes acciones, actualmente en manos de la ANSES, el capital que cotiza en la Bolsa porteña y la participación que ya posee Manzano a través de Integra Gas Distribution (9,23 %).
Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, anticipó en el Foro de Inversiones Vaca Muerta 2026 que Argentina tiene condiciones para alcanzar una producción de 1,5 millones de barriles diarios hacia el final de la década.
El ejecutivo destacó el salto productivo de la formación neuquina, pero advirtió que el crecimiento dependerá de nuevas inversiones, más equipos de perforación y personal especializado.
Actualmente, la producción nacional se acerca a los 960.000 barriles diarios, de los cuales aproximadamente el 75 % proviene de Vaca Muerta. El objetivo inmediato de la industria es superar el millón de barriles y avanzar hacia la meta de 1,5 millones en los próximos años.
Markous estimó que, una vez alcanzado un nivel cercano a los 2 millones de barriles diarios, Vaca Muerta podría sostener ese ritmo durante unas tres décadas. “Pensamos que es un plateau que serán 30 años”, afirmó, al tiempo que reconoció que la transición energética llegará con renovables, autos eléctricos, hidrógeno y nuclear, pero que la demanda de petróleo seguirá siendo significativa.
El crecimiento proyectado también tendría un fuerte impacto en las exportaciones. Según el CEO de Tecpetrol, el petróleo podría aportar unos US$20.000 millones anuales, mientras que la incorporación del GNL llevaría el potencial exportador energético hasta US$30.000 millones.
Para alcanzar esos objetivos, la industria deberá sostener un nivel de inversión cercano a los US$15.000 millones anuales. En el caso de Tecpetrol, la compañía prevé desembolsar alrededor de US$2.000 millones, destinados al sostenimiento de la producción en Fortín de Piedra y al desarrollo de nuevos proyectos en Rincón de los Sauces y Los Toldos II Este.
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El principal límite identificado por Markous está en la capacidad operativa. Argentina necesita incorporar entre 10 y 30 equipos de perforación en los próximos años. “Un cuello de botella que hay en Argentina es que no hay equipos de perforación disponibles”, señaló. Cada equipo requiere unos 100 trabajadores directos, lo que convierte a la formación de recursos humanos en otro desafío clave.
Programas de capacitación como GenEra Neuquén ya formaron a 1.500 personas en el último año, y la infraestructura también será determinante. Markous mencionó el fondo vial creado junto con otros productores y la provincia de Neuquén, además del proyecto VMOS, que permitirá ampliar la evacuación de petróleo hacia el Golfo San Matías.
Localidades como Rincón de los Sauces, Añelo y Plaza Huincul enfrentarán una creciente demanda de viviendas, comercios y servicios. “Van a venir nuevos players, nuevas empresas de servicios, nuevas operadoras… el trabajo para el sector del real estate va a ser muy fuerte”, afirmó.
El 13 de agosto de 2026, Argentina presentó un informe técnico que revela un aumento del 89 % en los recursos de petróleo estimados en la formación Vaca Muerta, respecto al cálculo realizado en 2013.
La cifra asciende ahora a 30.170 millones de barriles de crudo técnicamente recuperables, casi el doble de los 16.220 millones proyectados por la Agencia de Energía de Estados Unidos hace trece años.
Responsables del estudio fueron el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y la Secretaría de Energía, con participación de técnicos de siete de las principales petroleras del país —YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron y Tecpetrol— y académicos de la UBA y la UNLP.
Los resultados muestran un 22 % de ampliación en la superficie viable de perforación, un 39 % de incremento en el espesor útil y un 54 % de mejora en el factor de recuperación, es decir, el porcentaje del petróleo presente en la roca que puede extraerse con la tecnología disponible. La combinación de estos factores explica el salto en el volumen total de recursos estimados.
Con epicentro en la provincia de Neuquén, Vaca Muerta se consolida como la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional. Desde su explotación inicial en 2013, la formación ha recibido inversiones por unos US$52.000 millones, que permitieron un desarrollo masivo y sostenido.
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Producción récord acompaña este crecimiento. Argentina redujo sustancialmente sus importaciones de gas durante el invierno austral y generó saldos exportables de hidrocarburos, lo que contribuyó a recuperar el superávit en la balanza energética.
La participación conjunta de empresas y universidades aporta legitimidad y rigor científico al estudio, alineando al sector público y privado en una misma estrategia de desarrollo. El salto en los recursos estimados abre la puerta a nuevas rondas de inversión y a la consolidación de Argentina como proveedor estratégico de hidrocarburos en el mercado global.
En agosto de 2026, Pluspetrol alcanzó un nuevo récord en el bloque Bajo del Choique-La Invernada, al perforar 4.054 metros en una sola corrida y llegar a una profundidad total de 6.898 metros en un pozo. El hito consolida al área como uno de los focos de mayor actividad exploratoria de Vaca Muerta.
Un mes antes, en La Calera, la compañía había logrado 6.179 metros totales junto a Baker Hughes, reduciendo un 34 % el tiempo de perforación previsto. Bajo del Choique repite ahora esa lógica de mejora continua, con resultados que impactan directamente en costos y eficiencia.
La clave estuvo en la sección de producción, la etapa más exigente del pozo. Se utilizó una herramienta direccional RSS HT sin motorizar, capaz de operar a 151 °C, lo que permitió completar la sección en apenas 5,9 días, muy por debajo del promedio histórico de la zona.
El bloque no es nuevo para Pluspetrol: fue adquirido a ExxonMobil en 2024 por US$1.700 millones. Desde entonces, la producción se cuadruplicó hasta los 20.000 barriles diarios en menos de un año y superó los 50.000 barriles con la puesta en marcha de una planta modularizada. Una segunda planta está en construcción y una tercera en licitación, con la meta de alcanzar 70.000 barriles diarios en 2027 y 100.000 en 2028.
Resultados consistentes acompañan este crecimiento. En mayo, el pozo PCN.Nq.BdC-1008(h) fue el de mayor rendimiento del país, con 2.639 barriles diarios en su primer mes completo. Otros dos pozos ocuparon el segundo y tercer puesto del ranking nacional, y actualmente cuatro de los diez mejores pozos de Argentina están en Bajo del Choique-La Invernada.
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Pablo Zelerteins, Supply Chain Director de Pluspetrol, explicó que estos hitos forman parte de un plan más amplio: “La lógica es bajar el costo por pozo para abrir más oportunidades de inversión en la cuenca”. En esa línea, la compañía lanzó un nuevo portal de proveedores y programas internos de mejora de procesos.
La estrategia incluye también un programa de “inteligencia operativa”, pensado para trasladar al terreno las mejoras que hoy se gestionan desde oficinas, con apoyo de tecnología e inteligencia artificial aplicada a la operación cotidiana de los pozos.
Para sostener este nivel de actividad, Pluspetrol evalúa pasar de cinco equipos de perforación a siete entre 2027 y 2028, además de reforzar sus sets de fractura. El crecimiento de La Calera, que pasará de 30.000 a 45.000 barriles diarios y de 14,5 a 17 millones de m³ de gas por día, complementa la apuesta de la compañía en Vaca Muerta.
Ayer 13 de agosto de 2026, Estados Unidos anunció una inversión de US$3.000 millones para fortalecer la cadena de suministro de minerales críticos, en el marco de la competencia global con China.
La decisión busca asegurar insumos estratégicos para la tecnología, la electromovilidad y la defensa, y coloca a Argentina en el centro de la escena por su potencial en litio y cobre.
Donald Trump comunicó que parte de los fondos, unos US$1.400 millones, se destinarán a empresas que fabrican componentes como ánodos de silicio y celdas de ion litio. El objetivo es crear cadenas de valor propias y seguras, reduciendo la dependencia de China en minerales esenciales.
Ignacio Celorrio, abogado especialista en minería, explicó que “Argentina nunca ha desarrollado su potencial minero de manera razonable y constante”, pero destacó que la demanda global de litio y cobre abre una “gran oportunidad” para el país. Según el experto, la minería argentina tiene ventajas en costos de litio de salmuera, aunque enfrenta limitaciones en tierras raras.
Los proyectos de litio en Argentina requieren inversiones de alrededor de US$1.200 millones para producir entre 30.000 y 40.000 toneladas, con plazos de exploración y construcción que pueden superar los diez años. En el caso del cobre, un proyecto mediano demanda unos US$5.000 millones, mientras que los más grandes, como Vicuñas, podrían alcanzar los US$20.000 millones.
Celorrio advirtió que la exploración minera es riesgosa y prolongada: “De cada cien proyectos que se exploran, dos terminan en un proyecto productivo”. Además, señaló que muchos minerales aparecen como subproductos de otras explotaciones, lo que dificulta el desarrollo de una producción centralizada y rentable.
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La continuidad de las reglas de juego resulta clave para atraer inversiones a largo plazo. En este sentido, Celorrio destacó la importancia del RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones), que ofrece seguridades jurídicas y fiscales por 30 años, y consideró que la clarificación normativa y el respeto a la competencia de las provincias son aspectos centrales para el futuro del sector.
Argentina perdió la oportunidad de aprovechar el último ciclo de altos precios de minerales, que terminó en 2014. Sin embargo, Celorrio sostuvo que el país aún tiene una “oportunidad única” en litio y cobre, sobre todo por el crecimiento de la electromovilidad a nivel global. “Estamos al 5 % o 10 % de lo que podríamos lograr si los proyectos salen”, estimó.
Producción de litio y cobre podría multiplicarse en los próximos cinco años si avanzan los proyectos en Catamarca, Jujuy y Salta. “El efecto multiplicador que podría tener cuando estén a full capacity es altísimo”, concluyó Celorrio.
Un informe de coyuntura de Aleph Energy, elaborado por Daniel Dreizzen, Milagros Piaggio y Aniko Fushimi, plantea que el desarrollo de Vaca Muerta ingresa en una etapa centrada en convertir los recursos de la Cuenca Neuquina en proyectos de escala global, con horizontes de inversión de entre 20 y 40 años. El trabajo identifica al gas natural licuado (GNL), la petroquímica, el procesamiento de minerales, la generación eléctrica y los centros de datos como los principales ejes de esa etapa.
El proyecto de mayor escala en curso es Argentina LNG, impulsado por YPF, Eni y XRG, brazo de inversión de Adnoc. La iniciativa contempla una inversión de USD 20.000 millones en infraestructura y USD 10.000 millones en perforación de pozos, sobre un horizonte de cuatro años. La solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) se presentó en junio de 2026 y la decisión final de inversión (FID) se ubica hacia fines de este año, según lo informado por la compañía. La capacidad de producción proyectada es de 12 millones de toneladas anuales de GNL, distribuidas en dos unidades flotantes de licuefacción de 6 millones de toneladas cada una. YPF proyecta exportaciones de hasta USD 55.000 millones hacia 2031 bajo determinados supuestos de precios internacionales.
En petroquímica, la construcción de un cracker de etano a escala mundial, capaz de transformar ese insumo en etileno y polietileno, demanda inversiones de entre USD 10.000 y 14.000 millones. El antecedente internacional más citado en el sector es el complejo Shell Polymers Monaca, en Estados Unidos, cuyo presupuesto pasó de USD 6.000 millones a más de USD 14.000 millones durante su ejecución.
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En Argentina, la presidenta de Dow Argentina, Dolores Brizuela, señaló que la sobreoferta petroquímica global, impulsada por la expansión de capacidad en China, retrasa las decisiones de inversión de mayor escala, más allá del crecimiento de la disponibilidad de etano en Vaca Muerta.
La infraestructura de procesamiento de líquidos ya muestra inversión ejecutada. Compañía Mega, controlada por YPF, Petrobras y Dow, puso en marcha en junio de 2026 un nuevo tren de fraccionamiento en Bahía Blanca, con una inversión de USD 260 millones, dentro de un plan de expansión de USD 650 millones previsto para el período 2023-2028.
La empresa presentó además una segunda fase de ese plan, por USD 360 millones, bajo el RIGI. Argentina se ubica como la segunda industria petroquímica de Sudamérica, detrás de Brasil.
El desarrollo de los megaproyectos depende de infraestructura compartida: transporte de gas, plantas de tratamiento y licuefacción, generación eléctrica, agua industrial y logística portuaria. Esa infraestructura requiere coordinación entre empresas, Nación, provincias y municipios, dado que las decisiones de inversión de cada proyecto dependen, en varios casos, de obras que a su vez necesitan de otros proyectos para justificar su construcción.
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El marco regulatorio que sostiene estas inversiones es el RIGI, prorrogado hasta julio de 2027. A mayo de 2026, el régimen registraba 15 proyectos aprobados por USD 29.025 millones y 20 proyectos en evaluación por USD 76.099 millones, con concentración mayoritaria en los sectores extractivos: 20 proyectos mineros y 10 de hidrocarburos sobre un total de 36 iniciativas. En paralelo, se encuentra en discusión legislativa un esquema adicional, denominado Súper RIGI, orientado a ampliar los beneficios hacia industrias y cadenas de valor con presencia limitada en el país.
La expansión de Vaca Muerta hacia GNL, petroquímica y nuevas industrias depende de dos condiciones estructurales: previsibilidad cambiaria, tributaria, regulatoria y contractual para sostener inversiones de capital durante varias décadas, y coordinación de infraestructura entre el sector privado y los distintos niveles de gobierno.
Los tiempos de maduración de estos proyectos —financiamiento, ingeniería, permisos, construcción y operación— se extienden por varios años entre la decisión de inversión y la puesta en marcha.
La transformación energética de Río Negro ya se empieza a ver también en el mar. La plataforma autoelevable Combifloat C7 fue emplazada frente a Punta Colorada, en el sector donde operará como parte de la construcción del sistema offshore de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), una de las obras de infraestructura energética más importantes del país.
La llegada y posicionamiento de esta estructura marca un nuevo hito en la construcción de la infraestructura que permitirá transportar el petróleo de Vaca Muerta hasta la costa rionegrina y, desde allí, exportarlo al mundo a través de grandes buques.
El gobernador Alberto Weretilneck destacó la novedad y señaló: “Esta plataforma en Punta Colorada es otra imagen concreta de la transformación que está viviendo Río Negro. Lo que durante años planificamos hoy se está construyendo: infraestructura, inversiones y una nueva puerta de salida al mundo para la energía argentina”.
La Combifloat C7 tendrá una función central en esta etapa. Servirá de soporte para los trabajos de fabricación y montaje offshore del ducto submarino que unirá la traza terrestre de VMOS con el sistema de monoboyas ubicado frente a Punta Colorada.
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La estructura mide 30,5 metros de largo por 18,3 metros de ancho y dispone de 520 m² de superficie libre de trabajo. Puede soportar hasta 400 toneladas de carga sobre cubierta y cuenta con cuatro grandes pilares retráctiles de 38,5 metros que se apoyan sobre el lecho marino, permitiendo elevar completamente la plataforma por encima del nivel del agua y generar una superficie estable para trabajos de alta precisión.
Dependiendo de las condiciones del fondo y del oleaje, este tipo de equipamiento puede operar en profundidades cercanas a los 26 metros. Su diseño modular permite adaptar la cubierta al equipamiento necesario para cada tarea y está especialmente preparado para la construcción de terminales, muelles, ductos submarinos y otras instalaciones offshore.
En Punta Colorada, esa capacidad estará puesta al servicio de una obra decisiva: completar la conexión entre el oleoducto que atraviesa territorio rionegrino y la infraestructura marítima desde donde el petróleo argentino saldrá hacia los mercados internacionales.
La imagen empieza a mostrar el Río Negro que viene: grandes obras, inversión privada, infraestructura de escala internacional y una provincia que se prepara para ocupar un lugar central en la nueva matriz exportadora argentina.
El precio de los combustibles en Argentina aumentó 558% desde diciembre de 2023, erosionando de manera significativa el poder de compra de los salarios. Un informe de la Fundación Encuentro revela que llenar el tanque exige hoy casi el doble de ingresos que hace tres años, mientras gran parte de los fondos recaudados por impuestos a los combustibles quedaron retenidos por el Estado y no se destinaron a obra vial.
El estudio detalla que el litro de nafta súper pasó de $311 a más de $2.000, un incremento muy por encima del 311% acumulado por los salarios privados en el mismo período. Medido en dólares, el combustible también subió cerca de 45% en el último año, consolidando una brecha que se tradujo en pérdida concreta de poder adquisitivo.
En noviembre de 2023, un salario privado promedio permitía cargar 26,3 tanques de 50 litros; hoy alcanza solo para 16,4, lo que implica una caída del 38% en capacidad de compra. Este deterioro convive con resultados sectoriales elevados: YPF presentó en el segundo trimestre de 2026 el mayor resultado de su historia, en un contexto de superávit fiscal.
El relevamiento cuestiona el criterio con el que se fija el precio interno de los combustibles, pese a que la Argentina produce su propio petróleo. La producción de Vaca Muerta creció 47% en el último año y las refinerías trabajan al tope de capacidad, pero el precio continúa fijándose bajo la regla de paridad de importación, como si el combustible se importara desde el exterior.
El impacto no se limita a quienes tienen vehículo propio. Según el informe, el mayor costo de los combustibles explica hasta 2,5 puntos de la inflación anual, al trasladarse al transporte de mercaderías y, de allí, al precio final de alimentos y bienes de consumo.
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La Fundación Encuentro también advierte sobre el destino de los impuestos a los combustibles. De los 1,5 billones de pesos recaudados en los últimos dos años y medio, solo el 26% se ejecutó en obra vial, mientras el resto permaneció colocado en plazos fijos y bonos del Estado. Con esos fondos, podrían haberse mejorado entre 20.000 y 25.000 km de rutas, equivalentes a dos tercios de la red nacional.
El informe subraya que las rutas en mal estado incrementan el desgaste del parque automotor, multiplican los tiempos de viaje y elevan la siniestralidad, transfiriendo nuevos costos al sector privado.
La paradoja, según el estudio, radica en que la Argentina logró transformar su matriz productiva de hidrocarburos gracias al dinamismo de Vaca Muerta, pero la desregulación de 2023 impuso un esquema tarifario atado a precios internacionales. Así, los balances corporativos reflejan niveles récord de rentabilidad, mientras el mercado interno funciona como ancla de divisas a expensas del poder adquisitivo de las familias y la competitividad macroeconómica.
La empresa Tenaris inició operaciones con su tercer set de fractura hidráulica en la formación Vaca Muerta, tras una inversión de US$110 millones destinada a ampliar su capacidad de servicios para la industria hidrocarburífera. El nuevo equipo comenzó a trabajar en el área Los Toldos II Este, operada por Tecpetrol, y prestará servicios durante los próximos 18 meses.
Con esta incorporación, Tenaris se consolida entre los principales proveedores de fractura hidráulica de la cuenca neuquina. Desde su incursión en este segmento en 2020, la compañía lleva realizadas más de 8.700 etapas de fractura y ha destinado más de US$240 millones al desarrollo de su unidad de servicios petroleros.
El nuevo set está equipado con 28 bombas que alcanzan una potencia total de 70.000 HHP y cuenta con tecnología Dynamic Gas Blending (DGB) Tier IV, que permite reducir en más de un 80% el consumo de diésel durante las operaciones. Según la empresa, el sistema mejora la eficiencia operativa y aprovecha el mismo gas producido en las áreas de explotación como combustible, disminuyendo emisiones de CO₂ y optimizando costos.
“Equipado con 28 bombas que suman un total de 70.000 HHP, el set número 3 es el primer equipo en Argentina que cuenta con tecnología DGB Tier IV”, explicó Francisco Liberatore, director senior de Tenaris Oil & Gas Services.
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La puesta en marcha del tercer set también involucró a empresas locales de la cadena de valor. Las bombas fueron fabricadas por QM Equipment, integrante de ProPymes, el programa del Grupo Techint destinado a fortalecer pequeñas y medianas empresas proveedoras.
La expansión de Tenaris en Neuquén incluye además la inauguración de una nueva base operativa en Vista Alegre, para la que destinó otros US$20 millones. La instalación está ubicada a 40 minutos de la capital provincial y próxima a corredores estratégicos hacia las zonas de mayor actividad de la cuenca.
Con la incorporación del tercer set, Tenaris se posiciona como uno de los tres principales proveedores de fractura hidráulica de Vaca Muerta. Actualmente, la formación cuenta con 15 sets de fractura destinados a prestar servicios a las principales operadoras, en un escenario de creciente demanda de etapas de fractura y expansión de la producción de petróleo y gas no convencional.
La puesta en marcha del equipo en Los Toldos II Este representa un nuevo paso en la estrategia de Tenaris para ampliar su presencia en el segmento de servicios petroleros y acompañar el desarrollo de la infraestructura que requiere el crecimiento de Vaca Muerta.
En el encuentro Experiencia IDEA Rosario, referentes de Tecpetrol, Lithium Argentina y Cargill coincidieron en que la Argentina enfrenta una oportunidad histórica de crecimiento económico. Para transformar este potencial en realidad, subrayaron la necesidad de reglas de juego estables y acceso al financiamiento.
Desde Tecpetrol, Ricardo Ferreiro, presidente de Exploración y Producción, destacó que Vaca Muerta entró en una fase de optimización bajo un “modelo de fábrica”. Según el ejecutivo, para dar un salto de escala se requieren inversiones de entre US$20.000 y 25.000 millones anuales, con un impacto masivo en el sector metalmecánico y una demanda de 400.000 toneladas de estructuras metálicas por año.
Ferreiro advirtió que un pozo no convencional declina el 70% de su producción en un año, lo que obliga a una perforación sostenida para mantener la producción. También resaltó el centro de control remoto en Buenos Aires que procesa tres millones de datos por hora, atendiendo equipos de perforación desde México hasta la Argentina.
Ignacio Celorrio, vicepresidente ejecutivo de Lithium Argentina, aportó una visión pragmática sobre la minería. “Tener recursos no desarrollados es lo mismo que tener un jardín. No cambia nada, no mueve nada”, señaló.
El ejecutivo subrayó que la Argentina pasó de una capacidad de 35.000 toneladas a una proyección de 100.000 toneladas para este año, pese a la volatilidad de precios que desplomó la tonelada de US$80.000 a US$8.000 en menos de un año.
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Celorrio enfatizó que el RIGI y el contexto geopolítico actual permiten proyectar inversiones a largo plazo, especialmente en cobre, donde la producción nacional es cero. “La minería no es el campo, no va de una cosecha a otra. Los planes de inversión son a 10-15 años”, remarcó.
Por su parte, Fernando Cozzi, presidente de Cargill en la Argentina, recordó que el país posee la molienda más eficiente del mundo, pero advirtió que la carga impositiva frena el crecimiento. “El impuesto de exportación es un impuesto a la producción”, afirmó, explicando que esta presión fiscal impide que el productor asuma riesgos tecnológicos y climáticos.
En esa línea, Cozzi reclamó reglas de juego claras y permanentes, señalando que los cambios discrecionales por cuestiones de corto plazo “hicieron mucho daño”. Abogó por una reducción del gasto público que permita eliminar o reemplazar estos tributos.
El encuentro también incluyó la visión de Dante Sica, presidente del Advisory Board de Abeceb, quien destacó las oportunidades que presentan los acuerdos internacionales para mejorar competitividad y abrir mercados.
A su vez, Fernando Marengo, economista jefe de BlackTORO, subrayó que la Argentina tiene una oportunidad extraordinaria para dejar atrás el “país de las oportunidades perdidas”, aunque advirtió que será necesario desarrollar infraestructura, incluyendo unos 10.000 camiones adicionales para transportar la cosecha.
Con energía, minería y agro como motores, los referentes coincidieron en que la Argentina puede dar un salto de escala económico. Pero la condición indispensable será garantizar estabilidad normativa, financiamiento e infraestructura, para que el potencial se convierta en crecimiento sostenido.
YPF presentó un escenario de expansión sin precedentes para la industria energética argentina. Según su presidente y CEO, Horacio Marín, el proyecto Argentina LNG podría generar hasta u$s55.000 millones en exportaciones hacia 2031, bajo determinados supuestos de precios internacionales. El anuncio se realizó el 11 de agosto de 2026 durante el Supplier Day organizado por Econojournal y Trosero, en Buenos Aires.
El ejecutivo destacó que la compañía ya dejó atrás la fase de reordenamiento y entró en una etapa de ejecución a gran escala. “Ahora viene la ejecución”, sintetizó Marín, en un contexto donde YPF acaba de presentar el mejor balance trimestral de su historia, con una ganancia neta de u$s1.205 millones y un EBITDA ajustado récord de u$s2.804 millones.
En Vaca Muerta se concentra el eje de esta estrategia. La producción de shale oil alcanzó en el segundo trimestre los 212.700 barriles diarios, un 47% más interanual, y ya representa el 80% del petróleo producido por YPF. El costo de extracción se ubica en torno a u$s4 por barril equivalente, muy por debajo de los u$s23,6 de los campos convencionales.
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El proyecto Argentina LNG se apoya en infraestructura inédita. YPF ya licitó una planta de separación de gas húmedo y líquidos no estabilizados, cuatro veces más grande que cualquier instalación existente en el país. A esto se suman poliductos, gasoductos y dos barcos de licuefacción, con una inversión estimada de entre u$s20.000 y u$s25.000 millones.
Marín explicó que las primeras estimaciones de exportaciones, cercanas a u$s30.000 millones, quedaron superadas por un diseño más eficiente basado en el procesamiento de wet gas. “Hoy nos da 55”, afirmó, en referencia a la nueva proyección de u$s55.000 millones hacia 2031.
Con precios superiores a los supuestos de cálculo (barril a u$s70 y GNL a u$s6,50 por millón de BTU), el potencial podría ser aún mayor.
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Según Marín, la decisión final de inversión (FID) ya tiene fecha definida, aunque no fue anunciada públicamente. Todo indica que se formalizará en la cumbre Gastech 2026 en Bangkok, entre el 14 y el 17 de septiembre. Allí, YPF buscará consolidar su perfil como actor global en el mercado del gas natural licuado.
El crecimiento proyectado exige también un cambio profundo en la relación con proveedores. Marín planteó que YPF pasará de un esquema de supervisión contractual a otro basado en productividad compartida.
En algunos equipos de perforación, la compañía ya transfiere hasta 40% de los ahorros obtenidos directamente a los contratistas. “Si vos lo hacés más eficiente, ganás más plata”, resumió.
Según el CEO, la escala de inversión prevista para Vaca Muerta supera la de cualquier super major en el mundo. El ejecutivo pidió a la cadena de valor que no vea la expansión como una amenaza, sino como una oportunidad para multiplicar la participación de empresas de servicios y pymes.
Un proyecto de GNL, estimó, podría involucrar a más de 12.000 compañías, muy por encima de experiencias previas en hidrocarburos.
El otro gran componente de la estrategia es el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), clave para evacuar la producción de petróleo. Con un avance cercano al 80% y una participación de YPF del 30%, la primera exportación está prevista para comienzos de 2027.
La capacidad inicial será de 180.000 barriles diarios, con posibilidad de ampliarse hasta 550.000 barriles diarios en la segunda mitad del año.
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YPF complementa su apuesta con una fuerte transformación tecnológica. La compañía redujo los “quiebres” de abastecimiento en estaciones de servicio de 235 diarios a menos de cinco, gracias a cambios en procesos y digitalización. Además, procesa 3.000 millones de datos por día y avanza en proyectos de inteligencia artificial para optimizar compras y logística.
Marín cerró su exposición con un mensaje que excedió a YPF: “Si no tenemos la ayuda de ustedes, no logramos el objetivo país”. En su visión, la oportunidad que atraviesa la industria es histórica y requiere alineación entre operadores, proveedores y el Estado. “Si no nos alineamos entre todos, es un error generacional no poder lograr el objetivo de país”, advirtió.
Con resultados récord y una plataforma financiera sólida, YPF busca convertir la mejora productiva en una expansión de escala inédita. El desafío es transformar a la Argentina en una plataforma energética global, capaz de multiplicar exportaciones de petróleo y GNL, generar divisas y consolidar a Vaca Muerta como motor de desarrollo económico y tecnológico.
Compañía Mega anunció una inversión de US$360 millones destinada a ampliar la capacidad de procesamiento de líquidos asociados al gas natural en Vaca Muerta, en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El proyecto busca transformar mayores volúmenes de gas en productos con valor comercial y acompañar el crecimiento de la producción de la Cuenca Neuquina.
La iniciativa permitirá incrementar en un 27% la capacidad de producción de líquidos del gas natural, con la incorporación de unas 1.500 toneladas diarias, equivalentes a más de 500.000 toneladas anuales. Se estima que el 80% de la producción adicional se destinará a exportaciones de propano, butano y gasolina natural, mientras que el 20% restante quedará en el mercado interno, principalmente en forma de etano para la industria petroquímica argentina.
El plan de expansión se desarrollará hasta fines de 2028 y abarcará un amplio corredor geográfico. En Loma La Lata (Neuquén) se instalará un nuevo turbocompresor y se optimizará el sistema de separación. Además, se construirán dos estaciones de bombeo en General Roca (Río Negro) y La Adela (La Pampa), mientras que la planta fraccionadora de Bahía Blanca (Buenos Aires) incorporará nuevas instalaciones de almacenamiento y mejoras en su infraestructura.
El procesamiento de líquidos es clave para separar componentes valiosos como etano, propano, butano y gasolina natural del gas extraído. Con esta ampliación, una mayor proporción del gas proveniente de Vaca Muerta podrá ser valorizada, fortaleciendo tanto la cadena de exportación como el abastecimiento interno.
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Hoy Mega procesa cerca del 40% del gas natural de la Cuenca Neuquina, por lo que el aumento de su capacidad tendrá un impacto directo sobre una parte significativa de la producción. La empresa busca consolidar su rol estratégico en el midstream argentino y potenciar la competitividad internacional de los derivados del gas.
El proyecto también generará un fuerte impulso en la creación de empleo durante su etapa de construcción. Se prevén picos de alrededor de 800 puestos de trabajo directos e indirectos, dinamizando la demanda de empresas de obras civiles y montaje industrial en las provincias involucradas.
Enmarcado en el RIGI, el proyecto refuerza su carácter estratégico al otorgar beneficios fiscales y regulatorios que apuntan a captar capitales de gran escala. La apuesta de Mega se alinea con los objetivos del programa: expandir infraestructura energética, aumentar exportaciones y garantizar el suministro de insumos clave para la industria nacional.
Con este plan, Vaca Muerta no solo incrementa su capacidad de producción, sino que también afianza su perfil exportador y su aporte al desarrollo industrial argentino. La combinación de inversión privada, respaldo regulatorio y generación de empleo marca un nuevo capítulo en la consolidación de la cuenca neuquina como motor energético del país.
La próxima ola de crecimiento de Vaca Muerta tensiona la logística de la arena de fractura, un insumo crítico para el shale neuquino. Proveedores y transportistas advirtieron que el sistema requerirá incorporar entre 700 y 800 camiones por año para abastecer la demanda, en un mercado que ya opera con 1.500 unidades diarias.
En el tramo Añelo–Rincón de los Sauces se concentra el cuello de botella, donde se desarrollan los principales proyectos petroleros. Maximiliano Corbella, director comercial de Delta Arenas, explicó que trasladar arena desde Buenos Aires y la cuenca del Paraná implica recorridos adicionales de más de 200 kilómetros, lo que incrementa costos y tiempos de entrega.
Desde Cristamine se señaló que el abastecimiento de arena está garantizado, pero la infraestructura logística no acompaña el ritmo de la producción. La empresa desarrolló centros de stock en distintos puntos de Vaca Muerta y anunció la incorporación de equipos para manejar arena húmeda, una tecnología que busca reducir costos operativos.
Por su parte, el transporte enfrenta un desafío estructural. Juan Cruz López, presidente de Transporte Peduzzi, destacó que la digitalización y el monitoreo en tiempo real son indispensables para administrar operaciones con cientos de camiones y miles de trabajadores. También reclamó contratos de mayor plazo que permitan repagar inversiones en flota y tecnología.
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Andreani planteó que el problema es sistémico y excede la geología. Gonzalo Cicilio, gerente de Energía y Minería, advirtió que el deterioro de las rutas incrementa costos directos y que la futura demanda de transporte vinculada a proyectos de cobre sumará presión sobre la capacidad instalada.
Mover arena ilustra la magnitud del desafío: trasladar 100.000 toneladas desde la cuenca del Paraná requiere unos 500 camiones, mientras que hacerlo desde fuentes cercanas demanda alrededor de 100. Esa diferencia explica por qué las operadoras comenzaron a evaluar mezclas de arenas de distinta procedencia para optimizar la logística.
La lectura técnica muestra que el crecimiento del shale está condicionado por la capacidad de transporte y la infraestructura vial. La incorporación de 700 camiones por año, la necesidad de hubs logísticos y la baja digitalización configuran un riesgo operativo que puede limitar la competitividad de Vaca Muerta. La coordinación sectorial y la previsibilidad contractual aparecen como variables críticas para sostener el ritmo de desarrollo.
El fuerte impulso que están tomando los desarrollos de Vaca Muerta, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y los proyectos de gas natural licuado (GNL) comienza a plantear desafíos propios de una industria que cambia de escala. En ese escenario, ejecutivos de YPF y Pan American Energy (PAE) coincidieron en que el principal reto de los próximos años será acompañar la expansión con proveedores especializados, personal capacitado y mejoras permanentes de eficiencia.
El debate se dio en el panel “Qué necesita la industria, qué desafíos y exigencias emergen en esta nueva etapa”, realizado en el Supplier Day organizado por Econojournal, donde participaron Walter Actis, vicepresidente de Supply Chain and Services de YPF, y Marcelo Gioffré, vicepresidente de Supply Chain y Seguridad Patrimonial de PAE.
Para Actis, el sector ya demostró que puede incrementar la producción. El desafío ahora es sostener ese crecimiento sin perder competitividad.
Actis remarcó que “ya en 2026 levantamos mucho la actividad”, y subrayó que la preocupación central pasa por maximizar la eficiencia operativa y mantener estándares de calidad a medida que aumenta la demanda de servicios.
En esa línea, destacó la aplicación de metodologías de mejora continua basadas en el Sistema de Producción Toyota (TPS) y consideró que la reducción estructural de costos será una de las claves para consolidar la próxima etapa de desarrollo de la cuenca neuquina.
YPF proyecta mantener su ritmo de expansión durante los próximos meses. Según precisó Actis, la compañía prevé cerrar el año con entre 19 y 20 equipos de perforación activos, por encima de los 16 que operan actualmente.
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Sin embargo, advirtió que el aumento de la actividad pondrá bajo presión a toda la cadena de suministro. A su juicio, el mercado cuenta con una oferta suficiente para trabajos generales y obras auxiliares, pero necesita avanzar hacia un esquema con proveedores más especializados y capacidades técnicas diferenciadas.
Desde PAE, Gioffré enfocó su análisis en los proyectos de GNL y, particularmente, en la futura operación de los buques licuefactores Hilli Episeyo y MK II. El ejecutivo reconoció que el desarrollo de esta nueva industria exigirá competencias que hoy son escasas en el país. “Desde el comienzo nos dimos cuenta de que no va a ser fácil. Por eso estamos trabajando con el Gobierno de Río Negro y las instituciones educativas”, explicó.
Gioffré recordó que Argentina aún no cuenta con una cadena de proveedores consolidada para operaciones offshore. Gran parte de los servicios marítimos requeridos por estos proyectos son actualmente prestados por compañías extranjeras y, pese a la experiencia acumulada en plataformas ubicadas en el sur del país, no se logró desarrollar una industria local de escala para este segmento.
Frente a esa realidad, PAE impulsa programas de capacitación junto con el gobierno rionegrino, escuelas técnicas y el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), con el objetivo de formar especialistas vinculados a la actividad marítima y al negocio del GNL.
Además, Gioffré confirmó que ya se encuentra operativa la segunda ampliación de Aguada Pichana Oeste, con el objetivo de superar los 26 millones de metros cúbicos diarios de producción de gas para abastecer al buque MK II cuando entre en funcionamiento en 2028.
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La expansión demandará una mayor actividad en el upstream, con participación de operadores como Tecpetrol y YPF, y volverá a poner el foco sobre la disponibilidad de empresas contratistas. “Esta es una industria que no ajusta un tornillo sin una contratista”, resumió el ejecutivo. PAE también anticipó una aceleración de proyectos de GNL de menor escala, orientados tanto al transporte como al consumo industrial, lo que abrirá nuevas oportunidades de negocio vinculadas a la provisión de equipamiento, logística y servicios para la actividad hidrocarburífera.
En paralelo, la logística de arena apareció como otro de los puntos críticos para el desarrollo futuro de Vaca Muerta. Actis explicó que el sector analiza alternativas multimodales que combinan transporte por camión, tren y vías fluviales para responder al aumento proyectado de la demanda.
Aunque reconoció que todavía no existe una estrategia conjunta entre las compañías para implementar una solución integral, consideró que gran parte de la infraestructura necesaria ya está disponible y que el desafío será coordinar esfuerzos entre los distintos actores de la industria.
Como cierre, Gioffré destacó las oportunidades que abre la nueva etapa energética argentina, pero insistió en que el capital humano será un factor determinante para sostener el proceso. “Me preocupa la gente, los emprendedores y las empresas.
Necesitamos profesionales capacitados y comprometidos que puedan brindar los servicios que va a demandar esta industria”, afirmó. Y concluyó: “Lo que está sucediendo no ocurrió antes en la Argentina. Tenemos que evolucionar en actividades como el LNG y las operaciones marítimas, donde todavía no contamos con experiencia suficiente”.
El sector de los hidrocarburos y combustibles líquidos se consolidó como el principal motor de la actividad en los puertos públicos de la provincia de Buenos Aires durante el primer trimestre de 2026. Según el Monitor Portuario elaborado por la Subsecretaría de Asuntos Portuarios, el rubro de petróleo crudo, combustibles líquidos y gases representó el 49% del total de cargas movilizadas.
La presentación de resultados tuvo como epicentro al Consorcio de Gestión del Puerto de Coronel Rosales, que acumuló 4.565.608 toneladas de petróleo crudo en los primeros tres meses del año. Este desempeño implicó un crecimiento interanual del 44,8% respecto de 2025, con un balance de operaciones repartido en 54% exportación, 39% removido entrado y 7% removido salido.
Dock Sud también registró un volumen significativo, con 789.148 toneladas de combustibles líquidos y 540.633 toneladas de crudo. Bahía Blanca aportó 369.888 toneladas de combustibles líquidos y 351.337 toneladas de gases, mientras que La Plata movilizó 472.740 toneladas de combustibles líquidos y 169.136 toneladas de productos químicos y petroquímicos.
A nivel provincial, el crecimiento del complejo hidrocarburífero explica la centralidad del sector energético en la logística portuaria bonaerense. La combinación de exportaciones de crudo, recepción de refinados y movimiento de químicos consolidó al rubro como motor de la actividad económica.
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Dentro del análisis interanual, Coronel Rosales se posiciona como el puerto más dinámico, con un incremento superior al 40% en comparación con 2025. Este desempeño refleja tanto la capacidad de infraestructura como la creciente demanda internacional de crudo argentino.
En cuanto a las terminales complementarias, Dock Sud, Bahía Blanca y La Plata aportan diversidad de cargas y consolidan un esquema logístico integrado. Su participación en combustibles líquidos, gases y químicos refuerza la importancia del sector energético en la matriz portuaria bonaerense.
La lectura técnica muestra una cadena clara de causalidad: la expansión del complejo hidrocarburífero generó un incremento de volúmenes en Coronel Rosales y en las terminales complementarias, lo que derivó en el liderazgo del sector energético dentro de la operatoria portuaria y consolidó a la provincia de Buenos Aires como un nodo logístico clave.
El crecimiento acelerado de la producción petrolera en Vaca Muerta abrió un nuevo desafío para la industria: ampliar la infraestructura de transporte de crudo hacia los mercados locales y de exportación. En ese escenario avanza Duplicar Norte, el proyecto de Oldelval que busca reforzar la capacidad de evacuación de la cuenca neuquina y acompañar la expansión del shale oil argentino.
El proyecto contempla la construcción de un oleoducto de 207 kilómetros que conectará Auca Mahuida (Neuquén) con Allen (Río Negro). Una vez finalizado, el sistema podrá transportar hasta 500.000 barriles diarios, convirtiéndose en una pieza estratégica para el desarrollo de Vaca Muerta.
Ejecutada por Techint E&C bajo modalidad EPC, la obra prevé un ducto de 24 pulgadas de diámetro. El cronograma establece que la primera etapa estará operativa hacia fines de 2026, mientras que la habilitación total está prevista para marzo de 2027.
La ampliación de capacidad será gradual: en una primera fase se podrán transportar 220.000 barriles diarios, luego 300.000, hasta alcanzar los 500.000 barriles proyectados para la etapa final. En paralelo, la capacidad del sistema pasará de 20.400 a 55.400 m³ diarios, fortaleciendo la red que conecta la producción neuquina con los principales centros de despacho.
En Allen, la terminal tendrá un rol central, integrándose al sistema troncal de Oldelval y conectándose con el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que permitirá llevar el crudo hasta la costa atlántica de Río Negro para su exportación marítima.
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Los trabajos avanzan en varios frentes simultáneos a lo largo de más de 200 kilómetros de traza. Incluyen zanjeo, curvado de caños, soldadura, revestimiento y ejecución de cruces especiales. De los 160 cruces previstos, ya se completaron unos 114, entre ellos el cruce bajo la Ruta Nacional 151 mediante tunelera.
Entre los hitos recientes, se destacan las 17.500 juntas soldadas y el montaje de válvulas e instalaciones complementarias. La finalización de la Planta de Doble Junta fue clave para acelerar la construcción. Según Martín Casalla, project manager de Duplicar Norte, “la complejidad no radica solo en construir más de 200 kilómetros de ducto, sino en coordinar múltiples frentes de trabajo para cumplir un cronograma muy exigente”.
Durante el pico de actividad, la obra movilizará alrededor de 850 trabajadores entre empleo directo e indirecto. Duplicar Norte se complementa con otros proyectos como Duplicar+ y VMOS, que en conjunto buscan garantizar que el incremento de producción pueda transformarse en mayores exportaciones y en la consolidación del shale argentino en los mercados internacionales.
La provincia de Río Negro reforzó su estrategia de atracción de inversiones internacionales con una presentación realizada en Washington, donde el gobernador Alberto Weretilneck expuso ante organismos, empresas e inversores estadounidenses las oportunidades de desarrollo en energía, minería, inteligencia artificial, agroindustria y turismo.
El encuentro “Río Negro: oportunidades estratégicas de inversión y comercio”, organizado por la Embajada Argentina en Estados Unidos, reunió a representantes del Departamento de Estado, Comercio y Energía de EE.UU., además de organismos multilaterales como BID Invest, IFC y DFC, junto a compañías líderes como Chevron, Glencore, Bechtel, Mitsui, Santander, Integra Capital, Wabtec y NANO Nuclear Energy.
Weretilneck destacó la transformación productiva de la provincia, que combina su perfil agrícola con un nuevo rol estratégico en el desarrollo energético nacional. Subrayó que Río Negro se posiciona como salida natural de la producción de Vaca Muerta hacia el Atlántico, lo que la convierte en pieza clave para ampliar la capacidad exportadora de hidrocarburos.
Dos proyectos energéticos bajo el RIGI fueron el eje de la presentación:
Vaca Muerta Oil Sur (VMOS): oleoducto y terminal de exportación en Punta Colorada.
Southern Energy–Golar LNG: planta de gas natural licuado en el Golfo San Matías.
En conjunto, representan inversiones cercanas a US$ 10.000 millones y consolidan a Río Negro como plataforma energética de alcance internacional.
La provincia también mostró su potencial en energías renovables, con proyectos eólicos y de hidrógeno, además de oportunidades en minería (oro y plata), agroindustria (Alto Valle como polo exportador de peras y manzanas) y turismo (Bariloche como destino internacional acompañado por una oferta diversificada en toda la provincia).
El ministro Carlos Banacloy acompañó la exposición, mientras que la apertura estuvo a cargo de Julia Hoppstock, responsable de la Sección Económica y Comercial de la Embajada Argentina en Washington. La jornada concluyó con una ronda de intercambio destinada a generar vínculos con potenciales inversores y fortalecer la estrategia provincial de posicionar a Río Negro como destino de grandes proyectos.
Con esta misión, Río Negro consolida su perfil como provincia energética y diversificada, capaz de atraer capital internacional en sectores estratégicos y de proyectarse como motor de exportaciones para Argentina en los próximos años.
La Universidad Austral presentó un informe que revela una recuperación económica a dos velocidades: mientras el Sur del país muestra crecimiento en producción y empleo impulsado por los hidrocarburos y la minería, el Centro y el Norte continúan en retroceso.
Durante los primeros cinco meses de 2026, la actividad en el Sur creció 3% y el empleo privado registrado subió 2,8%, con Neuquén y Río Negro alcanzando máximos históricos. En contraste, la producción cayó 1,7% en la región Centro y 0,9% en la Andina, mientras que el empleo retrocedió 1,2% y 2,9%, respectivamente. En ese período, el EMAE nacional aumentó 1,8% interanual.
El estudio advierte sobre riesgos de consolidar una economía de enclave, primarizada y dependiente de los hidrocarburos, beneficiosa solo para las empresas que aprovechen el régimen de inversiones (RIGI). La anomalía histórica es que la economía crece mientras el empleo formal cae y se precariza, con cierres de empresas y pérdida de puestos de trabajo: 24 mil firmas menos desde noviembre de 2023, junto a 130 mil empleos industriales y 260 mil privados registrados destruidos.
En la comparación internacional se evidencia la brecha: Argentina exporta en torno a US$ 1.000 per cápita, mientras que Noruega alcanza US$ 35.000, Australia US$ 12.000, Canadá US$ 7.000 y Chile US$ 4.000. Incluso en un escenario optimista, el país difícilmente logre equiparar a las potencias energéticas.
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Ana Inés Navarro, directora del Departamento de Economía de la Universidad Austral y autora del informe junto con Marina Álvarez, explicó: “La evolución de la economía argentina sigue siendo heterogénea. Los indicadores nacionales no siempre muestran las distintas velocidades de las economías regionales. Por eso, es necesario monitorear los principales motores productivos de cada territorio”.
En la mayoría de las provincias, el empleo registrado cayó, salvo en Neuquén, Río Negro y San Juan, donde el impulso de Vaca Muerta y la minería generó trabajo formal sostenido. La creación de empleo minero es tan fuerte que compensa —e incluso revierte— la caída registrada en el resto del país.
Según las proyecciones para 2026, si el nivel de actividad observado en mayo se mantiene, el promedio anual superará al de 2025 en las regiones Sur y Centro, mientras que la región Andina cerrará levemente por debajo.
El Gobierno de Javier Milei enfrenta un nuevo obstáculo en el Senado con el proyecto que busca modificar el régimen de Zona Fría y reducir los subsidios al gas. La iniciativa, que ya obtuvo media sanción en Diputados en mayo con 132 votos a favor, 105 en contra y 4 abstenciones, se encuentra ahora en riesgo de no prosperar por falta de apoyo en la Cámara alta.
Mendoza ocupa un lugar central en la discusión: sus tres senadores —Mariana Juri, Rodolfo Suarez y Anabel Fernández Sagasti— se pronunciaron en contra de la reforma, pese a pertenecer a espacios políticos diferentes.
La postura contrasta con lo ocurrido en Diputados, donde los oficialistas Pamela Verasay y Lisandro Nieri, alineados con el gobernador Alfredo Cornejo, acompañaron el proyecto.
Actualmente, el régimen de Zona Fría contempla descuentos de entre 30% y 50% en las facturas de gas, según el tipo de usuario y la ubicación geográfica.
La reforma aprobada en Diputados propone reemplazar este esquema por subsidios focalizados, lo que implicaría que numerosas localidades —entre ellas sectores del Valle de Uco— pierdan el beneficio, mientras que Malargüe mantendría un tratamiento diferencial.
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En Mendoza, la discusión genera especial preocupación: distintos sectores políticos y representantes municipales reclamaron mantener el descuento en las tarifas. La senadora Mariana Juri anticipó que trabaja en una alternativa al proyecto oficial y subrayó que, hasta el momento, la discusión parlamentaria no impactó en las boletas de gas del invierno.
Más allá de Mendoza, el rechazo se extiende a senadores de otras provincias que actualmente cuentan con el régimen de Zona Fría. Ellos también plantearon reparos, buscando evitar que millones de usuarios pierdan el beneficio. A esto se suman presentaciones de concejos deliberantes y legisladores provinciales en defensa del esquema vigente.
En el Senado, la situación mantiene al proyecto en incertidumbre. Si el oficialismo no consigue destrabar negociaciones y alcanzar una mayoría, la reforma podría quedar fuera de la agenda parlamentaria. El caso recuerda al traspié reciente del Gobierno con la Ley de Tierras, cuyo capítulo sobre adquisición de tierras rurales por extranjeros debió ser retirado por falta de votos.
Para Mendoza, la definición es crítica: la eliminación del subsidio impactaría directamente en el costo de las facturas de gas de miles de hogares. En este escenario, los tres senadores mendocinos se convierten en piezas decisivas para determinar el futuro del proyecto y en un nuevo test de la capacidad de negociación del Gobierno nacional en la Cámara alta.
El 10 de agosto de 2026, TanGo Energy anunció un acuerdo estratégico para iniciar una nueva etapa de exploración en Payún Oeste, área ubicada en Malargüe, Mendoza, dentro del sector norte de Vaca Muerta. La compañía aprobó la cesión de derechos sobre recursos no convencionales a Unconventional Resources S.A. (URSA), que financiará las actividades exploratorias mientras TanGo continuará como operadora del área.
El proyecto contempla exploración no convencional en una superficie de 179 km², donde ya existen 13 pozos perforados previamente por otras compañías. El área cuenta con una concesión vigente hasta 2044 y presenta potencial tanto para recursos convencionales como no convencionales.
URSA asumirá íntegramente el financiamiento de las actividades no convencionales, lo que permitirá a TanGo avanzar sin realizar desembolsos directos ni asumir riesgos financieros.
Al mismo tiempo, la compañía conservará la operación del área y mantendrá derechos sobre el desarrollo convencional, además de participación económica en el proyecto vinculado con los recursos no convencionales.
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La compañía definió una estrategia que combina la continuidad de su rol como operadora con la incorporación de un socio que aporta capital, lo que habilita una fase de mayor actividad en el área y mantiene abierta la posibilidad de desarrollar tanto los recursos convencionales como los no convencionales.
En Payún Oeste, el avance se suma a otros proyectos que buscan determinar con mayor precisión el potencial hidrocarburífero de la Vaca Muerta mendocina. La exploración resulta clave porque permite obtener información sobre las características de las formaciones y evaluar las condiciones necesarias para una eventual etapa de desarrollo.
Concesión vigente hasta 2044: un horizonte de largo plazo que asegura continuidad, mientras los antecedentes de perforaciones previas constituyen insumos relevantes para la estrategia de evaluación. El acuerdo marca un paso concreto en el proceso de expansión de Vaca Muerta más allá de Neuquén, consolidando a Mendoza como nueva frontera energética.
Con este esquema, Payún Oeste se prepara para ingresar en una nueva fase exploratoria, con una estructura que combina la experiencia operativa de TanGo Energy y el financiamiento de URSA para las actividades no convencionales.
La presentación de Santiago Martínez Tanoira, vicepresidente de GNL y Gas Integrado de YPF, fue el momento de mayor voltaje del bloque Oil & Gas del II Congreso en Energía. No porque mostrara cifras —que las mostró— sino porque puso en palabras la verdadera escala del proyecto Argentina LNG. Lo dijo sin rodeos: “Esto no es un megaproyecto.
Es un tera proyecto.” Y el auditorio entendió inmediatamente que estaba hablando de algo que excede cualquier referencia conocida en la industria argentina.
El proyecto YPF–Petronas–ADNOC contempla dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) de 6 MTPA cada una, ancladas en el Golfo San Matías. La capacidad inicial de 12 MTPA, ampliable a 18 MTPA y con un horizonte de 28–30 MTPA, coloca a Argentina en la liga mayor del GNL. Para dimensionarlo: ningún FLNG existente supera los 4 MTPA. El Prelude (Australia) procesa 3.6 MTPA; Coral Sul (Mozambique), 3.4; Hilli Episeyo (Camerún), 2.4. Argentina LNG, directamente, duplica la capacidad del mayor FLNG del mundo.
Por eso Tanoira afirmó: “No existe en el mundo una planta con la capacidad de la nuestra.”
No hablaba de plantas terrestres como Ras Laffan (Qatar) o Sabine Pass (EE.UU.), sino de plataformas flotantes. En ese universo, Argentina LNG será la más grande del planeta.
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El tera proyecto Argentina LNG —dos FLNG de 6 MTPA cada una, ampliables a 18 MTPA— será la plataforma flotante de licuefacción más grande del mundo y multiplicará el ecosistema industrial argentino.
La magnitud del proyecto es inédita: USD 25.000–30.000 millones de inversión, más de 150 permisos, un gasoducto exclusivo de 600 km, y una arquitectura logística diseñada para operar metaneros en aguas profundas del Atlántico Sur. Tanoira sintetizó la escala con una frase que quedó resonando en el auditorio: “Esto equivale a crear una nueva YPF.” No era una metáfora: era una descripción técnica de la cantidad de infraestructura, proveedores, empleo y servicios que se pondrán en marcha.
El impacto sobre la cadena de valor fue otro de los ejes centrales. Tanoira recordó que Compañía Mega, concebida inicialmente para trabajar con un solo proveedor, hoy sostiene a 900 empresas. YPF, en cambio, ya integra a más de 5.000 proveedores en todo el país. Los nuevos proyectos de GNL multiplicarán ese ecosistema industrial y generarán hubs de desarrollo similares a los que crecieron alrededor de las refinerías de La Plata o Luján de Cuyo.
La Patagonia, históricamente dependiente de la pesca y el turismo, está a punto de incorporar una industria que nunca tuvo: la industria del gas exportador a escala global.
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La escala del tera proyecto implica un ritmo logístico sin precedentes: casi un barco por día saldrá del Golfo San Matías cuando se sumen GNL, etano, propano, butano y condensados. Ese movimiento transformará la Patagonia en un nuevo distrito industrial, con infraestructura, empleo y servicios que no existían hace dos años.
La provincia de Río Negro ya trabaja en programas de formación técnica en San Antonio Oeste/Este para soldadura especializada, operación industrial y logística portuaria, preparando mano de obra para tareas embarcadas y operación de plantas de licuefacción.
Tanoira también aportó contexto regional: Vaca Muerta tiene 270–300 TCF de gas, mientras Argentina consume 1.8 TCF por año. El excedente exportable es gigantesco. La integración energética con Chile, Brasil, Uruguay y Bolivia —a través de 11 gasoductos internacionales— abre oportunidades adicionales, especialmente cuando venzan los contratos de GNL del país vecino.
Además, el gas se convierte en insumo para data centers, petroquímica y nuevas industrias de alto consumo energético, sectores que buscan países con energía abundante y competitiva.
El cierre de Tanoira fue una definición estratégica que sintetiza el momento histórico: la competitividad es una responsabilidad compartida. El RIGI iguala condiciones fiscales con proyectos globales, pero el “costo argentino” depende de la eficiencia de empresas, provincias y Nación. Y remató con una frase que ya circula en el sector: “Si somos competitivos, Argentina LNG nos coloca en las grandes ligas.”
La exposición de Daniel Montamat en el II Congreso y Rueda de Negocios en Energía: El Mapa de la Demanda 2026–2027, organizado por Grupo Runrún Energético, trazó una lectura estratégica que interpela directamente al presente productivo argentino: la energía y la minería ya no son sectores periféricos, sino el ancla del nuevo ciclo de crecimiento que puede ordenar la economía después de décadas de estancamiento.
Montamat partió de un diagnóstico que el país conoce demasiado bien: productividad casi nula, inversión insuficiente y una trayectoria que consolidó el síndrome de las economías de ingreso medio.
Para romper esa inercia, sostuvo, la Argentina necesita estabilizar una tasa de inversión del 25% del PBI, apoyada en sectores con ventajas comparativas y fuerte orientación exportadora. Y allí, afirmó, la energía y la minería ya muestran una calidad de inversión superior, capaz de impulsar un salto de productividad.
En su análisis energético, Montamat fue preciso: si el país sostiene costos de producción de gas por debajo de US$3/MMBTU y energía eléctrica por debajo de US$50/MWh, la energía deja de ser un lastre y se convierte en una ventaja competitiva sistémica para toda la economía. Esa ecuación, dijo, desmonta la narrativa extractivista y posiciona al sector como un habilitador transversal de desarrollo industrial.
El eje central de su intervención fue el mapa de la demanda 2026–2027, elaborado por Runrún Energético. Allí se detalla la magnitud de la inversión comprometida en proyectos bajo el régimen RIGI: US$100.000 millones en energía y US$41.000 millones en minería, que totalizan US$140.000 millones.
Pero el impacto productivo es aún mayor: esa inversión genera un valor bruto de producción estimado en US$280.000 millones, abriendo una ventana inédita para pymes y proveedores industriales. Montamat lo sintetizó en una frase dirigida a los empresarios presentes: “Hay que preguntarse cómo insertarse en esta cuenta compradora”.
EPÍGRAFE 1 — Principales proyectos tractores 2026–2027
Los cinco proyectos tractores del período —GNL YPF/ENI/ADNOC, Upstream masivo de YPF, Distrito Vicuña, expansión de Chevron y Southern Energy GNL— explican más del 60% de la demanda total relevada.
También cuestionó las “aduanas interiores” como el compre neuquino o compre de Río Negro, porque fragmentan la oportunidad. “Este debe ser un proyecto argentino”, enfatizó. La demanda está concentrada en la Cuenca Neuquina, el Atlántico, la Cordillera Central, el Hub Litio Puna y el Litoral–Pampa Húmeda, pero la capacidad de respuesta —sostuvo— debe ser nacional, articulando manufactura, servicios y tecnología de todo el país.
La matriz económica consolidada de los proyectos RIGI suma US$138.950 millones: US$96.991 millones en Oil & Gas y US$41.959 millones en minería. Este volumen define la escala de la cadena de valor industrial para 2026–2027.
Montamat destacó además la consolidación de nuevos distritos industriales que combinan siderurgia, metalmecánica, química fina, infraestructura eléctrica, automatización y servicios avanzados. Allí, la industria argentina tiene un diferencial concreto: el servicio postventa local, que reduce tiempos críticos y compensa incluso la presión de precios internacionales.
EPÍGRAFE 3 — Rubros tecnológicos e industriales más demandados
Siderurgia, metalmecánica, equipos de proceso, instrumentación, automatización y servicios de soporte concentran la mayor demanda industrial del período. Estos rubros forman el núcleo operativo de la cadena de valor energética y minera.
Hacia el cierre, planteó que esta transformación requiere un Estado que garantice bienes públicos de calidad, infraestructura integradora, estabilidad macroeconómica y reformas que reduzcan los tiempos de transición entre destrucción y creación. Y un sector privado dispuesto a acompañarse a una Argentina que puede sorprender si logra sostener este nuevo ciclo de inversión y productividad.
Montamat dejó una síntesis que ordena su planteo: “La Argentina puede ofrecer seguridad energética, seguridad alimentaria y minería crítica. Si aumentamos la inversión y mejoramos su calidad, podemos cambiar la trayectoria del crecimiento”. Con esa premisa, su intervención apuntó a un mensaje claro: energía y minería ya son el núcleo del proceso productivo que empieza a tomar forma en el país.
La exposición de Marcos Pourteau, director de SESA (Southern Energy), fue una de esas intervenciones que no describen un proyecto: describen un punto de inflexión. Porque lo que está ocurriendo en el Golfo San Matías no es una obra más, ni un anuncio más, ni un plan más. Es el nacimiento de un nuevo distrito industrial argentino, construido alrededor del primer proyecto de GNL operativo del país.
Pourteau lo dijo sin rodeos: “Decidimos avanzar sin contrato de largo plazo y sin financiamiento previo.” En la industria del gas, eso es casi una herejía. Pero esa decisión explica por qué el proyecto avanza a una velocidad que no se había visto en la Patagonia desde la construcción de los grandes oleoductos. SESA apostó primero, y el mercado respondió después.
En 2027, el primer buque de licuefacción —el Hilli Episeyo— comenzará a operar con una capacidad de 2,4 millones de toneladas anuales de GNL. Pourteau aclaró un punto que generó debate en el panel: la cifra de USD 700 millones corresponde solo al primer año, cuando el proyecto funcionará con un solo buque y con volumen parcial de exportación. Es el impacto inicial, el arranque, la primera bocanada de un proyecto que recién empieza a tomar forma.
La escala real aparece en la segunda fase. En 2028, se suma el segundo buque —el MKII, de 3,5 MTPA— y el proyecto alcanza su capacidad plena de 6 millones de toneladas anuales.
Con ambos buques operativos, las exportaciones proyectadas ascienden a USD 850–1.000 millones por año, dependiendo del precio internacional del GNL. La diferencia entre ambas cifras no es un error: es la distancia entre un motor encendido y dos motores a máxima potencia.
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Marcos Pourteau explicó que los USD 700 millones corresponden al primer año operativo del Hilli Episeyo. Con dos buques en funcionamiento, el proyecto alcanzará exportaciones anuales de USD 850–1.000 millones y transformará al Golfo San Matías en un nuevo distrito industrial del país.
La International Gas Union (IGU) ya ubicó a Argentina en un lugar inesperado: con los 6 MTPA aprobados, el país concentra el 31,6% de toda la capacidad FLNG aprobada del mundo. Es un dato que no necesita adjetivos: Argentina, que nunca exportó GNL, aparece de golpe entre los jugadores relevantes del mercado flotante global.
Pero el impacto más profundo no está en las cifras: está en el territorio. Pourteau detalló que el proyecto ya integró 70 empresas locales, y que Río Negro puso en marcha programas de formación técnica en San Antonio Oeste y San Antonio Este para soldadores especializados, operadores industriales, técnicos embarcados y personal de logística portuaria.
La construcción generará 1.900 empleos directos e indirectos, y el 50% de los bienes y servicios provendrá de proveedores locales. La Patagonia, históricamente dependiente de la pesca y el turismo, empieza a incorporar una industria que nunca tuvo: la industria del gas exportador.
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Cuando ambos buques estén operativos, el Golfo San Matías tendrá un nivel de actividad que la región nunca vio. Pourteau lo explicó con una claridad que electrizó al auditorio: habrá un barco de GNL por día, y además otro barco cada tres o cuatro días, entre cargas de condensados y otros productos. En total, el proyecto moverá 80 barcos por año, una frecuencia que transforma por completo la escala logística de la Patagonia. “Esto no es un proyecto: es una transformación territorial”, dijo Pourteau, y la frase quedó suspendida en el aire porque sintetiza lo que está por ocurrir: el Golfo San Matías pasará de ser un punto turístico a convertirse en un nodo energético internacional.
Su mensaje final sintetiza la magnitud del proyecto: Argentina pasa de ser importador a convertirse en un actor relevante del mercado global de GNL, y lo hace con un modelo que combina velocidad, inversión privada y desarrollo territorial. El primer año marcará el inicio; la operación plena marcará la historia.
La exposición de Maia Anouk Goldín, gerenta de Estrategia Corporativa de YPF, fue una de esas intervenciones que no solo informan: ordenan el debate. Goldín tomó un tema que suele estar atrapado entre consignas y tecnicismos —la transición energética— y lo desplegó con una claridad que dejó al auditorio siguiendo cada cifra como si fuera una brújula.
Su diagnóstico coincide con el de los organismos internacionales: la transición avanza, pero no reemplaza la base fósil. Las renovables crecen, sí, pero crecen para acompañar el aumento de la demanda, no para sustituir lo que ya existe. Según la International Gas Union, más del 80% del consumo mundial sigue siendo fósil, y la demanda global aumenta entre 1% y 2% anual.
En ese escenario, Goldín planteó una idea que rompe con el discurso tradicional: el gas dejó de ser una energía puente y pasó a ser energía del futuro. Lo explicó con tres argumentos que hoy definen la geopolítica energética: seguridad de abastecimiento, costos competitivos y menor emisión relativa frente al carbón y el fuel oil.
Europa y Asia, sacudidas por crisis geopolíticas y por la volatilidad de sus proveedores históricos, buscan fuentes estables, confiables y alejadas de zonas de conflicto. Y ahí aparece Argentina: un país con recursos abundantes, una matriz más limpia que el promedio global y una ubicación geopolítica que hoy es un activo estratégico.
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Maia Anouk Goldín expuso la estrategia de YPF en un contexto global donde el gas se consolida como energía del futuro y Argentina aparece con una ventaja estructural en matriz, recursos y estabilidad geopolítica.
La Secretaría de Energía confirma que Argentina tiene una matriz primaria con 54% de gas natural, frente al 24% del promedio mundial. Es una matriz más limpia que la de la mayoría de los países industrializados.
La producción nacional alcanzó en 2025 139 MMm³/día de gas, el nivel más alto en dos décadas, y 352.000 barriles diarios de petróleo, con un crecimiento interanual del 19%. El shale representa 45% del gas y 41% del petróleo, y YPF lidera la producción de shale gas y shale oil en el país.
Goldín no presentó estos datos como un logro aislado, sino como parte de una estrategia que ya está en ejecución. YPF exporta más de 300.000 barriles diarios de crudo, y con el oleoducto Vaca Muerta Sur comenzará a exportar desde el Golfo San Matías en 2027, integrando la Patagonia al mapa exportador.
El Plan YPF 4×4, confirmado en documentos oficiales, busca multiplicar la producción, expandir exportaciones y atraer inversiones por más de USD 300.000 millones hacia fin de década. La estrategia incluye una plataforma de Nuevas Energías: litio, renovables (YPF Luz), hidrógeno, biocombustibles y carga eléctrica vehicular.
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La visión de Goldín se apoya en un dato estructural que pocas veces se explica con esta contundencia: Vaca Muerta tiene entre 270 y 300 TCF de gas, mientras Argentina consume 1.8 TCF por año. El país tiene excedente exportable para más de 150 años. Esto permite proyectar exportaciones sin comprometer la demanda interna y posicionar al gas argentino como un producto de seguridad energética global.
Para el lector no especializado, Goldín está diciendo algo que cambia la narrativa tradicional de la transición energética: no es un reemplazo inmediato de fósiles por renovables, sino un proceso donde el gas cumple un rol central. El mundo necesita gas para sostener su crecimiento, y Argentina tiene uno de los recursos más competitivos del planeta. La combinación de abundancia, costos bajos, estabilidad geopolítica y una matriz limpia coloca al país en una posición estratégica en la transición energética global.
Goldín cerró con una idea que sintetiza su exposición y que, en el auditorio, se sintió como una advertencia y una oportunidad: Argentina tiene una ventana histórica para convertirse en un proveedor confiable de energía en un mundo que busca estabilidad y diversificación. YPF ya está ejecutando la estrategia para ocupar ese lugar.
La intervención de Jorge De Mendonça, responsable técnico de la Asociación Intermodal de América del Sur (AIMAS), fue uno de esos momentos que incomodan, ordenan y despiertan. No habló de potencial, no habló de promesas, no habló de futurismo.
Habló de realidad, con una crudeza técnica que dejó al auditorio en silencio. Su apellido —De Mendonça, con ce cedilla— ya es conocido en el mundo ferroviario: es el especialista que desde hace años advierte que Argentina repite los mismos errores desde 1977. En el II Congreso en Energía, lo dijo sin anestesia.
Abrió con una metáfora que marcó el tono de toda su exposición: “La privatización del Belgrano Cargas viene como un avión… pero es un Fokker F27 en una tormenta de nieve, cruzando por Pehuenche y listo para embocarse contra una montaña.” No era un chiste. Era una advertencia: Argentina insiste en modelos que ya fracasaron.
De Mendonça repasó casos concretos. El primero: Potasio Río Colorado. En 2013, Vale suspendió el proyecto porque el diseño ferroviario propio —alejado de las ciudades, sin licencia social y con costos desbordados— terminó colapsando la inversión minera. “El ferrocarril concesionado sí tenía licencia social y podía hacerlo. No lo convocaron. La logística destruyó el proyecto.”
El segundo caso: Vaca Muerta. Desde 2012, cada seis meses aparece la misma noticia: “Vaca Muerta viaja en tren”, “Licitan el tren norpatagónico”, “Analizan reactivar la vía”. Mientras tanto, recordó, el ingeniero Guillermo White construyó 500 kilómetros del Ferrocarril Sur en 30 meses en 1899, para llegar a Cipolletti antes de una posible guerra con Chile. “Nosotros llevamos 14 años acumulando titulares.”
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Jorge De Mendonça expuso el diagnóstico más crudo del sistema ferroviario argentino y explicó por qué la logística es la condición indispensable para que los grandes proyectos energéticos del país puedan funcionar.
Hoy existen cuatro proyectos ferroviarios simultáneos para Vaca Muerta: Norpatagónico, Punta Colorada, San Antonio Oeste y variantes intermedias. Todos comparten el mismo error: pretenden que el mercado productivo pague el déficit del ferrocarril. Es un modelo que ya fracasó y que, según De Mendonça, condena cualquier proyecto industrial que dependa de él.
Su diagnóstico fue más profundo: Argentina diseña el transporte como si cada mercado tuviera que cargar con toda la infraestructura. “A cada mercado le cargamos todo el transporte. Así, nada es rentable.” La solución, explicó, es la contraria: integrar servicios, sumar clientes, diversificar cargas y construir volumen.
La falta de licencia social es otro punto crítico. En Bahía Blanca y el Valle, los vecinos rechazaron el paso de 10 trenes por día. Un colega de AIMAS le dijo: “Tienen razón: si la vía estuvo 30 años sin mantenimiento y va a seguir así, lo lógico es sacarla.” La frase sintetiza un problema estructural: sin mantenimiento, no hay licencia social posible.
El deterioro tiene un costo: USD 30.000 millones en capital ferroviario perdido desde 1991. Las concesiones perdieron la mitad de las vías; la otra mitad está demolida. Si se reconstruyera, la tarifa ferroviaria debería ser cinco veces la actual.
De Mendonça también desmontó un mito académico: que el ferrocarril debe dedicarse solo a graneles. Desde 1956, esa idea llevó a que el ferrocarril abandonara el 99% de los embarcados. “El camión no le sacó el negocio. El ferrocarril decidió abandonarlo.”
La comparación internacional fue lapidaria.
Estados Unidos:
USD 25.000 millones de inversión anual
USD 25.000 millones de impuestos
USD 25.000 millones de ganancias
Europa (Open Access):
USD 100.000 millones de subsidio anual
DB Cargo pierde 300–400 millones por año
Argentina:
vías destruidas
modelo europeo copiado sin infraestructura
ley de Open Access aprobada por consenso político sin análisis técnico
El problema técnico más grave es la capacidad de las vías. Argentina opera con 15–20 toneladas por eje, cuando Brasil y EE.UU. operan con 32,5 toneladas. Con la vía actual, el tren es más caro que el camión. Los estudios del C-14 —consultoras, Banco Mundial, BID— ni siquiera consideraron este dato.
La solución que propone De Mendonça es el modelo 5F, una quinta generación ferroviaria basada en intermodalismo, micrologística, trenes mixtos, doble estiba, gobernanza con provincias y municipios, y participación privada en vagones, contenedores y patios. Cada dólar invertido en ferrocarril genera USD 400 en 30 años.
Su cierre fue una síntesis perfecta de su visión:
“No tenemos un problema técnico ni económico. Tenemos un problema de diseño y de cultura logística.”
En un Congreso dominado por anuncios de GNL, inversiones millonarias y proyectos de escala global, la intervención de Jorge De Mendonça fue el recordatorio más incómodo y más necesario: sin logística, no hay desarrollo energético posible. Argentina LNG, Vaca Muerta, los nuevos puertos y los nuevos gasoductos dependen de un sistema ferroviario que hoy está diseñado para fracasar. Su mensaje fue claro: si el país quiere entrar en las grandes ligas, primero tiene que dejar de repetir los errores de los últimos 65 años.
Un informe de Boston Consulting Group (BCG) proyecta que hasta el 80% de las principales petroleras del mundo podría registrar caídas significativas de producción hacia 2040.
En ese escenario, los activos con capacidad de producir durante décadas ganan valor estratégico, lo que refuerza el rol de Vaca Muerta como motor energético de la Argentina.
El estudio advierte que la mayoría de las grandes compañías enfrentará descensos de entre el 20% y el 50%, mientras que un grupo más reducido podría sufrir caídas superiores al 60%. Las causas incluyen una década de menor reinversión en exploración, una demanda de hidrocarburos más persistente de lo previsto y tensiones geopolíticas que elevan los riesgos sobre el suministro global.
Para la Argentina, el diagnóstico llega en un momento clave. Vaca Muerta ya consolidó su rol como principal motor de crecimiento energético local y aparece como una de las cuencas con mayor potencial para abastecer mercados internacionales. Según Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG, “la longevidad de los portafolios vuelve a convertirse en una prioridad estratégica. Para Argentina, este desafío coincide con la oportunidad de consolidar Vaca Muerta como un recurso de escala mundial”.
El informe subraya que la competitividad no dependerá solo de perforar más pozos, sino de mejorar la productividad, reducir costos, optimizar completaciones y sostener estándares técnicos que permitan competir con otras cuencas no convencionales. La tecnología de recuperación mejorada podría elevar los factores de recobro en shale hasta un 15%, aunque muchas soluciones aún están en desarrollo.
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Otro aspecto clave es la competencia global por recursos: el 45% del valor presente neto de los líquidos y el 35% del gas natural disponible se encuentra en mercados controlados por Estados. Esto obliga a los gobiernos a ofrecer marcos regulatorios estables y reglas claras para atraer socios con capacidad técnica y financiera.
El desafío argentino será convertir recursos en producción exportable y competitiva. Para eso serán determinantes la infraestructura de transporte, los proyectos exportadores de GNL, el acceso al financiamiento y la estabilidad regulatoria. En un mundo donde las grandes petroleras miran con preocupación el agotamiento de sus portafolios, Vaca Muerta puede ganar un lugar más relevante en la oferta global de petróleo y gas.
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) continúa ampliando su alcance con proyectos multimillonarios en petróleo, gas, minería y litio.
En el sector energético, el esquema se consolidó como un factor clave para acelerar obras de infraestructura y ampliar la capacidad exportadora de Vaca Muerta, con inversiones que ya superan los USD 31.000 millones.
Entre las iniciativas destacadas figuran la ampliación de la planta de Compañía MEGA (USD 360 millones) para aumentar la producción de líquidos de gas natural provenientes de Vaca Muerta, y la planta de fertilizantes de Pampa Energía, que demandará USD 2.700 millones. Estas inversiones se suman a proyectos estratégicos como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y las plantas de GNL, que permitirán incrementar la capacidad de transporte y exportación de hidrocarburos.
Según un informe de Qualy Consultora, la previsibilidad que ofrece el régimen mediante estabilidad tributaria, cambiaria y regulatoria por 30 años fue decisiva para destrabar inversiones de gran escala, especialmente aquellas que requieren financiamiento elevado y plazos largos de ejecución.
Las proyecciones estiman que los proyectos adheridos al RIGI podrían generar exportaciones adicionales por USD 13.000 millones anuales entre 2027 y 2030, y superar los USD 35.000 millones por año una vez que todas las iniciativas entren en operación. El impacto se concentrará en petróleo, gas natural licuado, cobre y litio, consolidando a Neuquén como epicentro energético del país.
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El informe advierte que el desafío de la próxima etapa será potenciar el desarrollo de proveedores locales, empleo calificado y agregado de valor en las regiones productivas. En ese sentido, el impacto económico del RIGI dependerá no solo del volumen de capital que atraiga, sino también de su capacidad para fortalecer las cadenas productivas asociadas a Vaca Muerta y otros sectores estratégicos.
Con la incorporación de nuevos proyectos y el avance de las obras energéticas, el RIGI se consolida como uno de los principales instrumentos para acompañar el desarrollo de Vaca Muerta y posicionar a Neuquén como motor de las inversiones energéticas de la Argentina.
El Polo Norte de Vaca Muerta ya supera en producción a provincias petroleras tradicionales y proyecta alcanzar los 300.000 barriles diarios en los próximos años gracias a nuevas inversiones y obras de transporte.
Este crecimiento abre una oportunidad para Mendoza, que comienza a evaluar su participación en la expansión de la frontera petrolera.
En junio, el Polo Norte extrajo 79.869 barriles diarios de petróleo, superando a Santa Cruz (51.451), Mendoza (51.451) y Río Negro (23.146). Si fuera una provincia, se ubicaría como la tercera productora de crudo del país. La zona reúne siete bloques operados por YPF, Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Vista Energy, con desempeños dispares pero en general de fuerte crecimiento.
El bloque más productivo es Bajo del Choique-La Invernada, de Pluspetrol, con 39.902 barriles diarios (+230% interanual). Le siguen El Trapial Este de Chevron (22.343 barriles, +58,6%), Narambuena de YPF (6.117 barriles desde casi cero) y Los Toldos II Este de Tecpetrol (3.912 barriles desde cero). Vista Energy, por su parte, proyecta una inversión de USD 5.800 millones para alcanzar 50.000 barriles equivalentes diarios en Águila Mora.
El principal freno hasta ahora fue logístico, pero comienza a resolverse con la ampliación Duplicar Norte del sistema de Oleoductos del Valle y el proyecto Vaca Muerta Oil Sur, que habilitará exportaciones desde enero próximo. Con estas obras, las metas de las operadoras permiten proyectar hasta 300.000 barriles diarios en pocos años, casi cuatro veces el nivel actual.
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El avance también se extiende hacia la llamada lengua mendocina de la formación, donde YPF y Quintana TSB perforan cinco pozos con una inversión de USD 30 millones. El plan contempla hasta 334 pozos horizontales en distintas capas productivas. Paralelamente, se desarrolla el Polo Sur junto a ENI y ADNOC para asegurar gas destinado a exportación de GNL, con bloques al norte de Cutral Co y Plaza Huincul.
A poco más de una década del inicio de Vaca Muerta, la formación continúa ampliando sus límites geográficos y se perfila como uno de los motores de la próxima etapa exportadora del país.
El senador Enzo Fullone mantuvo un encuentro con el embajador de la India en Argentina, Ajaneesh Kumar, en el que presentó el potencial productivo de Río Negro para atraer inversiones en sectores estratégicos como energía, minería y tecnología.
El legislador destacó el futuro exportador de GNL a partir del proyecto VMOS de YPF y el posicionamiento internacional de INVAP como referentes de la provincia en innovación científica y tecnológica.
Durante la reunión, Fullone subrayó la trayectoria de cooperación desarrollada desde San Carlos de Bariloche por INVAP y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), instituciones que consolidaron a la Argentina como proveedor confiable de tecnología nuclear. Recordó la exitosa puesta en marcha de la planta de producción de radioisótopos para BRIT en Mumbai, que fortaleció la relación bilateral y el prestigio de los profesionales rionegrinos.
En materia energética, el senador resaltó el memorándum estratégico firmado entre YPF y empresas estatales de la India para evaluar acuerdos de largo plazo destinados al suministro de GNL proveniente de Vaca Muerta, con infraestructura clave en Río Negro. Este proyecto busca consolidar a la provincia como uno de los principales puntos de exportación de energía argentina hacia mercados asiáticos.
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Fullone también mencionó el potencial de Río Negro en minerales críticos como oro, plata y uranio, además de su ecosistema científico y tecnológico reconocido internacionalmente. Señaló que la creciente demanda de energía y minerales por parte de la India abre una oportunidad concreta para ampliar el intercambio comercial y atraer nuevas inversiones hacia sectores estratégicos de la provincia.
India es actualmente el cuarto socio comercial de Argentina y el segundo saldo comercial superavitario, con un superávit de USD 4.035 millones en 2025, lo que refuerza su rol como socio estratégico para la economía nacional.
Chevron reafirmó que Vaca Muerta ocupa un lugar estratégico dentro de su portafolio global de activos no convencionales y confirmó que busca acelerar su desarrollo en la Argentina.
Así lo aseguró Ana Simonato, Country Manager de Chevron Argentina, durante el Forbes Energy Summit, donde destacó la calidad geológica de la formación y las mejoras en el entorno de inversión.
La ejecutiva recordó que la relación de Chevron con el país comenzó hace un siglo, cuando el geólogo Charles Weaver inició estudios en la cuenca Neuquina. Entre los hitos más relevantes mencionó el desarrollo de Loma Campana junto a YPF en 2013, que marcó el inicio de la explotación masiva de hidrocarburos no convencionales en Argentina. Actualmente, la compañía también opera El Trapial y mantiene su asociación con YPF en Narambuena, ambos proyectos en Neuquén.
Simonato explicó que la estrategia global de Chevron prioriza cada vez más los activos no convencionales y que Vaca Muerta forma parte de ese esquema de crecimiento. La empresa está incorporando tecnologías y experiencias de las cuencas de Norteamérica para mejorar la eficiencia operativa y reducir los tiempos de desarrollo de nuevos pozos.
Según indicó, los principales directivos de Chevron consideran que la calidad de la roca en Vaca Muerta es comparable con la de los mejores yacimientos de shale de Estados Unidos. A ese potencial geológico se suma un escenario de mayor previsibilidad macroeconómica y el acompañamiento de la provincia de Neuquén para ampliar la infraestructura necesaria para el crecimiento del sector.
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La ejecutiva remarcó que uno de los desafíos sigue siendo mejorar la competitividad de la cadena de valor. Argentina compite por inversiones con otros proyectos internacionales y será necesario incrementar la escala de proveedores, optimizar la logística y continuar reduciendo costos para atraer más capital.
Chevron ya exporta parte del crudo Medanito hacia sus refinerías en California, lo que contribuye a posicionar a la Argentina como proveedor confiable de energía en los mercados internacionales. Para Simonato, la combinación entre la calidad de los recursos de Vaca Muerta, la incorporación de nuevas tecnologías y un entorno de inversiones más estable permitirá consolidar el crecimiento de la producción y ampliar la participación de la Argentina en el mercado energético global.
El Banco Central de la República Argentina (BCRA) renovó el acuerdo bilateral de swap de monedas con el Banco Popular de China (PBoC) por RMB 130.000 millones y extendió su vigencia de tres a cinco años. La activación por RMB 35.000 millones (unos U$S 5.000 millones) se mantiene vigente para respaldar la estabilidad financiera y el comercio bilateral.
Desde la entidad presidida por Santiago Bausili destacaron que la ampliación del período busca otorgar mayor previsibilidad y afianzar la cooperación entre ambas instituciones, en el marco de una relación que ya lleva 17 años desde el primer acuerdo firmado en 2009.
El mecanismo funciona como una línea de intercambio de monedas entre ambos bancos centrales. Argentina puede acceder a yuanes para afrontar operaciones autorizadas, como pagos de importaciones, sin necesidad de utilizar reservas propias en dólares. A cambio, el BCRA entrega pesos y luego debe revertir la operación junto con el pago de intereses.
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El swap opera bajo dos modalidades: cuentas onshore, cuyos fondos permanecen en el sistema financiero chino con menores costos de financiamiento, y cuentas offshore, que habilitan la conversión de yuanes en dólares para operaciones internacionales, brindando mayor flexibilidad en la administración de reservas.
Según explicó Bausili, el componente activado del swap permite utilizar esos fondos sin necesidad de autorizaciones adicionales, lo que constituye una herramienta relevante para la gestión de liquidez del organismo. La continuidad del acuerdo aparece como pieza clave dentro de la estrategia oficial de acumulación de reservas y estabilidad cambiaria.
La renovación se produce en paralelo al debate legislativo sobre la reforma de la Carta Orgánica del Banco Central, impulsada por el Gobierno. En este contexto, la vigencia ampliada del swap con China refuerza la estrategia financiera de Argentina para los próximos años, consolidando su relación con uno de los principales socios comerciales del país.
La compañía YPF comunicó a la CNV la venta de los clústers Chachahuén y Mendoza No Operado por un total de U$S 405 millones, en el marco de su estrategia Plan 4×4 para desprenderse de activos convencionales y concentrar inversiones en Vaca Muerta.
Entre los compradores figura San Benito Upstream, sociedad vinculada a PECOM, que vuelve a sumar participación en campos petroleros.
La primera operación corresponde al clúster Chachahuén, integrado por concesiones en Mendoza como Chachahuén Sur, Cerro Morado Este, Puesto Hernández y Chihuido de la Sierra Negra. La producción asociada alcanzaba unos 10.000 barriles diarios de petróleo y 0,03 millones de m³ de gas. El precio pactado fue de U$S 200 millones, con fecha efectiva al 1 de junio de 2026.
La segunda venta fue el clúster Mendoza No Operado, que incluye participaciones en las concesiones CNQ-7 Gobernador Ayala, CNQ-7A y Jagüel Casa de Piedra, entre Mendoza y La Pampa. Estos activos producían unos 7.000 barriles diarios de petróleo y 0,04 millones de m³ de gas. El precio acordado ascendió a U$S 205 millones, con fecha retroactiva al 1 de enero de 2026.
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Ambas operaciones incluyeron la cesión de ductos y materiales almacenados en los activos vendidos, además de quedar sujetas a las condiciones precedentes habituales y al ajuste de precio al cierre. La transferencia de infraestructura logística representa un valor adicional para los compradores.
La presencia de San Benito Upstream confirma la estrategia de PECOM, que meses atrás ya había adquirido el bloque Manantiales Behr en Chubut por U$S 410 millones. El grupo Pérez Companc refuerza así su portafolio de crudo convencional, sumando barriles en un mercado que se reconfigura con rapidez.
Las ventas en Mendoza marcan un cambio en el mapa petrolero provincial y consolidan la estrategia de YPF de maximizar valor para accionistas e inversores, concentrando capital e ingeniería en el desarrollo de Vaca Muerta, motor principal de la expansión energética argentina.
El buque Hilli Episeyo, primera unidad flotante del proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) impulsado por Southern Energy, inició su traslado desde Camerún hacia Singapur, donde será sometido a mantenimiento y modernización antes de arribar al Golfo San Matías a mediados de 2027. La unidad será la primera planta flotante de licuefacción vinculada al proyecto argentino.
Tras ocho años de operación frente a las costas de Camerún, el buque de Golar LNG será reacondicionado en el astillero Seatrium de Singapur. Allí se realizarán tareas de extensión de vida útil y adecuación de sistemas para su futura operación en Río Negro, en el marco de un proyecto que busca convertir a la región atlántica en plataforma estratégica para la producción y exportación de GNL.
El Hilli Episeyo cuenta con una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a unos 11,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. Su llegada al Golfo San Matías está prevista para mediados de 2027, mientras que el inicio de las operaciones comerciales se proyecta para fines de ese mismo año.
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La unidad estará vinculada durante 20 años al proyecto de Southern Energy, consorcio integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. En una segunda etapa se incorporará el buque MKII, con lo cual la capacidad conjunta alcanzará cerca de 6 millones de toneladas de GNL por año.
El avance del Hilli Episeyo forma parte de las obras e inversiones necesarias para conectar la producción de gas con la futura terminal flotante. El proyecto contempla infraestructura terrestre y submarina, instalaciones de compresión y sistemas de amarre frente a la costa rionegrina, consolidando un esquema de exportación de energía a gran escala.
La iniciativa busca posicionar al Golfo San Matías como un punto estratégico para la exportación de energía argentina y fortalecer el desarrollo portuario, logístico e industrial de la región atlántica. Con la llegada del Hilli Episeyo, el proyecto de GNL da un paso decisivo hacia su concreción y hacia la integración de Vaca Muerta en los mercados internacionales.
La producción petrolera argentina alcanzó en junio un nuevo récord histórico de 914.900 barriles diarios, quedando a solo 85.100 barriles de superar la barrera del millón. El dato, elaborado por el Monitor Oil & Gas de RICSA ALyC, representa un avance del 17,1% interanual y un incremento mensual del 1,3% frente a mayo.
El crecimiento estuvo impulsado por Vaca Muerta, que aportó 715.105 barriles diarios, equivalentes al 79% del total nacional. En ocho años, la formación multiplicó casi 12 veces su producción, con un promedio anual de expansión del 36%. En junio explicó el 70% del petróleo producido en el país, frente al 61% de un año atrás.
Las exportaciones de Combustibles y Energía totalizaron USD 1.406 millones en junio, con un alza interanual del 31,1%. Los ingresos por crudo exportado ascendieron a USD 918 millones, un 24% más que en junio de 2025. La mejora se debió al aumento del precio internacional: el Brent promedió USD 85,4 por barril, un 19% más que el año anterior, compensando la caída del 22% en volúmenes exportados.
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En materia de gas natural, la producción nacional llegó a 160,1 millones de metros cúbicos diarios, con un crecimiento interanual del 0,5%. La Cuenca Neuquina aportó 118,6 millones, donde el segmento no convencional representa el 91%. Vaca Muerta produjo 97,8 millones de metros cúbicos diarios, un 10,2% más que en junio de 2025, acumulando un crecimiento del 34% en el semestre.
El ranking de producción petrolera estuvo liderado por YPF, con 250.600 barriles diarios y una participación del 27%. Le siguieron Vista Energy (138.800 barriles, 15%), PAE (93.600, 10%), Chevron (66.800, 7%) y Pluspetrol (62.500, 7%). En gas, Total Austral encabezó con 35 millones de metros cúbicos diarios, mientras que Pampa Energía registró el mayor incremento mensual (+7,1%).
Neuquén se consolidó como el principal motor exportador energético del país, con despachos al exterior por USD 810 millones en junio y un acumulado de USD 4.205 millones en el primer semestre. El informe de RICSA proyecta que la meta del millón de barriles diarios podría alcanzarse antes de fin de 2026, consolidando a Vaca Muerta como eje de la expansión energética argentina.
La firma del primer contrato de exportación de gas natural licuado (GNL) entre Argentina y Europa coloca a Vaca Muerta en el centro de la escena energética internacional. El acuerdo permitirá que Southern Energy S.A. (SESA) abastezca con dos millones de toneladas anuales de GNL a la empresa alemana SEFE durante ocho años, con entregas previstas desde fines de 2027.
El cambio en el mapa energético global comenzó tras la guerra en Ucrania, cuando los países de la Unión Europea modificaron su estrategia de abastecimiento para reducir riesgos y diversificar fuentes. En ese proceso, el GNL ganó protagonismo porque permite recibir cargamentos desde distintos puntos del mundo sin depender exclusivamente de gasoductos.
Argentina aparece como un actor con potencial de crecimiento. Según un informe de Fundación Libertad y la Fundación Friedrich Naumann Stiftung, el país posee la segunda mayor reserva mundial de shale gas técnicamente recuperable, solo detrás de China. Esta ventaja otorga una base sólida para ampliar la producción y proyectarse hacia mercados internacionales.
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El economista Javier Bongiovanni advirtió que la oportunidad no depende únicamente de la abundancia del recurso, sino de la capacidad para transformarlo en infraestructura, inversiones y exportaciones sostenidas. El desafío consiste en convertir ese potencial en una oferta confiable para clientes que exigen estabilidad y previsibilidad.
En los últimos años, Vaca Muerta ya comenzó a modificar la matriz energética argentina. El crecimiento del gas no convencional permitió compensar la caída del convencional y mejorar el desempeño del sector. Sin embargo, el informe señala que aumentar la producción no alcanza por sí solo para ingresar con fuerza en los mercados más exigentes.
Para consolidar este camino será necesario ampliar la infraestructura de transporte y licuefacción, asegurar financiamiento de grandes proyectos y mantener reglas estables que generen confianza entre inversores. También será clave cumplir con los estándares ambientales que exigirá la UE desde 2027, especialmente en materia de reducción de emisiones de metano.
El gas y el petróleo de Vaca Muerta ya representan más del 70% de los hidrocarburos producidos en el país, consolidando a los recursos no convencionales como protagonistas de la matriz energética argentina. En apenas quince años, la revolución del shale transformó la industria y posicionó al país como un nuevo actor en el mercado exportador regional, con perspectivas de convertirse en proveedor de GNL a nivel global.
Para comprender qué implica la explotación de estos recursos, la geóloga Silvia Barredo, investigadora del Instituto del Gas y del Petróleo de la UBA, explicó que los reservorios convencionales permiten el flujo natural del hidrocarburo hacia el pozo, mientras que en los no convencionales el poro es tan pequeño que requiere técnicas de estimulación. En el caso del shale, el hidrocarburo se extrae directamente de la roca madre mediante fractura hidráulica (fracking), que conecta nanoporos con el pozo.
Barredo precisó que, en rigor, se trata de pelitas o fangolitas, rocas sedimentarias de grano ultrafino ricas en materia orgánica. Su tendencia a dividirse en capas delgadas se denomina “laminación”, y la propiedad que permite esa secuencia se conoce como “fisilidad”. Popularmente se las denomina lutitas o shale, término que se consolidó con el desarrollo de Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina.
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La formación Vaca Muerta reúne condiciones excepcionales: elevado contenido de materia orgánica, gran espesor, continuidad lateral, adecuada madurez térmica y excelentes propiedades geomecánicas. Estas características favorecieron el desarrollo masivo del shale y permitieron que Argentina avanzara rápidamente en cantidad de fracturas y conocimiento técnico, consolidando su liderazgo regional en hidrocarburos no convencionales.
De cara al futuro, otras provincias buscan replicar el modelo. En Chubut y Santa Cruz, las expectativas están puestas en la formación D-129 en la Cuenca del Golfo de San Jorge y en Palermo Aike en la Cuenca Austral. Ambos proyectos se encuentran en etapa exploratoria, con iniciativas de Pan American Energy (PAE) y la Compañía General de Combustibles (CGC), aunque aún sin explotación comercial.
La especialista advierte que la presencia del recurso no basta: se requieren infraestructura, tecnología, logística y condiciones de mercado. La explotación depende de los inversores, de los incentivos y de la política provincial. En ese sentido, la reconversión del bloque Cerro Dragón en Chubut y los avances exploratorios en Palermo Aike muestran que Argentina ya trabaja en nuevas fronteras del shale, con potencial de replicar el éxito de Vaca Muerta en otras regiones.
Argentina concretó su primer contrato de venta de gas natural licuado (GNL) a Europa. La empresa nacional Southern Energy S.A. (SESA) acordó con la alemana SEFE el suministro de 2 millones de toneladas anuales durante ocho años, con entregas previstas a partir de fines de 2027.
El acuerdo marca el ingreso del país al mapa energético europeo en un contexto de reconfiguración tras la salida de Rusia como proveedor.
El convenio se enmarca en un informe de la Fundación Libertad y la Friedrich Naumann Stiftung, que destaca la oportunidad de Argentina para convertirse en un proveedor confiable de gas. Según el economista Javier Bongiovanni, Europa ya tomó la decisión de diversificar sus fuentes de abastecimiento y Argentina cuenta con una ventana concreta para incorporarse gracias a la escala y competitividad de Vaca Muerta.
El país posee la segunda reserva de shale gas técnicamente recuperable más grande del mundo, estimada en 22,6 billones de m³, solo detrás de China. Esta dotación otorga a Argentina una relevancia global en recursos no convencionales y refuerza su capacidad de proyectarse hacia mercados exigentes como el europeo.
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Los proyectos de infraestructura avanzan en paralelo. SESA desarrolla el Hilli Episeyo y el MKII, con una capacidad conjunta de 6 millones de toneladas anuales, mientras que Argentina LNG, liderado por YPF junto a Eni y XRG, espera su decisión final de inversión en 2026 para un proyecto de USD 20.000 millones y 12 millones de toneladas anuales de capacidad.
El informe identifica cinco condiciones clave para consolidar esta oportunidad: completar la infraestructura de transporte y licuefacción, asegurar financiamiento, sostener la baja del riesgo país (actualmente en un rango de 450–560 puntos), cumplir con estándares ambientales europeos como la certificación OGMP 2.0 nivel 5 desde 2027 y mantener las reglas del RIGI para proyectos estratégicos.
Europa mantiene una dependencia energética externa superior al 55% de su consumo total, según Eurostat, lo que crea el contexto más favorable en décadas para que nuevos proveedores se incorporen a su matriz energética. En ese escenario, Argentina se posiciona como un actor emergente capaz de aportar volumen, competitividad y confiabilidad al abastecimiento del continente.
La petrolera GeoPark destinó el 64% de sus inversiones del segundo trimestre de 2026 a Vaca Muerta, consolidando al shale neuquino como su principal motor de crecimiento regional. El CEO Felipe Bayón aseguró que el desarrollo avanza incluso antes de los plazos previstos, con más perforación, completación de pozos e infraestructura de evacuación para sostener la expansión futura.
Durante el período, la compañía invirtió USD 76,4 millones en capital, de los cuales la mayor parte se dirigió a Argentina y el resto a Colombia. La decisión refleja un cambio de escala dentro del portafolio de GeoPark, que definió al desarrollo argentino como su programa de crecimiento orgánico más importante. “Nuestros resultados demuestran la consistencia de nuestra ejecución y la fortaleza de nuestro portafolio”, afirmó Bayón.
Las inversiones en Vaca Muerta se enfocaron en perforación, terminación de pozos y ampliación de infraestructura de evacuación, condición clave para sostener el crecimiento. Ese nivel de actividad coincidió con un escenario internacional favorable: el precio promedio del Brent alcanzó USD 96,9 por barril, impulsado por tensiones geopolíticas, lo que permitió mejorar los ingresos y fortalecer la caja de la empresa.
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La producción conjunta de Argentina y Colombia promedió 27.271 barriles equivalentes de petróleo por día, prácticamente sin cambios respecto del trimestre anterior. Sin embargo, el mayor precio del crudo permitió que los ingresos crecieran un 12%, hasta USD 143,3 millones, aun con volúmenes de venta estables.
El EBITDA ajustado fue de USD 73,1 millones, con un margen del 51%, mientras que el flujo de caja operativo alcanzó USD 108,4 millones.
El aumento de la actividad también elevó los costos operativos, que pasaron de USD 14,7 a USD 17,9 por barril, explicado por mayores gastos energéticos, intensidad operativa superior y apreciación de las monedas de Argentina y Colombia frente al dólar.
Aun así, la compañía cerró junio con USD 316,3 millones en efectivo y equivalentes, por encima de los USD 274,9 millones del trimestre anterior, y una deuda neta de USD 317,8 millones, con un ratio de apalancamiento de 1,2x.
GeoPark mantiene protegida buena parte de su producción mediante coberturas de precio y renovó su línea de crédito contingente hasta 2028, lo que le otorga respaldo adicional para afrontar el ciclo inversor. “Mientras atravesamos este período de máximas inversiones, seguimos enfocados en ejecutar cada proyecto de manera segura y eficiente, creando valor sostenible para nuestros accionistas”, aseguró Bayón.
