Quintana Energy logró duplicar su producción de gas natural en poco más de un año y se posicionó entre las diez principales productoras de Argentina. La compañía pasó de 900.000 m³ diarios en mayo de 2025 a 1,896 millones de m³ por día, impulsada por una estrategia que combina la recuperación de áreas maduras, mejoras operativas y nuevos proyectos de infraestructura energética.
Gracias a este crecimiento, la empresa alcanzó el noveno lugar en un mercado integrado por unas cincuenta productoras. Desde la compañía sostienen que el avance responde a un modelo de desarrollo enfocado en maximizar el potencial de yacimientos convencionales mediante inversiones, intervenciones técnicas y una gestión orientada a la eficiencia.
La expansión estuvo acompañada por la incorporación y optimización de activos maduros, donde se realizaron trabajos de reparación de pozos, mejoras en instalaciones y programas de productividad. Esta estrategia permitió transformar yacimientos de menor rendimiento en nuevas fuentes de abastecimiento para el sistema energético nacional.
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Uno de los proyectos más relevantes se desarrolla en el sur de Mendoza, donde comenzó la reinyección de gas natural en reservorios convencionales adquiridos a YPF dentro del Plan Andes. El emprendimiento alcanzó un caudal de 240.000 m³ diarios pocas semanas después de iniciar operaciones, con el objetivo de convertir esos reservorios en un sistema de almacenamiento subterráneo.
La reinyección se realiza en la formación El Troncoso Inferior, que reúne condiciones geológicas para alcanzar una capacidad potencial de hasta 8 millones de m³ diarios. Para avanzar en ese desarrollo, la empresa realizó estudios geológicos, incorporó infraestructura específica y proyecta instalar nuevos compresores que permitan ampliar la capacidad operativa.
El CEO de Quintana Energy, Carlos Gilardone, definió el proyecto mendocino como “la final de la Champions”, en referencia a su importancia estratégica para el futuro de la compañía y del sistema energético argentino.
Con este crecimiento, la empresa fortalece su posición en la industria del gas natural y apuesta por un modelo que combina recuperación de activos convencionales, eficiencia operativa y soluciones de almacenamiento para acompañar la evolución del mercado energético.
El Gobierno argentino autorizó a las petroleras a retomar las exportaciones de gas a Chile con contratos no interrumpibles, después de más de 13 años. A partir de septiembre, se enviarán hasta 10 millones de m³ diarios, consolidando un esquema de suministro en firme que se apoya en el crecimiento de la producción de Vaca Muerta.
La medida se formalizó mediante la disposición 167 de la Secretaría de Energía, que permitirá dar continuidad a las exportaciones iniciadas en octubre del año pasado. Durante el primer semestre de este año, los envíos a Chile, Brasil y Uruguay alcanzaron un promedio de 5,9 MMm³/d, reflejando el incremento sostenido de la producción nacional.
La nueva modalidad de contratos en firme fue uno de los puntos acordados en la Declaración Conjunta firmada en julio por los presidentes Mauricio Macri y Sebastián Piñera, lo que marca un hito en la relación bilateral y en la integración energética regional. Se trata de un cambio significativo respecto a los envíos interrumpibles que se habían retomado en 2018 tras el acuerdo de liberalización del comercio de gas.
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El Gobierno destacó que el excedente de gas natural generado en Vaca Muerta permitirá sostener estas exportaciones durante el período estival. La producción creciente garantiza disponibilidad para abastecer tanto el mercado interno como la demanda externa, consolidando a la Argentina como proveedor confiable en la región.
Desde septiembre, 10 empresas chilenas suscribieron más de 30 operaciones de compra de gas argentino, que representaron cerca del 39% de las importaciones de gas de Chile. Este dato confirma la relevancia del suministro argentino en el mercado energético del país vecino y la importancia de los contratos en firme para asegurar continuidad.
La decisión refuerza el rol de la Argentina en el mercado energético regional y marca un paso clave hacia la consolidación de exportaciones sostenidas de gas natural, con beneficios económicos y geopolíticos para ambas naciones. El esquema de contratos firmes abre una nueva etapa en la integración energética sudamericana.
El desarrollo de Vaca Muerta volvió a posicionarse como uno de los principales motores de la economía argentina. Durante el primer semestre de 2026, el crecimiento de la actividad en la formación no convencional impulsó el mercado de fusiones y adquisiciones (M&A), que alcanzó su tercer mejor desempeño desde 2010.
De acuerdo con un informe de PwC Argentina, entre enero y junio se concretaron 56 operaciones de compra y venta de empresas por un valor estimado de USD 5.700 millones, en un contexto de mayor estabilidad económica y renovado interés por invertir en el país.
El sector de Energía y Recursos concentró cerca de un tercio de todas las transacciones, con el segmento de oil & gas como protagonista. Entre las operaciones más relevantes se destaca la adquisición por parte de Vista de activos de Equinor en Vaca Muerta por alrededor de USD 1.100 millones.
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El informe también subraya un cambio en el perfil de los compradores: el 59% de las adquisiciones fueron realizadas por inversores argentinos, mientras que el 41% correspondió a grupos extranjeros, principalmente de Estados Unidos, Canadá y Europa.
Este comportamiento refleja mayor confianza del empresariado local y confirma el regreso de inversores internacionales que vuelven a incorporar a Argentina en sus estrategias de expansión.
Además del liderazgo del sector energético, Alimentos y Agro registraron su mejor semestre en seis años. Los sectores financiero, industrial, construcción, transporte y logística mantuvieron un nivel sostenido de operaciones, mientras que Tecnología, Medios y Telecomunicaciones mostró una desaceleración en línea con la tendencia global.
Las perspectivas para el resto del año también son favorables. PwC considera que 2026 podría convertirse en uno de los períodos más activos para el mercado argentino de fusiones y adquisiciones, impulsado por la estabilización económica, la reducción del riesgo país, el avance de reformas y las inversiones vinculadas al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
No obstante, el informe advierte que el ritmo de las operaciones podría moderarse a medida que se acerque el calendario electoral de 2027.
El 3 de agosto de 2026, Transportadora de Gas del Sur (TGS) anunció un proyecto de inversión superior a USD 3.000 millones en la formación Vaca Muerta, destinado a desarrollar infraestructura para procesar y exportar líquidos del gas asociado al petróleo.
La iniciativa contempla la construcción de una planta en Tratayén (Neuquén) y un poliducto hacia Bahía Blanca, con el objetivo de acompañar el crecimiento del shale oil y evitar que la falta de capacidad de procesamiento limite la producción.
El CEO de la compañía, Oscar Sardi, explicó que el aumento del volumen de gas asociado al crudo plantea un nuevo desafío técnico: “Lo que estamos pensando y llevando adelante es la extracción de más productos: propano, butano y gasolina”, señaló durante una exposición ante la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados.
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El proyecto busca ampliar la capacidad de la planta de Tratayén para incorporar la extracción de propano y butano, productos con fuerte demanda internacional. El poliducto proyectado trasladará la mezcla de líquidos hacia una planta de fraccionamiento en el polo petroquímico de Bahía Blanca, donde se separarían los productos para su exportación.
Según estimaciones de TGS, la obra permitirá generar una capacidad exportadora cercana a USD 1.200 millones anuales en condiciones normales de mercado.
La construcción demandará aproximadamente 45 meses, con puesta en marcha prevista para los primeros meses de 2030. Durante la etapa de obra, TGS estima la generación de 4.000 puestos de trabajo directos y 15.000 indirectos, además de acuerdos con productores de la cuenca para contrataciones de bienes y servicios.
La expansión de las redes de transporte de energía en Argentina atraviesa una nueva etapa, con un mayor protagonismo del sector privado en el financiamiento de las obras. Un informe de la consultora Economía y Energía (E&E), dirigida por Nicolás Arceo, advierte que las diferencias regulatorias entre los sistemas de transporte de electricidad y gas natural podrían desalentar nuevas inversiones y limitar el desarrollo de proyectos estratégicos.
En el caso de la electricidad, el nuevo esquema reemplazó la planificación estatal por concesiones privadas. Los concesionarios financian las obras y recuperan la inversión mediante una tarifa específica que pagan los usuarios beneficiados, identificados por CAMMESA, con prioridad de pago garantizada.
Entre las primeras obras estratégicas figuran líneas de transmisión para aliviar restricciones en el AMBA, la Patagonia y la región Centro.
Para el gas natural, el régimen vigente no cuenta con un organismo que garantice el recupero de la inversión. La viabilidad depende de trasladar costos a tarifas o de la rentabilidad obtenida por quienes financian las obras. En este contexto, el Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner) se consolidó como proyecto clave para la Cuenca Neuquina.
Su primera etapa incorporó 21 millones de m³ diarios de capacidad de transporte, generando ahorros acumulados por USD 2.327 millones entre 2023 y abril de 2026, gracias a la sustitución de importaciones de GNL y combustibles líquidos.
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La ampliación del gasoducto, impulsada por TGS mediante iniciativa privada, permitirá sumar otros 14 millones de m³ diarios desde Vaca Muerta a partir del próximo año. Esta expansión reducirá el consumo de combustibles líquidos en generación eléctrica y las importaciones de GNL en invierno, aunque tendrá un impacto limitado sobre el abastecimiento del norte argentino.
El informe advierte que la regulación vigente genera incentivos diferentes para ambos sectores. Mientras las obras eléctricas trasladan sus costos a la demanda una vez finalizadas, en el transporte de gas el riesgo económico recae principalmente sobre los generadores térmicos que financian la infraestructura.
La incorporación de nueva generación eólica y solar tiende a reducir el costo marginal del sistema eléctrico, disminuyendo la rentabilidad de las centrales térmicas que deben afrontar el repago de las ampliaciones de gasoductos.
La lectura técnica confirma que la coexistencia de dos esquemas regulatorios distintos para expandir las redes de electricidad y gas natural podría condicionar el desarrollo de la infraestructura energética en los próximos años.
Estas asimetrías dificultan la asignación eficiente de recursos y representan un desafío para acompañar el crecimiento de la producción de gas de Vaca Muerta y la demanda energética nacional.
El 3 de agosto de 2026, AES Argentina anunció la emisión de Obligaciones Negociables (ON) por un valor nominal de hasta USD 30 millones, ampliable a USD 50 millones, con un plazo de 24 meses, amortización al vencimiento y tasa fija a definir. Los fondos se destinarán a inversiones en activos y bienes de capital, capital de trabajo y refinanciación de pasivos.
La licitación del instrumento se realizará el 4 de agosto entre las 10:00 y las 16:00 horas a través de distintos agentes colocadores, mientras que la liquidación está prevista para el 6 de agosto bajo la modalidad T+2. La organización y operación estará a cargo de Balanz Capital Valores.
Subsidiaria de The AES Corporation, AES Argentina cuenta con una capacidad instalada de 1.951 MW en activos térmicos, eólicos e hidroeléctricos, lo que representa el 4,4% de la capacidad total del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Características de la emisión
Denominación y pago: en dólares MEP.
Plazo: 24 meses.
Tasa: fija, a determinar mediante licitación, con intereses pagaderos cada 6 meses.
Modalidad de pago: Bullet (amortización americana), con devolución íntegra del capital al vencimiento.
Suscripción mínima: USD 100.
Calificación crediticia: AA según FixScr.
Legislación aplicable: ley argentina.
La colocación contará con la participación de múltiples agentes, entre ellos Banco Galicia, Banco Santander, Banco Macro, BBVA, Banco Patagonia, Allaria, ICBC, Petrini Valores, Invertir en Bolsa, Banco Supervielle, Latin Securities, Adcap Securities, Invertironline, Global Valores, Portfolio Personal Inversiones, Neix y Facimex Valores.
La nueva emisión se inscribe en la tendencia del mercado de valores local, donde el sector energía lidera más de la mitad del financiamiento corporativo total del país. Para AES Argentina, representa un paso relevante en su estrategia de financiamiento, asegurando recursos para sostener operaciones críticas y ampliar inversiones en infraestructura energética.
Las exportaciones argentinas se encaminan en 2026 hacia un umbral histórico de USD 100.000 millones, con hidrocarburos, minería y agroindustria como motores principales. El superávit comercial acumuló USD 13.923 millones hasta julio y doce provincias registraron incrementos de ventas externas de entre el 14% y el 110% desde enero.
Sin embargo, de las 24 provincias del país, solo Neuquén, Río Negro y San Juan muestran un aumento en el número de asalariados privados formales, ligadas directamente a hidrocarburos y minería.
El Instituto de Estudios sobre la Realidad Argentina y Latinoamericana (Ieral) definió esta situación como un “crecimiento desbalanceado”: una expansión apoyada en sectores de alto valor exportador y baja intensidad laboral, que convive con el estancamiento de ramas que concentran la mayor parte del empleo nacional.
Comercio, industria y transporte crecieron en el primer semestre a tasas de entre 1,9% y 3,3%, pero sin traducirse en nuevos puestos de trabajo.
Los sectores líderes del boom exportador —hidrocarburos, minería metalífera y agroindustria— generan mucho valor por trabajador, pero pocos puestos de trabajo por dólar exportado. El agro emplea a 324.300 trabajadores registrados (5,2% del empleo privado formal), mientras que la minería ocupa a menos de 90.000.
En conjunto, dos de los tres pilares del crecimiento exportador concentran menos del 7% del total de asalariados privados del país, según datos del SIPA publicados por la Secretaría de Trabajo en junio.
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El empleo minero refleja esta paradoja: el rubro metalífero sumó 13.026 puestos en marzo, con un crecimiento interanual del 6,6%. Sin embargo, apenas 12 empresas concentran el 82% del empleo del sector, con una nómina promedio de 891 trabajadores cada una.
Además, el 90% de los montos comprometidos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aún no pasó del anuncio al desembolso, lo que significa que el empleo actual responde a operaciones consolidadas y no a nuevas inversiones.
El sector energético proyecta un salto mayor en el mediano plazo. YPF prevé que el desarrollo de Vaca Muerta generará hasta 90.000 puestos de trabajo para 2029, entre directos, indirectos y vinculados a obras de infraestructura. El presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, estimó una demanda de alrededor de 40.000 trabajadores adicionales en el núcleo oil & gas en los próximos cuatro años.
Hoy, la cuenca neuquina emplea a poco más de 30.000 trabajadores directos, cifra que contrasta con los miles de millones de dólares que ya aporta al superávit comercial.
La lectura técnica confirma que Argentina enfrenta un dilema estructural: el boom exportador genera divisas récord, pero no empleo masivo. La experiencia de Chile con el cobre y los análisis de la Cepal y el FMI muestran que los sectores de recursos naturales funcionan como enclaves de alta productividad y baja absorción laboral.
En este contexto, la infraestructura y la diversificación productiva aparecen como variables críticas para evitar que el crecimiento exportador conviva con estancamiento en el empleo privado formal.
El anuncio realizado en Casa Rosada por el presidente Javier Milei marcó un hito para la industria energética y agroindustrial argentina. El proyecto de Pampa Energía, aprobado por el Comité Evaluador del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), contempla una inversión de USD 2.700 millones destinada a construir la mayor planta de urea de Latinoamérica y una de las más grandes del mundo.
Capacidad de producción proyectada alcanza los 2,1 millones de toneladas anuales de urea, insumo clave para la agroindustria. Este volumen permitirá sustituir importaciones, reducir costos para el sector agrícola y fortalecer la balanza comercial del país. Durante la etapa de construcción se crearán más de 3.500 empleos directos e indirectos, mientras que en operación la planta dará trabajo a unas 300 personas, consolidando un impacto social y económico de gran escala.
Autoridades nacionales acompañaron el anuncio, reforzando el carácter estratégico del proyecto. Estuvieron presentes la secretaria general de la Presidencia, Karina Milei; el jefe de Gabinete, Diego Santilli; el ministro de Economía, Luis Caputo; el secretario de Energía y Minería, Daniel González; la secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti; y los directivos de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, Gustavo Mariani y Nicolás Mindlin. La presencia de funcionarios y empresarios subrayó la articulación público-privada como motor de desarrollo.
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Impacto regional se proyecta más allá de la frontera argentina. La planta no solo abastecerá al mercado interno, sino que también posicionará al país como referente regional en la producción de fertilizantes, un insumo estratégico para la seguridad alimentaria y la competitividad agrícola.
En un contexto global de creciente demanda de alimentos, la capacidad de producir urea a gran escala otorga a la Argentina una ventaja competitiva en el mercado internacional.
Marco regulatorio del RIGI se consolida como herramienta para atraer inversiones de gran escala. La estabilidad jurídica y fiscal que ofrece el régimen, sumada a la previsibilidad de largo plazo, resultan claves para proyectos de esta magnitud.
La iniciativa de Pampa Energía se integra a la estrategia nacional de diversificación productiva, generación de divisas y fortalecimiento de la infraestructura industrial.
El gas de venteo de Vaca Muerta dejó de ser un pasivo ambiental para transformarse en energía que alimenta centros de datos y proyectos de Inteligencia Artificial. Este modelo de Cómputo Verde convierte el residuo en electricidad off‑grid, evitando saturar la red y reduciendo costos.
Según BigSur Energy, la Argentina puede posicionarse como proveedor global de capacidad de cómputo gracias a esta ventaja competitiva.
La técnica consiste en instalar usinas modulares y contenedores con servidores junto a los pozos, capturando el gas que antes se quemaba. El esquema nació en la minería de Bitcoin, con experiencias de YPF Luz y Tecpetrol, pero hoy se expande hacia la IA. Con más de 308 TCF de reservas de gas no convencional, Vaca Muerta ofrece un horizonte inmenso para monetizar energía digital.
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El modelo financiero se apoya en alianzas: las petroleras financian las usinas y las tecnológicas aportan módulos, software y operación, con un esquema de revenue share 80/20. Reformas regulatorias de 2025 habilitaron contratos bilaterales en dólares, mientras alianzas internacionales introdujeron software de autotuning para soportar las exigencias térmicas de la Patagonia.
La lectura técnica confirma que la convergencia entre recursos no convencionales, capacidad informática y talento local ubica a la Argentina en el centro del mapa global del procesamiento de datos. BigSur Energy proyecta un IPO en Wall Street en 2028, consolidando a Vaca Muerta como motor energético y digital más allá del petróleo.
La expansión de Vaca Muerta volvió a instalar el debate sobre la infraestructura logística necesaria para acompañar el crecimiento de la producción de hidrocarburos. En este contexto, la Unión Industrial Argentina (UIA) pidió acelerar la recuperación del sistema ferroviario de cargas y ubicó al corredor Bahía Blanca–Añelo entre las obras prioritarias para sostener el ritmo de inversiones en la Cuenca Neuquina.
El planteo se apoya en datos oficiales de la Secretaría de Energía, que muestran que Vaca Muerta explica entre 60% y 70% de la producción nacional de hidrocarburos. Para la UIA, este salto productivo exige una red de transporte más eficiente que reduzca la dependencia del camión, baje costos logísticos y permita movilizar grandes volúmenes de arena para fractura, caños, equipos y materiales críticos para el shale.
El proyecto central es el desvío ferroviario hacia Añelo, una obra de aproximadamente 83 kilómetros que conectaría la red existente con el principal nodo operativo de la industria no convencional.
La iniciativa forma parte del corredor Norpatagónico, que contempla intervenir 665 kilómetros de vías entre Bahía Blanca y la región neuquina, incluyendo renovación de tramos, modernización de infraestructura y construcción del acceso específico a Añelo.
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Las estimaciones del sector privado, citadas por la UIA y documentos técnicos de ADIFSE, calculan una inversión cercana a USD 800 millones. Una vez finalizada, la capacidad de transporte podría multiplicarse varias veces: de las actuales 700.000 toneladas anuales a un rango de 4 a 6 millones de toneladas por año, con formaciones de hasta 100 vagones y 25 toneladas por eje.
La lectura técnica confirma que este salto permitiría consolidar un esquema de logística multimodal donde el ferrocarril complemente al transporte por camión y reduzca la presión sobre rutas nacionales.
El debate sobre el tren a Añelo refleja un desafío estructural: la infraestructura logística avanza más lento que la producción de Vaca Muerta. Para la UIA, la falta de alternativas ferroviarias limita la competitividad de sectores orientados a la exportación y condiciona la capacidad de expansión del shale.
La lectura técnica integrada muestra que el corredor Norpatagónico es una pieza clave para transformar el crecimiento productivo en desarrollo económico sostenido.
Compañía Mega obtuvo la aprobación oficial para ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con un proyecto de USD 360 millones destinado a ampliar su capacidad de procesamiento de líquidos del gas natural (NGLs). La validación fue otorgada por el Comité Evaluador del RIGI, que aprobó el expediente presentado el 18 de marzo de 2026, enmarcado en el sector de petróleo y gas.
La lectura técnica confirma que la iniciativa busca acompañar el crecimiento sostenido de Vaca Muerta, que ya aporta entre 60% y 70% de la producción nacional de hidrocarburos según datos de la Secretaría de Energía.
La inversión permitirá incrementar en 27% la capacidad de producción de líquidos del gas natural, equivalente a 1.500 toneladas diarias adicionales y más de 500.000 toneladas anuales. Mega informó que el 80% de esa producción incremental se destinará a exportación —principalmente propano, butano y gasolina natural— mientras que el 20% abastecerá el mercado interno, con foco en etano para la industria petroquímica.
La lectura técnica muestra que la ampliación refuerza la integración entre Vaca Muerta y el polo petroquímico de Bahía Blanca, clave para la generación de divisas y el abastecimiento industrial.
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El cronograma prevé obras hasta fines de 2028, con intervenciones en cuatro provincias. En Neuquén, se ampliará el complejo de Loma La Lata mediante la incorporación de un nuevo turbocompresor y mejoras operativas. En Río Negro y La Pampa, se construirán dos nuevas estaciones de bombeo en Roca y La Adela.
En Buenos Aires, la planta fraccionadora de Bahía Blanca sumará nuevas instalaciones de almacenamiento y adecuaciones en sus sistemas eléctricos y de vapor. Documentación técnica presentada al RIGI confirma que estas obras buscan aumentar la capacidad de transporte y fraccionamiento de NGLs dentro del sistema integrado que Mega opera entre la Cuenca Neuquina y el polo exportador.
Durante la etapa de construcción, el proyecto alcanzará picos de alrededor de 800 puestos de trabajo directos e indirectos, vinculados a ingeniería, fabricación de equipos, logística, construcción y servicios especializados. La lectura técnica muestra que la ampliación también impulsa la participación de proveedores locales, fortaleciendo la cadena petroquímica y energética.
Mega procesa actualmente cerca del 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina y opera un sistema que conecta Vaca Muerta con Bahía Blanca.
Con esta ampliación, la empresa busca consolidar su capacidad de procesamiento, potenciar exportaciones y acompañar el crecimiento sostenido de la producción energética argentina. La aprobación del RIGI posiciona al proyecto como una de las inversiones industriales más relevantes del año dentro del sector petroquímico.
El CEO de Capex, Adolfo Storni, afirmó que Vaca Muerta tiene niveles de productividad comparables con los principales desarrollos no convencionales de Estados Unidos, pero advirtió que la reducción de costos será clave para acelerar inversiones y sostener la competitividad.
En una entrevista en el ciclo In Talks With de la Cámara Argentino-Texana, el ejecutivo destacó que Argentina “tiene todo por hacerse” en petróleo y gas, con un horizonte de crecimiento más amplio que el de cuencas estadounidenses maduras.
Capex organiza su actividad en tres unidades de negocio: producción convencional de hidrocarburos, generación energética (térmica, eólica y solar) y desarrollo no convencional. Storni explicó que cada segmento cumple una función distinta: la generación aporta estabilidad de ingresos, el convencional genera volumen y flujo de caja, y el no convencional representa la principal plataforma de crecimiento futuro.
Actualmente la compañía desarrolla pozos en Agua del Cajón (Neuquén) y proyecta ampliar operaciones hacia Cinco Saltos Norte (Río Negro).
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El ejecutivo señaló que los costos de infraestructura, transporte, arena de fractura, abastecimiento de agua, impuestos y equipamiento encarecen la actividad. Estimó que la industria podría ahorrar hasta USD 3 millones por pozo si logra avanzar de manera coordinada sobre esas ineficiencias.
También remarcó que, a diferencia de Estados Unidos, en Argentina las operaciones dependen aún de diésel y gasoil, lo que incrementa los costos frente al uso de gas y electricidad en Texas.
Storni destacó que el sector resolvió varios cuellos de botella en financiamiento, equipos de fractura y transporte de petróleo, aunque persisten dificultades en perforación y logística de arena. Señaló que ya se analizan alternativas ferroviarias y nuevas rutas para mejorar el abastecimiento.
Además, subrayó que Argentina volvió a captar el interés de compañías, proveedores de servicios e inversores internacionales, con proyectos de transporte y licuefacción que comienzan a conseguir capitales.
La lectura técnica confirma que el negocio energético argentino atraviesa una etapa de dinamismo y ebullición inédita. Si se completan los ajustes pendientes, Vaca Muerta podría alcanzar condiciones similares o incluso superiores a Texas, consolidando su rol estratégico en el mercado global de hidrocarburos y gas natural licuado.
El economista Ricardo Arriazu sostuvo en Mendoza que la minería argentina se encuentra en un punto de inflexión similar al que atravesaba Vaca Muerta en 2013, cuando el potencial geológico ya estaba confirmado y comenzaba la etapa de desarrollo masivo.
Según explicó, la combinación entre transición energética, inteligencia artificial y disputa geopolítica está generando una demanda inédita de cobre, litio, plata y otros minerales críticos, ubicando a Argentina en una posición estratégica dentro del mercado global.
Arriazu participó de la presentación de Chimpay como la primera AAPIC autorizada en Mendoza y señaló que “el mundo está yendo hacia la electrificación y hacia la inteligencia artificial”, procesos que requieren grandes volúmenes de energía y metales.
Afirmó que Argentina posee recursos de escala internacional a lo largo del corredor metalífero que se extiende desde La Rioja hasta San Juan y Mendoza, donde las campañas de exploración continúan ampliando los depósitos conocidos.
El economista destacó que la minería ya no es una promesa, sino una realidad en expansión. Recordó que hace más de una década defendía el potencial de Vaca Muerta cuando todavía existían dudas sobre su desarrollo, y planteó que la situación actual del sector minero es equivalente: proyectos de cobre avanzando en ingeniería y permisos, inversiones en evaluación y recursos que se consolidan como de clase mundial.
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Arriazu remarcó que el impacto económico de la minería no debe medirse únicamente por las exportaciones. Al igual que ocurrió con el shale neuquino, la puesta en marcha de grandes proyectos demandará infraestructura, energía, cemento, transporte, logística, servicios industriales y mano de obra calificada, generando un efecto multiplicador sobre la actividad.
Recordó que los estudios de Vaca Muerta obligaron a proyectar millones de toneladas adicionales de cemento y miles de camiones para abastecer el crecimiento de la industria.
También advirtió sobre el riesgo del “péndulo argentino”, concepto que utiliza para describir la falta de continuidad en las reglas de juego. Señaló que los inversores no dudan de la existencia de los recursos naturales, sino de la capacidad del país para sostener estabilidad macroeconómica durante décadas.
A su entender, el superávit fiscal, la baja del riesgo país y la previsibilidad regulatoria son condiciones indispensables para transformar el potencial geológico en inversiones concretas.
Arriazu recordó que las exportaciones mineras alcanzaron USD 6.000 millones el año pasado y que este año volverán a crecer por la mejora en la producción de oro y litio.
Sin embargo, afirmó que el verdadero salto llegará con la entrada en producción de los grandes proyectos de cobre, que según las proyecciones oficiales podrían llevar las exportaciones del sector a USD 36.000 millones anuales hacia 2035.
Bajo ese escenario, el economista planteó que Argentina podría sostener tasas de crecimiento cercanas al 5,5% anual durante un período prolongado, siempre que logre consolidar estabilidad macroeconómica y evitar los ciclos de retroceso que caracterizaron su historia reciente.
Para Arriazu, la minería representa una oportunidad estructural que, de ser aprovechada, podría modificar la matriz productiva del país y convertirse en uno de los principales motores de desarrollo de las próximas décadas.
La transición energética argentina atraviesa una etapa en la que los biocombustibles dejan de ser un complemento ambiental para convertirse en un instrumento económico y productivo.
La combinación de bioetanol, biodiésel y energías limpias con la producción de hidrocarburos permite reducir el consumo interno de combustibles fósiles y liberar volúmenes de petróleo y gas para exportación, fortaleciendo la competitividad del país en un contexto internacional volátil.
La Secretaría de Energía sostiene que la capacidad instalada del sector bioenergético continúa subutilizada: el bioetanol opera con una capacidad ociosa cercana al 25%, mientras que el biodiésel mantiene niveles superiores al 70%. La ampliación de los cortes obligatorios —hoy en 12% para bioetanol y 7,5% para biodiésel— permitiría reemplazar parte del consumo interno de naftas y gasoil, generando un excedente exportable de hidrocarburos sin necesidad de incrementar la producción.
El proyecto de nueva Ley de Biocombustibles, en debate en el Senado, propone elevar los cortes a 15% y 10%, respectivamente, y crear un mercado electrónico único para transparentar precios y contratos.
La integración energética también se observa en la expansión de las energías renovables y la generación distribuida, que reducen la demanda de gas natural en la generación eléctrica. Según datos oficiales, la incorporación de parques solares y eólicos permitió desplazar volúmenes de gas en los picos de demanda, liberando parte de la producción para exportaciones estacionales.
La complementariedad entre hidrocarburos y renovables mejora la seguridad de abastecimiento y reduce la exposición del sistema a variaciones internacionales del precio del petróleo.
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Córdoba se consolidó como un caso demostrativo de esta integración. La provincia, principal productora de maíz, sostiene una de las cadenas de bioetanol más importantes del país y promueve el uso de biocombustibles en la flota oficial y en parques industriales.
La incorporación de mezclas superiores a las obligatorias en autoelevadores, camiones y maquinaria logística permitió reducir emisiones y mejorar la eficiencia operativa sin necesidad de reconvertir flotas, mientras se disminuye el consumo de gasoil y naftas en el mercado interno.
El avance de la economía circular también suma nuevas fuentes de energía. Proyectos provinciales y municipales reutilizan aceites usados para producir biodiésel, agregando valor a residuos urbanos y agrícolas y fortaleciendo cadenas productivas regionales.
Estas iniciativas se integran a la estrategia nacional de diversificación energética, que busca articular hidrocarburos, bioenergías y renovables bajo una planificación de largo plazo.
La política energética argentina enfrenta el desafío de coordinar inversiones, infraestructura y regulación para aprovechar plenamente el potencial disponible. La integración de biocombustibles y energías limpias no implica sustituir hidrocarburos, sino optimizar su uso: reducir el consumo interno, ampliar el saldo exportable y consolidar una matriz más resiliente y competitiva.
En este esquema, la energía se posiciona como uno de los principales motores del desarrollo industrial y económico del país durante las próximas décadas.
Las propuestas económicas continúan bajo análisis de la comisión evaluadora del organismo, que deberá verificar el cumplimiento de los pliegos y elaborar el informe técnico-administrativo correspondiente.
Las compañías que avanzaron a esta instancia ya habían superado la admisibilidad legal, técnica y financiera durante la apertura del primer sobre. Se trata de Pampa Exploración S.A., Minera del Carmen S.A. (Barrick), Compañía Minera Aguilar San Juan, Las Pailas S.R.L. y Kopano Cobre S.A.
La distribución de las áreas ofertadas quedó definida de la siguiente manera:
Pampa Exploración S.A.: Bordo Atravesado
Minera del Carmen S.A. (Barrick): Patri
Compañía Minera Aguilar San Juan: Rincones de Araya, Josefina, Patri, Bordo Atravesado, Margaritas y Arroyo Los Amarillos
Las Pailas S.R.L.: Bordo Atravesado
Kopano Cobre S.A.: Bordo Atravesado
El área Bordo Atravesado concentró el mayor interés, con cuatro propuestas, mientras que Patri recibió dos. Las áreas Rincones de Araya, Josefina, Margaritas y Arroyo Los Amarillos registraron una única oferta cada una.
Todas las zonas incluidas en el concurso presentan potencial geológico para cobre y oro, y forman parte de la política provincial de promoción de la exploración minera en los departamentos con mayor actividad del sector.
Con la documentación ya en manos de la comisión evaluadora, el proceso avanza hacia la etapa de análisis económico y técnico, paso necesario para definir la adjudicación y habilitar nuevos trabajos de exploración en Iglesia y Calingasta.
El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa y las cámaras CEPH (Exploración y Producción de Hidrocarburos) y CEOPE (Operaciones Petroleras Especiales) firmaron el primer acuerdo de productividad del sector hidrocarburífero bajo la Ley de Modernización Laboral N.º 27.802, reglamentada por el Decreto 407/2026.
El convenio se aplicará a la actividad de perforación en la Cuenca Neuquina y establece un esquema de incentivos vinculados al cumplimiento de objetivos operativos medibles y verificables.
El acuerdo habilita la implementación de un Programa de Incentivo Variable por Resultados Operativos, orientado a mejorar productividad, eficiencia y seguridad en las operaciones de perforación. Según la Secretaría de Energía, los tiempos promedio de perforación en Vaca Muerta se ubican entre 12 y 18 días por pozo, con costos de USD 6 a 8 millones por pozo.
La reducción de tiempos improductivos y la mejora en la disponibilidad de equipos tienen impacto directo en el CAPEX de las operadoras y en la competitividad del desarrollo no convencional.
El esquema incorpora una Comisión de Seguimiento, integrada por representantes del sindicato y de ambas cámaras, que supervisará la implementación del programa, verificará el cumplimiento de los indicadores operativos y coordinará acciones de capacitación y desarrollo de recursos humanos.
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CEOPE y CEPH, como entidades representativas de empresas de perforación y servicios especiales, aportarán información técnica para la medición de desempeño y la trazabilidad de los resultados.
La Ley 27.802 habilita la negociación directa entre sindicatos y cámaras para acuerdos de productividad sectoriales, sin necesidad de homologación previa, y establece que los incentivos deben vincularse a parámetros objetivos de operación.
En perforación, estos parámetros incluyen tiempos de avance, eficiencia de equipos, cumplimiento de programas, seguridad operativa y formación técnica.
El acuerdo constituye un precedente para el resto de las actividades del upstream —fractura, pulling, workover y servicios especiales— y se integra a la estrategia de mejora continua del desarrollo no convencional.
La articulación entre gremio y cámaras permite alinear productividad, capacitación y seguridad en un segmento que define el ritmo de perforación de nuevos pozos y la expansión de la producción en Vaca Muerta.
Argentina Metals Corp. comenzó a operar en el OTCQB Venture Market de Estados Unidos bajo el símbolo VLLCF, un paso que amplía su presencia en mercados de capitales y fortalece su estrategia de financiamiento para avanzar con sus proyectos cupríferos en Mendoza.
La compañía ya cotiza en la TSX Venture Exchange de Canadá (VLLC) y en la Bolsa de Frankfurt (VA5), por lo que la incorporación al mercado estadounidense consolida su llegada a inversores internacionales.
El OTCQB es un mercado orientado a empresas en etapa de crecimiento y exploración, con requisitos de transparencia y reportes periódicos que permiten mejorar la visibilidad y la liquidez de las acciones. Desde la compañía señalaron que esta nueva cotización facilitará la participación de inversores estadounidenses y acompañará la próxima fase de exploración en sus activos mendocinos.
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Argentina Metals mantiene un portafolio centrado en la exploración de cobre en distritos considerados de alto potencial geológico y con escasa exploración histórica. Entre sus propiedades se encuentran los proyectos El Salado y La Quimera, que abarcan cerca de 9.980 hectáreas en Mendoza.
La empresa busca posicionarse dentro del creciente ecosistema de compañías que apuntan a desarrollar nuevos recursos cupríferos en Argentina, en un contexto de fuerte interés global por este mineral estratégico para la electrificación, las energías renovables y la infraestructura vinculada a la transición energética.
La llegada al mercado estadounidense se suma a la estrategia de diversificación financiera que la compañía viene impulsando desde su ingreso a la TSX Venture Exchange, y representa una herramienta adicional para acompañar la etapa de exploración y evaluación de sus activos en la provincia.
Gabriela Aguilar, presidenta de la Cámara de Comercio Argentina–Texas, afirmó que la Argentina atraviesa una ventana excepcional para transformar sus recursos hidrocarburíferos en producción, exportaciones e inversiones de largo plazo.
La ejecutiva sostuvo que el contexto geopolítico, la madurez tecnológica de Texas, el potencial de Vaca Muerta y la aprobación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) conforman un escenario que el país debe aprovechar para consolidarse como proveedor confiable de energía.
Aguilar destacó que Texas es la octava economía global, además de ser el quinto productor mundial de petróleo y el tercer productor mundial de gas, lo que convierte al estado en un referente para el desarrollo de cadenas de valor, proveedores especializados e infraestructura logística.
La Cámara busca profundizar la cooperación técnica y comercial entre empresas argentinas y texanas para acelerar la incorporación de tecnología y capital al sector energético local.
La ejecutiva señaló que la reconfiguración internacional de la seguridad energética, acelerada por la invasión de Rusia a Ucrania, volvió a colocar la diversificación de proveedores en el centro de las decisiones estratégicas.
En ese marco, afirmó que la Argentina tiene la oportunidad de posicionarse como un actor confiable para abastecer tanto a mercados regionales como internacionales. Consideró que el país se encuentra en un momento propicio para desarrollar su máximo potencial en hidrocarburos y consolidar la expansión de Vaca Muerta.
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Aguilar sostuvo que el RIGI constituye una herramienta clave para reducir la percepción de riesgo y ofrecer previsibilidad a proyectos intensivos en capital. Destacó que el régimen brinda seguridad jurídica y regulatoria de largo plazo, condición necesaria para inversiones que requieren décadas de estabilidad normativa.
Sin embargo, advirtió que la estabilidad regulatoria no resuelve por sí sola los desafíos del sector: productores y operadores estiman que la actividad enfrenta una brecha de competitividad cercana al 35% respecto de otras cuencas, lo que exige mayor escala, eficiencia operativa y desarrollo de proveedores.
La infraestructura aparece como uno de los puntos críticos. Aguilar cuestionó que el transporte de arena para fractura dependa casi exclusivamente de camiones, en un contexto donde la producción no convencional proyecta multiplicar su volumen durante los próximos años. Señaló que la falta de alternativas logísticas podría generar congestión en rutas y limitar la expansión del shale.
También mencionó la necesidad de avanzar en paralelo en todos los frentes vinculados al gas natural licuado (GNL), desde la infraestructura hasta los contratos de venta, y destacó la oportunidad que representa la disponibilidad del buque de licuefacción Hilli Episeyo para acelerar el ingreso del país al mercado exportador.
La mirada regional refuerza la oportunidad. Aguilar señaló que la declinación estructural de la producción boliviana, la demanda brasileña y la necesidad de abastecimiento de Chile abren la posibilidad de que la Argentina deje de ser un proveedor estacional y avance hacia contratos firmes de largo plazo.
Consideró que el país puede convertirse en un hub regional de gas, consolidando acuerdos que permitan abastecer de manera sostenida a los mercados sudamericanos.
El ENREGE otorgó el Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública para la línea de 500 kV que abastecerá al proyecto cuprífero Josemaría, operado por Vicuña. La decisión desestimó impugnaciones de San Juan, La Rioja y empresas competidoras, consolidando la seguridad jurídica del régimen RIGI para proyectos de exportación de gran escala.
La resolución ratifica la validez de la ampliación del sistema de transmisión en extra alta tensión, una infraestructura estratégica que permitirá abastecer los 260 MW requeridos por la Fase I del yacimiento. La obra será financiada íntegramente por Vicuña y, una vez concluida, se integrará al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) como activo permanente para el desarrollo regional.
El proyecto Josemaría prevé una inversión inicial de u$s 9.700 millones y fue admitido bajo la categoría PEELP del RIGI. La Evaluación Económica Preliminar estima una producción anual promedio de 395.000 toneladas de cobre, 711.000 onzas de oro y 22,2 millones de onzas de plata durante los primeros 25 años, posicionándolo entre los desarrollos cupríferos más relevantes del mundo.
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El dictamen del regulador rechazó los planteos que cuestionaban la prioridad de uso del 90% sobre la capacidad incremental de transporte por 25 años. El organismo fundamentó que la ampliación pertenece a la jurisdicción federal exclusiva y que la prioridad no vulnera el principio de acceso abierto, dado que la capacidad no existiría sin la inversión privada.
El marco del RIGI evita la figura del “free-rider” y otorga previsibilidad a quien asume el riesgo de capital sin trasladar costos a los usuarios del sistema eléctrico.
El proyecto ya emplea a 2.615 trabajadores, de los cuales 2.421 se desempeñan en Argentina. Más del 81% de los empleados directos son sanjuaninos, con creciente participación de trabajadores de Iglesia, Jáchal y Guandacol. S
e estima que la construcción y operación generarán más de 30.000 puestos de trabajo y aportarán u$s 3.270 millones anuales a la balanza comercial mediante exportaciones de concentrado de cobre.
La aprobación del CCyNP habilita la ejecución de la infraestructura eléctrica necesaria para avanzar con las tres fases del complejo minero, que integrarán recursos de Josemaría, Filo del Sol y los depósitos sulfurados previstos en etapas posteriores.
Los episodios de tensión política entre gobiernos suelen trasladarse al ámbito económico y regulatorio. En el sector energético, la estabilidad diplomática es un insumo operativo: facilita negociaciones tarifarias, habilitaciones regulatorias, contratos de abastecimiento y decisiones de inversión.
Cuando ese marco se altera, los proyectos que dependen de coordinación bilateral pueden enfrentar demoras, revisiones o mayores costos de financiamiento.
El Ministerio de Relaciones Exteriores del Brasil analiza qué medidas adoptará en su vínculo con la Argentina tras las declaraciones del presidente Javier Milei contra su par Luiz Inácio Lula da Silva. La respuesta oficial se definirá cuando el canciller Mauro Vieira regrese de su misión en Perú.
La tensión se produce en un momento en el que la agenda energética bilateral incluye proyectos de gas natural, líquidos del gas y cooperación nuclear que requieren coordinación regulatoria y estabilidad institucional.
En materia de gas, Brasil es un mercado estratégico para exportaciones desde Vaca Muerta. TotalEnergies realizó envíos de prueba vía Bolivia hacia la central térmica de Uruguaiana, pero para avanzar hacia contratos firmes se necesitan inversiones en midstream y acuerdos tarifarios que dependen de negociaciones entre gobiernos.
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El peaje que cobra YPFB para exportaciones interrumpibles se ubica en USD 1,90 por MMBTU, lo que eleva el precio en frontera a alrededor de USD 9 por MMBTU, por encima de los USD 7 por MMBTU que demanda la industria brasileña. La revisión de esa ecuación requiere coordinación diplomática y regulatoria.
La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) identificó que alcanzar mercados de mayor valor como San Pablo vía gasoducto terrestre exige ajustes en tarifas, derechos de exportación y normas de despacho.
También señaló que la integración gasífera regional podría requerir un tratado multilateral que funcione como paraguas institucional para armonizar regulaciones, coordinar operaciones y gestionar crisis. La tensión política introduce incertidumbre en un proceso que depende de acuerdos técnicos y regulatorios entre países.
En líquidos del gas, la Argentina se consolidó como proveedor relevante para Brasil gracias al gas rico en butano, propano y etano de la cuenca neuquina. Las exportaciones argentinas ya desplazaron parte del suministro estadounidense.
El proyecto NGLS de TGS, valuado en USD 3.000 millones, prevé generar productos de exportación por USD 1.300 millones anuales y tiene al mercado brasileño como destino prioritario. Empresas del segmento de GLP en Brasil, como Copa Energía, manifestaron interés en el suministro argentino, aunque advierten que la previsibilidad regulatoria es determinante para comprometer inversiones.
La relación bilateral también es relevante para el avance del reactor multipropósito RMB, diseñado por INVAP para la Comisión Nacional de Energía Nuclear de Brasil (CNEN). El contrato EPC para ingeniería, provisión y construcción del complejo nuclear en Iperó, San Pablo, se encuentra en etapa final de negociación.
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La CNEN estima invertir USD 500 millones en el reactor y más de USD 1.000 millones en el complejo asociado. El RMB tendrá capacidades similares al RA-10 argentino y estará destinado a producir radioisótopos médicos, dopaje de silicio e investigación neutrónica. La cooperación nuclear requiere estabilidad institucional y continuidad de los acuerdos suscritos entre ambos países.
El clima diplomático también incide en proyectos industriales vinculados al mercado brasileño. Pampa Energía confirmó una inversión de USD 2.700 millones en una planta de fertilizantes nitrogenados en Bahía Blanca, cuya producción apunta principalmente a abastecer la demanda de Brasil. La evolución del vínculo bilateral influye en la concreción de contratos de compra y en el financiamiento de infraestructura asociada.
La agenda energética entre Argentina y Brasil combina gas natural, líquidos del gas, fertilizantes y cooperación nuclear. Todos estos segmentos dependen de marcos regulatorios estables, coordinación técnica y previsibilidad diplomática.
La tensión política introduce riesgos operativos y económicos que pueden afectar cronogramas, costos y decisiones de inversión en proyectos que requieren integración bilateral.
Thyssenkrupp identifica en la Argentina un conjunto de condiciones que habilitan oportunidades industriales: disponibilidad de recursos estratégicos, demanda de infraestructura de gran escala y proyectos vinculados a minería, fertilizantes y servicios para Vaca Muerta.
La empresa también evalúa que el entorno macroeconómico muestra señales de mayor orden y previsibilidad, factores que considera relevantes para avanzar en iniciativas de largo plazo.
Thyssenkrupp, uno de los conglomerados industriales más grandes de Europa, avanza en un proceso de reconversión global que incluye la separación de unidades de negocio y la creación de spinoffs especializados.
El grupo factura cerca de €33.000 millones anuales (más de USD 37.500 millones) y busca concentrarse en segmentos con mayor demanda internacional y capacidad de crecimiento, como materias primas, defensa, minería, fertilizantes y tecnologías de descarbonización.
El CEO del conglomerado, el ejecutivo hispano‑alemán Miguel Ángel López Borrego, visitó la Argentina para mantener reuniones con funcionarios y evaluar oportunidades de negocios. Según su análisis, el país muestra señales de mayor disciplina fiscal y orden macroeconómico, elementos que considera relevantes para proyectos industriales de largo plazo.
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La compañía observa que la región atraviesa una reconfiguración sectorial: hace una década, sus principales clientes eran las cementeras; hoy, la demanda se desplaza hacia minería, fertilizantes, transición energética y servicios industriales para oil & gas.
Thyssenkrupp ya conformó tk Accelis, unidad dedicada a la comercialización de materias primas, y TKMS, su división de defensa especializada en sistemas navales. En esta última, la empresa evalúa posibles oportunidades con Argentina, aunque las conversaciones se encuentran en etapa exploratoria.
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La división Decarbon Technologies es hoy el principal motor de crecimiento del grupo y concentra proyectos vinculados a minería, fertilizantes y soluciones industriales para Vaca Muerta.
El interés en fertilizantes coincide con inversiones locales de gran escala, como la planta de urea anunciada por Pampa Energía en Bahía Blanca por USD 2.700 millones. En minería, la compañía ofrece ingeniería industrial, plantas de procesamiento y soluciones de descarbonización para operaciones metálicas y no metálicas.
En energía, identifica demanda para nuevas plantas y servicios asociados a la expansión de infraestructura en la cuenca neuquina.
La presencia de Thyssenkrupp en América Latina es reducida: la región representa menos del 4% de su facturación global. Sin embargo, la combinación de recursos estratégicos, proyectos industriales y señales de mayor orden macroeconómico posiciona a la Argentina como un mercado relevante para la expansión de sus unidades de negocio.
La empresa evalúa que la previsibilidad regulatoria y la estabilidad financiera serán determinantes para avanzar en iniciativas de gran escala.
Las exportaciones de petróleo y gas no convencional provenientes de Vaca Muerta ya duplican los desembolsos anuales que Argentina realiza al Fondo Monetario Internacional (FMI), según el informe elaborado por Economía & Energía para la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH).
El estudio confirma que el crecimiento del yacimiento se consolidó como uno de los principales pilares de generación de divisas del país.
De acuerdo con el análisis, las exportaciones energéticas alcanzaron en 2025 los US$11.000 millones y podrían escalar a US$28.000 millones en 2030, con una proyección cercana a US$42.000 millones hacia 2035.
En paralelo, las importaciones del sector se mantienen en torno a US$4.000 millones anuales, lo que refuerza el superávit energético y la disponibilidad de dólares para afrontar compromisos externos.
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El informe destaca que a partir de 2027 se espera un incremento significativo en las ventas externas debido a la entrada en operación del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y a la incorporación del buque de licuefacción Hilli Episeyo, que permitirá ampliar la capacidad de exportación de gas natural licuado (GNL). Estos proyectos de infraestructura son determinantes para sostener el crecimiento del complejo energético.
Durante este año, el petróleo se convirtió en el principal producto individual de exportación del país, superando al maíz y la soja. El aumento de la producción y la mejora de los precios internacionales explican este desplazamiento en la matriz exportadora.
El cronograma financiero del FMI prevé pagos por US$7.650 millones en 2027, US$9.500 millones en 2028, US$10.500 millones en 2029 y US$11.500 millones en 2030, con un total de US$57.600 millones hasta 2036. El nivel actual de exportaciones energéticas ya supera ampliamente esos montos anuales, lo que posiciona al sector como un componente central para la estabilidad macroeconómica y la disponibilidad de divisas.
La visita de la directora gerente del FMI, Kristalina Georgieva, a Vaca Muerta se enmarca en el interés del organismo por el desarrollo energético argentino y su capacidad para fortalecer la generación de dólares en los próximos años.
Canadá tomó una decisión que cambió la competitividad de su minería y su sector energético: convertir la infraestructura habilitante en una política pública de largo plazo. No se trata de subsidios ni de beneficios fiscales. Se trata de rutas, líneas eléctricas, puertos, ferrocarriles, logística y permisos acelerados.
En otras palabras, de construir las condiciones para que los proyectos existan. Esa arquitectura —que Canadá consolidó con fondos federales y participación indígena— abre un debate inevitable para Argentina, donde los recursos abundan pero la infraestructura no.
El corazón del modelo canadiense es el Critical Minerals Infrastructure Fund (CMIF), un programa federal que financia obras que determinan si un proyecto minero llega o no a construirse. Carreteras de acceso, líneas de transmisión, ampliaciones hidroeléctricas, infraestructura ferroviaria y logística multimodal forman parte de un esquema que ya comprometió más de USD 300 millones en 38 proyectos vinculados a 19 minerales críticos.
La lógica es simple: muchos yacimientos fracasan no por falta de recursos geológicos, sino porque el costo de construir la infraestructura básica vuelve inviable la inversión privada.
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A ese fondo se sumó el First and Last Mile Fund, diseñado para cubrir los últimos kilómetros que conectan una mina con la red logística. Es una de las fallas más comunes en proyectos de cobre, litio y tierras raras: existe la carretera principal, pero faltan los 20 o 40 kilómetros finales que hacen posible la operación. Canadá decidió financiar esa brecha para acelerar la puesta en marcha de nuevos desarrollos.
La tercera pieza es la Major Projects Office (MPO), una ventanilla única que coordina ministerios y agencias regulatorias para reducir los tiempos de permisos federales a aproximadamente dos años, sin eliminar controles ambientales.
La MPO incorporó proyectos estratégicos como el corredor ártico y la expansión hidroeléctrica de Taltson, parte de un paquete de USD 25.000 millones destinado al desarrollo del norte canadiense.
El modelo incluye además un componente que Argentina no puede seguir ignorando: la participación indígena estructural. El CMIF financia estudios, planificación territorial, fortalecimiento institucional y consultas tempranas para que las comunidades originarias participen desde el diseño de los proyectos.
La adquisición de la mina Minto por la Primera Nación Selkirk marcó un hito: por primera vez, una operación minera quedó bajo control mayoritariamente indígena.
La pregunta es inevitable: ¿puede Argentina replicar este modelo? La respuesta es sí, pero no con fondos públicos. Con un gobierno que no quiere “distraer ni un peso” del Tesoro, la infraestructura habilitante debe convertirse en una obligación contractual de las concesionadas, no en un gasto estatal.
En lugar de un fondo federal como el CMIF, Argentina podría crear un fondo fiduciario privado, alimentado por aportes obligatorios de empresas mineras y energéticas, financiamiento de multilaterales y bonos verdes.
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La lógica es idéntica a la canadiense, pero adaptada a la realidad fiscal local: las empresas financian rutas, líneas eléctricas, plantas de tratamiento, logística multimodal y la infraestructura social mínima para las comunidades cercanas. A cambio, obtienen permisos más rápidos, previsibilidad regulatoria y acceso a corredores logísticos que reducen costos y aceleran exportaciones.
El paralelismo es evidente. Argentina enfrenta los mismos cuellos de botella que Canadá decidió resolver: rutas de montaña insuficientes, falta de líneas eléctricas, puertos saturados, ferrocarril limitado y permisos lentos.
En Vaca Muerta, la demanda de arena silícea exige corredores multimodales; en la minería de cobre y litio, los proyectos dependen de corredores bioceánicos, infraestructura social y logística integrada.
La experiencia canadiense deja una conclusión clara: sin infraestructura habilitante, incluso los mejores recursos naturales pierden competitividad. Y en Argentina, donde los recursos abundan pero la infraestructura no, la única forma de cerrar esa brecha sin comprometer fondos públicos es trasladar la responsabilidad a quienes operan las concesiones.
El modelo canadiense no es un espejo perfecto, pero sí una hoja de ruta para transformar la minería y la energía en motores de desarrollo real.
Neuquén volvió a registrar máximos históricos de producción en junio y confirmó el predominio absoluto de los hidrocarburos no convencionales en la provincia.
Según el informe mensual del Ministerio de Energía y Recursos Naturales, el shale representó el 97,24% del petróleo y el 91,38% del gas natural extraídos, consolidando a Vaca Muerta como el principal motor del crecimiento energético argentino.
La producción de petróleo alcanzó 648.114 barriles diarios, el mayor volumen registrado desde que comenzó el desarrollo masivo de la formación. De ese total, 630.234 barriles provinieron de pozos no convencionales, lo que refleja un crecimiento de 1,86% respecto de mayo y 30,48% frente a junio de 2025.
En el acumulado del primer semestre, la extracción de crudo avanzó 32,62% interanual, uno de los incrementos más altos desde la puesta en marcha de los desarrollos tipo factoría.
En gas natural, Neuquén también marcó un nuevo récord con 118,64 millones de metros cúbicos diarios, de los cuales 108,42 millones correspondieron a shale.
El shale gas explicó por sí solo 82,35% de toda la producción provincial, con un crecimiento de 3,04% respecto de mayo y 5,12% interanual. Entre enero y junio, la producción acumulada aumentó 6,96%, impulsada por la mayor actividad en los principales bloques gasíferos.
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El avance estuvo sostenido por el desempeño de varias áreas clave. En petróleo destacaron Bajo del Choique–La Invernada, Cruz de Lorena, La Amarga Chica, Bajada de Añelo y La Calera, que continúan incorporando nuevos pozos y aumentando su productividad.
En gas, los mayores aportes provinieron de La Calera, Sierra Chata, Aguada Pichana Oeste, Bajo del Choique–La Invernada, Loma La Lata–Sierra Barrosa y Bajada de Añelo, áreas que concentran los desarrollos de shale gas de mayor rendimiento.
La creciente participación del shale confirma un cambio estructural en la industria energética argentina. Hace una década, la producción convencional concentraba la mayor parte de los hidrocarburos del país; hoy, la combinación de tecnología, eficiencia operativa y ritmo de inversiones posiciona a Vaca Muerta como la única cuenca con crecimiento sostenido.
El petróleo neuquino gana participación en las exportaciones y el shale gas constituye la base de los proyectos de expansión de capacidad mediante gasoductos y futuras plantas de GNL.
La continuidad de esta expansión dependerá de la incorporación de nueva infraestructura. La ampliación de oleoductos, gasoductos, plantas de tratamiento y terminales de exportación aparece como el principal desafío para evitar cuellos de botella y acompañar el crecimiento de la producción.
Neuquén ya opera en niveles récord y la disponibilidad de capacidad de evacuación será determinante para sostener la curva ascendente de Vaca Muerta en los próximos años.
YPF inició el trámite de la licencia ambiental para el plan piloto en el área Meseta Buena Esperanza, una de las cinco concesiones no convencionales que Neuquén otorgó para abastecer de gas al proyecto Argentina LNG.
El expediente EX‑2026‑02274254‑NEU‑SARN#MTUR, publicado por la Secretaría de Energía y Minería provincial, detalla el proceso de evaluación del Informe Ambiental Proyecto LNG_LOC‑MBE‑004, 038, 105 e Instalaciones Asociadas, que incluye obras de superficie, perforación y ductos internos.
El plan contempla la construcción de tres locaciones con caminos de acceso, la perforación y terminación de 12 pozos horizontales, el tendido de cinco ductos con trampas y la instalación de dos plantas concentradas para separación, medición y envío del gas hacia los sistemas troncales.
La documentación incorpora un Plan de Gestión Ambiental que regula construcción, operación, mantenimiento y abandono de las instalaciones.
Meseta Buena Esperanza forma parte del esquema acordado entre YPF y Neuquén para garantizar el suministro del proyecto Argentina LNG. La provincia otorgó cinco Concesiones de Explotación No Convencional (CENCH) sobre Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II, destinadas exclusivamente al abastecimiento del futuro complejo de licuefacción en la costa de Río Negro.
El consorcio liderado por YPF continúa con gestiones de financiamiento internacional para la inversión de gran escala que requiere la planta.
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Desde el punto de vista técnico, los pozos tendrán ramas laterales de 2.000 metros, 33 etapas de fractura hidráulica y estarán distribuidos en cinco PADs de producción. El diseño apunta a desarrollar dos niveles estratégicos de la formación Vaca Muerta —Cocina y Orgánico Inferior— con una separación aproximada de 300 metros entre pozos del mismo nivel para optimizar la superficie y consolidar un esquema de desarrollo tipo factoría.
La producción inicial estimada para pozos de estas características se ubica entre 8 y 12 MMcf/d, con estabilización en el rango de 4 a 6 MMcf/d.
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El plan piloto prevé un desembolso inicial de US$ 160,93 millones, concentrado en los nodos LOC‑MBE‑004, 038 y 105. La infraestructura incluye ductos equipados con trampas para mantenimiento y plantas de tratamiento necesarias para agrupar y medir el gas antes de su envío a los sistemas de transporte.
Estas obras constituyen el primer eslabón operativo del proyecto Argentina LNG, que busca transformar la producción de Vaca Muerta en exportaciones sostenidas de GNL.
El avance administrativo habilita el inicio de obras tempranas y marca un paso clave para la puesta en marcha de los bloques asignados al proyecto. Meseta Buena Esperanza será uno de los primeros desarrollos en aportar gas al esquema de licuefacción, en un contexto donde la expansión de Vaca Muerta y la disponibilidad de infraestructura asociada definen la viabilidad del plan exportador.
El Senado inició el tratamiento de tres proyectos para reemplazar la Ley 27.640 de Biocombustibles, en un debate que concentra a refinadoras, pymes, provincias productoras y empresas del complejo agroindustrial. La iniciativa con mayor aval es la presentada por el oficialismo, que propone desregular el mercado, fijar precios de referencia basados en la paridad de importación y aumentar los cortes obligatorios de biodiésel y bioetanol.
El texto, firmado por Patricia Bullrich, ya atravesó dos sesiones informativas en la Comisión de Minería, Energía y Combustibles y se encamina a dictamen.
El proyecto establece una transición hasta el 31 de diciembre de 2031 y una vigencia de 15 años. En gasoil, fija un corte mínimo obligatorio de biodiésel del 7,5%, que ascenderá al 10% doce meses después de la sanción. En naftas, el corte mínimo de bioetanol será del 12% y subirá al 15% en el mismo plazo. La Secretaría de Energía podrá modificar estos porcentajes solo por razones ambientales, sociales, económicas, técnicas o de abastecimiento.
El esquema incorpora además un mecanismo gradual de co-procesamiento para refinadores, que computará 0,5% en 2028, 1% en 2029, 1,5% en 2030 y 2% en 2031, convergiendo hacia el límite máximo del 3%.
La propuesta oficial elimina la segmentación geográfica del mercado general y crea un Mercado Electrónico único para la comercialización de biocombustibles, administrado por un organismo independiente con experiencia en negociación de productos energéticos.
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Durante el período de transición, una porción específica del corte obligatorio deberá comercializarse exclusivamente a través de empresas no integradas, con un límite del 14% anual por firma para evitar concentración. El esquema de precios máximos se reemplaza por precios de referencia basados en la paridad de importación: si el valor local supera ese nivel, se habilita la importación como mecanismo de excepción.
El debate se produce en un contexto de capacidad instalada ociosa y precios elevados. En biodiésel, la industria cuenta con 4,4 millones de toneladas de capacidad instalada y produjo 2,1 millones en 2025, con una ociosidad del 52%. En bioetanol, la capacidad instalada ronda 1,3 millones de m³ y la producción fue de 1 millón, con ociosidad del 23%.
Según YPF, el biocombustible se ubicó un 40% por encima del precio del combustible fósil, con picos del 80%, y llevar el corte de biodiésel al 10% implicaría un impacto del 3% en el surtidor. El biodiésel tiene menor poder calorífico que el gasoil, lo que incrementa el consumo entre 1,5% y 2,2% según el nivel de mezcla.
La caída de las exportaciones también presiona la discusión. En 2025, el biodiésel exportó US$ 1.050 millones, un 38% menos que en 2023. La menor recaudación y el encarecimiento interno generaron un costo fiscal de US$ 300 millones en 2025 y de US$ 6.500 millones acumulados en 15 años, según Economía y Energía.
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El aumento de cortes permitiría absorber capacidad ociosa y mejorar la ecuación económica de plantas que hoy operan por debajo de su punto de equilibrio.
Las provincias productoras —Santa Fe, Córdoba, Tucumán, Salta y Jujuy— siguen de cerca la discusión por su impacto en cadenas regionales. Las refinadoras avalan el proyecto oficialista, que habilita el co-procesamiento y elimina restricciones que históricamente limitaron su participación.
Las pymes advierten que la paridad de importación podría habilitar operaciones a precios de dumping y que la eliminación de regiones incrementaría costos logísticos para plantas alejadas de los centros de mezcla.
El Senado buscará dictamen en las próximas sesiones. El oficialismo sostiene que el nuevo esquema permitirá ordenar precios, ampliar la oferta y dar previsibilidad a un sector que opera con alta ociosidad y fuerte dispersión de costos.
El debate define la estructura del mercado de biocombustibles para los próximos 15 años y redistribuye roles entre refinadoras, pymes, provincias y grandes aceiteras en un segmento clave para el abastecimiento de combustibles líquidos.
Argentina quedó ubicada entre los actores emergentes más relevantes del mercado mundial de gas natural licuado gracias al avance del proyecto Southern Energy, que alcanzará una capacidad total de 6 millones de toneladas anuales (Mtpa) mediante dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) que operarán frente a la costa de Río Negro.
El dato surge de la 17ª edición del World LNG Report, elaborado por la International Gas Union (IGU) junto con Rystad Energy, que posiciona al país con el 31,6% de toda la capacidad FLNG aprobada a nivel global.
La escala del proyecto se explica por la incorporación de dos unidades de gran porte: Hilli Episeyo, con una capacidad cercana a 2,5 Mtpa, y MK II, que aportará otros 3,5 Mtpa. Ambas utilizan un esquema de reconversión de antiguos metaneros, un modelo que permite acelerar los tiempos de desarrollo y reducir los costos frente a las plantas terrestres tradicionales.
Con estas dos unidades, Southern Energy se convirtió en el principal impulsor del crecimiento del segmento FLNG durante el último año.
El informe destaca que dos de los tres proyectos de licuefacción flotante aprobados en 2025 corresponden a la iniciativa argentina, lo que refleja el peso que adquirió el país en un mercado caracterizado por la búsqueda de soluciones flexibles, modulares y de rápida implementación.
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La capacidad total de 6 Mtpa coloca a Argentina por encima de Mozambique (3,6 Mtpa), Canadá (3 Mtpa) y Congo (2,4 Mtpa), consolidando su liderazgo en la expansión global del FLNG.
El gas que abastecerá las unidades provendrá de Vaca Muerta, cuya producción excedente durante distintos períodos del año será canalizada hacia la costa del Golfo San Matías. Allí, las instalaciones flotantes procesarán y licuarán el gas para su exportación a mercados internacionales, en un contexto de demanda sostenida y reconfiguración de las cadenas de suministro energéticas.
El cronograma operativo prevé que la primera unidad comience a funcionar entre fines de 2027 y principios de 2028, mientras que la incorporación de la MK II está programada para el segundo semestre de 2028, una vez finalizada su reconversión.
Con ambas unidades en operación, Argentina ingresará por primera vez al mercado global de exportación de GNL mediante infraestructura flotante, abriendo una nueva etapa para la monetización del gas de Vaca Muerta y ampliando la presencia del país en el comercio energético internacional.
La Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) presentó una proyección que redefine el peso laboral del sector para los próximos diez años: 1 millón de empleos y un salto de 60–70 mil trabajadores directos a 300 mil, impulsado por la puesta en marcha de proyectos de cobre de clase mundial y por la expansión de la cadena de proveedores nacionales.
El presidente de CAEM, Roberto Cacciola, expuso estas cifras en el 160° aniversario de la Sociedad Rural Argentina.
Cacciola sostuvo que la minería puede multiplicar por cinco su empleo directo y generar un millón de puestos indirectos a partir del efecto multiplicador de la construcción y operación de grandes proyectos. Un solo proyecto de cobre demanda 7.000 trabajadores en fase de construcción, con un impacto adicional de 1,5 a 2 veces sobre proveedores industriales, transporte, servicios y logística.
La condición para que ese crecimiento se materialice es que la industria nacional se integre de manera efectiva en la cadena de abastecimiento, permitiendo que provincias como Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires participen mediante la fabricación de bienes y servicios especializados.
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El dirigente propuso crear una mesa federal minera con participación del Gobierno nacional y de las provincias productoras y proveedoras, enfocada en resolver déficits estructurales que hoy limitan la expansión: ferrocarriles, rutas nacionales, energía y logística.
Sin infraestructura, los proyectos de cobre no pueden ingresar en fase de construcción; sin proveedores nacionales integrados, el empleo indirecto no se multiplica.
Las proyecciones de exportación acompañan el salto laboral. El sector pasó de USD 4.500 millones en 2024 a USD 6.000 millones en 2025, proyecta USD 9.000 millones en 2026 y estima superar los USD 35.000 millones anuales hacia la próxima década.
El motor es el cobre: Argentina es el único país con seis proyectos de clase mundial listos para avanzar —Josemaría, Filo del Sol, Taca Taca, MARA, El Pachón y Los Azules— que permitirían pasar de cero a 1,5–1,8 millones de toneladas de producción anual.
Cacciola destacó el rol del RIGI como herramienta para destrabar inversiones de largo plazo. El régimen ya cuenta con 17 proyectos presentados por USD 40.000 millones y 11 aprobados, incluyendo iniciativas upstream y midstream en cobre y litio.
La estabilidad fiscal y la previsibilidad regulatoria son condiciones necesarias para que las empresas internacionales avancen con los CAPEX de gran escala que requiere la minería metálica.
La proyección de CAEM plantea un escenario en el que la minería se convierte en un generador masivo de empleo y en un sector capaz de modificar la estructura productiva argentina. El desafío es activar los proyectos de cobre y construir la infraestructura y la red de proveedores que permitan que ese crecimiento se traduzca en trabajo y desarrollo territorial.
Javier Milei utilizó su exposición en la CPAC de Budapest para instalar dos definiciones que cruzan política exterior, energía y macroeconomía. Por un lado, afirmó que Argentina podría abastecer de energía a Europa, en un contexto en el que el continente busca reducir su dependencia de Rusia y Medio Oriente.
Por otro, revisó la meta de inflación cero y la trasladó al final de su mandato, es decir, 2027, corrigiendo la estimación previa del ministro de Economía, Luis Caputo, que había proyectado el segundo semestre de 2026.
En materia energética, Milei sostuvo que el país atraviesa una “fiebre del oro” impulsada por Vaca Muerta y que Argentina puede convertirse en un proveedor confiable para Europa. La afirmación se apoya en el crecimiento de la producción de gas y petróleo, pero contrasta con la infraestructura disponible: Argentina no cuenta hoy con plantas de GNL operativas, ni con la logística necesaria para abastecer volúmenes significativos al mercado europeo.
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Los proyectos Argentina LNG y Southern Energy están en desarrollo, pero requieren gasoductos troncales, unidades de licuefacción, contratos de largo plazo y flota de transporte que aún no existen. La proyección de USD 30.000 millones en exportaciones energéticas hacia fin de década coincide con estimaciones del sector, pero depende de obras que todavía no están construidas.
En paralelo, Milei revisó la meta de inflación cero y la ubicó en 2027. El artículo señala que no hubo explicación oficial, aunque el cambio podría vincularse a la volatilidad del petróleo, los conflictos en Medio Oriente y la guerra Rusia–Ucrania, factores que presionan los costos energéticos y logísticos y afectan la velocidad del proceso desinflacionario.
La estructura de precios relativos pendiente —combustibles, tarifas y transporte— también condiciona la convergencia hacia una inflación mínima en plazos más cortos.
Las definiciones del Presidente combinan una narrativa de posicionamiento internacional con un ajuste de expectativas macroeconómicas. El discurso energético busca proyectar a Argentina como actor global, mientras la revisión de la meta inflacionaria reconoce que el proceso enfrenta restricciones externas y domésticas que requieren más tiempo para resolverse.
GeoPark consolidó en 2026 un plan de inversión de gran escala en Argentina, apoyado en la adquisición de activos, la perforación de nuevos pozos, acuerdos de evacuación y exportación, y una solicitud para adherirse al RIGI. El objetivo es transformar su presencia en Vaca Muerta y llevar su producción local desde niveles marginales hasta un volumen capaz de sostener un polo petrolero integrado.
La compañía registró una producción promedio de 1.400 boed en Argentina durante el segundo trimestre y espera triplicar ese volumen antes de fin de año, a partir de la entrada en producción de cinco pozos en Loma Jarillosa Este.
Este crecimiento inmediato se apoya en los activos adquiridos a Pluspetrol en octubre de 2025 por USD 115 millones, que incluyen Loma Jarillosa Este (100%) y Puesto Silva Oeste (95%), con 60 millones de barriles brutos de recursos recuperables estimados.
Para garantizar la evacuación y exportación de los nuevos volúmenes, GeoPark firmó un acuerdo con Pan American Energy que asegura capacidad de procesamiento y salida por las terminales de Puerto Rosales y Punta Colorada hasta diciembre de 2027.
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Además, cerró un contrato por tres años con Helmerich & Payne para disponer de un equipo de perforación dedicado, condición indispensable para sostener el ritmo operativo.
El componente central del proyecto es la solicitud presentada en mayo de 2026, junto a Gas y Petróleo del Neuquén, para adherirse al RIGI y desarrollar un polo petrolero integrado en Vaca Muerta.
El plan contempla inversiones superiores a USD 1.000 millones, una planta central de procesamiento en Puesto Silva Oeste y un incremento de producción desde 1.500 boed hasta 20.000 boed hacia 2028. La compañía espera la resolución del Gobierno, que ya aprobó más de una docena de proyectos upstream y midstream bajo este régimen.
Aunque Colombia continúa representando más del 90% de la producción total de GeoPark, la expansión en Argentina se convirtió en su principal vector de crecimiento.
La combinación de recursos, infraestructura asegurada, contratos de perforación y un eventual acceso al RIGI posiciona a la compañía para ejecutar un proyecto de inversión de largo plazo y escalar su presencia en Vaca Muerta.
La Resolución 498/2024 de la Superintendencia de Seguros de la Nación modifica el punto 35.8.1 del Reglamento General de la Actividad Aseguradora y habilita dos herramientas que incorporan al mercado asegurador al financiamiento productivo.
Por un lado, el inciso m) permite que las compañías de seguros inviertan en Obligaciones Negociables y fideicomisos financieros autorizados por la Comisión Nacional de Valores, siempre que estén destinados a proyectos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Por otro, el inciso l) incorpora los préstamos garantizados con warrant, con un límite de hasta el 50% del valor de mercado de los activos que respaldan la operación.
La integración entre SSN, CNV y RIGI abre un canal directo para que el ahorro institucional administrado por las aseguradoras se vincule con proyectos intensivos en CAPEX en sectores como energía, minería, infraestructura e industria pesada.
La posibilidad de adquirir ON y participaciones en fideicomisos financieros asociados al RIGI amplía la base de financiamiento disponible para emprendimientos de gran escala, bajo un marco regulatorio que ofrece estabilidad fiscal y reglas claras para inversores de largo plazo.
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En paralelo, la habilitación de préstamos garantizados con warrant incorpora al mercado asegurador como actor en el financiamiento de capital de trabajo para pymes e industrias con inventario físico relevante.
El uso de warrants —títulos de depósito que representan mercadería almacenada— como garantía, combinado con procesos de tokenización que digitalizan y trazan esos activos, reduce el riesgo operativo y mejora la seguridad jurídica de las operaciones. El límite del 50% del valor de mercado del activo funciona como mecanismo de control de exposición para las aseguradoras.
Para inversores institucionales, la resolución significa un aumento del universo de activos elegibles con destino productivo y una mejora en la capacidad del sistema para canalizar recursos hacia proyectos reales.
Para empresas y pymes, implica nuevas alternativas de financiamiento en un entorno donde la profundidad del mercado de capitales y la participación de aseguradoras en instrumentos vinculados a la economía real eran limitadas.
La medida se inscribe en una etapa en la que la disponibilidad y el costo del capital son variables centrales para la viabilidad de inversiones de gran escala y para la continuidad de la actividad productiva.
Las empresas energéticas lideraron el mercado de deuda corporativa argentino en el primer semestre de 2026, con US$ 5.307 millones emitidos en obligaciones negociables (ON).
Este volumen representa 55,1% de los US$ 9.632 millones colocados entre enero y junio, en un contexto marcado por la expansión de proyectos de petróleo, gas y generación eléctrica asociados a Vaca Muerta y a obras de transporte.
El segmento energético realizó 24 series de ON sobre 169 emisiones totales, equivalente al 14% del mercado, pero con montos significativamente superiores al resto de los sectores.
El ticket promedio del rubro alcanzó US$ 221 millones, frente a US$ 56,9 millones del promedio general, reflejando la escala de los proyectos de exploración, producción, tratamiento y transporte que requieren financiamiento de largo plazo. La estructura de CAPEX del shale y de las obras de transporte explica la concentración del financiamiento en este segmento.
El mercado de ON mostró un crecimiento interanual del 8%, con un salto entre trimestres: las emisiones totales pasaron de US$ 3.956 millones en el primer trimestre a US$ 5.676 millones en el segundo, un incremento del 43%.
En energía, el avance fue más pronunciado: de US$ 1.848 millones a US$ 3.459 millones, una suba del 87%, en línea con la aceleración de inversiones en perforaciones, plantas de tratamiento y obras de transporte vinculadas a la cuenca neuquina.
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Entre los principales emisores se ubicaron YPF (US$ 833 millones), Pampa Energía (US$ 700 millones), Edenor (US$ 640 millones), Vista Energy (US$ 617 millones) y Pluspetrol (US$ 500 millones).
En conjunto, estas cinco compañías concentraron 62% del financiamiento energético del semestre. Los diez mayores emisores explicaron 90,8% del volumen total del rubro, equivalente a la mitad de todo el mercado de deuda corporativa.
El financiamiento del sector mostró una marcada preferencia por instrumentos en dólares: 99,4% de las ON energéticas se emitieron en esa moneda, frente al 58% del promedio general. Este perfil responde a la naturaleza exportadora de buena parte de los proyectos de Vaca Muerta y a la necesidad de fondear inversiones de gran escala con tasas internacionales.
El contexto productivo acompañó el aumento del endeudamiento. En mayo, la producción de petróleo alcanzó 903.700 barriles diarios, el máximo histórico, mientras que el gas natural llegó en junio a 158 millones de metros cúbicos diarios.
Las cifras consolidan a 2026 como un año de expansión para la cuenca no convencional y explican la demanda de financiamiento para infraestructura y capacidad operativa en toda la cadena energética.
El invierno 2026 dejó en evidencia un problema estructural que no se explica por el clima ni por la volatilidad del mercado internacional, sino por un elemento mucho más básico: el Estado no actuó a tiempo.
La combinación de demoras administrativas, decisiones tardías y falta de coordinación terminó generando un cuadro de cortes industriales que afectó a provincias enteras y obligó a cientos de empresas a detener producción o pagar precios extraordinarios por el GNL.
El punto crítico fue la ampliación del gasoducto Perito Moreno, una obra diseñada para aportar 14 MMm³ diarios de capacidad adicional en el momento de mayor tensión del sistema. La iniciativa privada presentada por TGS quedó detenida durante 16 meses en trámites, dictámenes y autorizaciones que se extendieron más allá de cualquier plazo razonable.
Esa demora desplazó la obra del invierno para el que estaba pensada y dejó al sistema sin el volumen que hubiera evitado buena parte de los cortes.
A esa falla se sumó un cambio regulatorio aplicado en marzo, cuando la Secretaría de Energía redefinió el mix de transporte de las distribuidoras y reactivó cláusulas de transporte firme con ventana que habilitan cortes industriales.
Durante años esas cláusulas tuvieron una aplicación marginal, pero la modificación contractual las volvió operativas justo cuando la infraestructura no estaba preparada para absorber la demanda invernal. La industria se encontró con reglas nuevas en plena temporada alta, sin tiempo para planificar coberturas ni ajustar contratos.
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El retiro de ENARSA como proveedor de última instancia profundizó el problema. La cobertura de desbalanceos quedó en manos de comercializadores privados, con GNL a precios que oscilaron entre USD 18 y USD 26, valores que solo pudieron absorber sectores con capacidad logística y financiera.
El mecanismo de compra industrial, implementado a través del Mercado Electrónico de Gas, arrancó sin procedimientos claros y con subastas que quedaron prácticamente desiertas en mayo, lo que obligó a las empresas a improvisar soluciones sobre la marcha.
El resultado fue un mapa de cortes que afectó de manera desigual a las regiones. Tucumán, Jujuy y Salta enfrentaron interrupciones que frenaron ingenios, citrícolas, cerámicas y metalmecánicas. En el área metropolitana, la aplicación dispar de restricciones entre distribuidoras generó un desnivel de competitividad dentro de una misma región.
En Catamarca, el impacto más profundo fue la incertidumbre: la falta de previsibilidad sobre disponibilidad de gas frenó proyectos de inversión en generación propia.
El invierno 2026 no fue un fenómeno climático extraordinario. Fue la consecuencia directa de procesos administrativos que no avanzaron a tiempo, decisiones regulatorias aplicadas sin coordinación y una infraestructura que quedó detenida en trámites cuando debía estar en obra.
La industria respondió con lo que pudo: paradas programadas, combustibles alternativos, compras de emergencia y contratos firmes que se activaron de manera inesperada. Pero el problema no estuvo en las empresas. Estuvo en la burocracia que, por su propio ritmo, dejó al sistema sin margen en el momento en que más lo necesitaba.
La experiencia de este invierno muestra que la seguridad energética no depende solo de inversiones o precios internacionales. Depende, sobre todo, de que las decisiones administrativas se tomen a tiempo y de que los proyectos críticos no queden atrapados en procesos que avanzan más lento que la demanda del sistema.
En declaraciones de Carlos Ormachea, presidente de Tecpetrol, quedó planteado algo más que una idea: el Grupo Techint volvió a evaluar la posibilidad de construir un gasoducto internacional para llevar gas de Vaca Muerta al sur de Brasil, en particular al mercado industrial de San Pablo.
La frase no aparece aislada. Se apoya en tres planos que se cruzan: la experiencia concreta de Fortín de Piedra, la lógica del mercado energético del Cono Sur y el cuello de botella estructural de la infraestructura de transporte.
Ormachea parte de un dato que ya no es hipótesis: Fortín de Piedra está produciendo más de lo que Tecpetrol imaginó al inicio del proyecto. Con una inversión de USD 2.300 millones en dos años y medio, el yacimiento alcanzó una producción física de 15,5 MMm³/d, que por su riqueza energética equivale a 17,5 MMm³/d de gas estándar.
Ese volumen consolidó a Fortín como el mayor campo gasífero del país y demostró que Vaca Muerta puede sostener una oferta robusta si se le da horizonte de demanda y reglas mínimamente previsibles.
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En ese contexto, la Resolución 46 aparece como pieza clave del arranque: el programa de estímulo al gas no convencional permitió fijar un precio de referencia alto y estable durante los primeros años, emulando lo que hubiera sido un mercado regional donde Chile, Uruguay y Brasil pagaban entre USD 8 y USD 10/MMBTU por el gas importado.
La Argentina fue la excepción: el Estado compraba a esos valores a través de Enarsa, pero vendía al mercado interno a USD 4, subsidiando la diferencia. Cuando el gobierno modificó la interpretación de la 46, Tecpetrol perdió fondos en el corto plazo, pero Ormachea deja claro que Fortín de Piedra no se detiene: el proyecto se sigue ejecutando y puede terminar siendo más grande que lo previsto originalmente.
El problema, entonces, ya no es la capacidad de producir, sino la capacidad de colocar ese gas. Ormachea lo dice sin rodeos: el principal desafío del gas de Vaca Muerta es la falta de mercado, y detrás de esa falta de mercado está la cuestión de los costos y la infraestructura.
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Si Argentina logra bajar costos hasta ser competitiva con el shale gas de Estados Unidos, el problema se reduce. Pero mientras tanto, el horizonte real está en la demanda energética del Cono Sur.
Chile ya fue abastecido en el pasado con hasta 20–22 MMm³/d de gas argentino. Brasil, en cambio, tiene un mercado industrial de otra escala, hoy abastecido parcialmente por Bolivia y por el gas caro del pre-sal.
Ahí entra la pieza que Techint decide volver a poner sobre la mesa: el gasoducto hacia el sur de Brasil. Ormachea describe el esquema con precisión técnica: habría que construir un nuevo gasoducto entre Uruguayana y Porto Alegre y luego revertir el sentido del ducto que hoy lleva gas desde San Pablo hacia el sur.
Ese trazado, conocido en los 2000 como el “gasoducto sub-brasileiro”, estuvo a punto de ejecutarse con participación de Techint, Total, Petrobras e Ipiranga. Que el grupo vuelva a mencionarlo ahora, con nombre y apellido, indica que la idea ya pasó por una etapa de preevaluación interna y que se busca reabrir la discusión en clave regional.
La lógica es directa: sin caños nuevos, el gas de Vaca Muerta no puede escalar su frontera exportadora. Con infraestructura adecuada, en cambio, el mercado adicional podría ubicarse entre 50 y 100 MMm³/d, sumando Chile y Brasil.
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Ese volumen cambiaría la escala del negocio: permitiría sostener un plateau de producción alto, estabilizar inversiones, generar divisas y reducir la dependencia de un mercado interno volátil y condicionado por la macroeconomía argentina. El gas argentino, en ese escenario, competiría contra el pre-sal —más caro y complejo— y contra un gas boliviano en declinación.
Ormachea aclara que no hay decisión tomada, que Techint “lo está analizando” y que el objetivo es entender cuál sería la solución para que el proyecto resulte consistente. Pero en energía, cuando un actor de esta magnitud dice públicamente que vuelve a mirar un gasoducto internacional, no está hablando de una ocurrencia.
Está enviando una señal: el recurso está, la experiencia de desarrollo está, el mercado potencial existe y el cuello de botella es la infraestructura. La declaración funciona como un disparador para que gobiernos, reguladores y bancos multilaterales incorporen el tema a su radar.
En esa clave, las palabras de Ormachea ordenan la discusión sobre el gas de Vaca Muerta en tres niveles: un yacimiento que ya demostró capacidad de producción, un programa de estímulo que permitió arrancar pero no alcanza para sostener la expansión, y una infraestructura regional que sigue siendo la pieza faltante.
Si Argentina quiere que el gas deje de ser un recurso encerrado en su propia frontera y se convierta en un vector de integración energética, la conversación sobre el gasoducto a Brasil no es un accesorio: es el corazón del problema. Techint ya empezó a ponerlo en palabras.
Santa Cruz abrió esta semana la Licitación Pública Nacional e Internacional N° 02/ENERMIN/2026 para la exploración del área Sur Río Deseado Este, en plena Cuenca del Golfo San Jorge, y el resultado de la primera instancia dejó un dato clave: hubo una única oferta, presentada por Alianza Petrolera S.A., que ahora será evaluada en detalle por el Ministerio de Energía y Minería.
La apertura del Sobre A marca el inicio formal de un proceso que combina recuperación de áreas maduras, incorporación de tecnología internacional y un objetivo explícito de reconectar la cuenca con un horizonte productivo que hace años parecía cerrado.
El ministro Jaime Álvarez destacó que la propuesta incorpora una técnica que nunca se aplicó en Argentina: las perforaciones multilaterales, un método utilizado en la provincia canadiense de Alberta para explotar crudos pesados y viscosos, exactamente el tipo de recurso que caracteriza al Golfo San Jorge.
La cuenca tiene enormes volúmenes in situ pero baja movilidad, y la perforación convencional no logra un drenaje eficiente.
Las multilaterales permiten abrir varias ramas horizontales desde un mismo pozo madre, aumentando el contacto con la formación y mejorando el factor de recuperación. Para Santa Cruz, esto no es solo una innovación técnica: es una oportunidad para transformar áreas marginales en proyectos viables.
El plan presentado por la empresa contempla adecuar equipos existentes en la provincia, incorporar herramientas direccionales específicas y desplegar un esquema de capacitación binacional: especialistas canadienses llegarán a Santa Cruz y trabajadores santacruceños viajarán a Alberta para entrenarse en campo.
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Álvarez fue explícito: “Esperamos que el primer equipo y el personal capacitado sean santacruceños”. La provincia busca que esta tecnología no quede encapsulada en un solo proyecto, sino que genere una masa crítica de conocimiento local capaz de replicarse en otras áreas de Santa Cruz, Chubut o incluso en zonas de crudos pesados de Neuquén.
La licitación también abre un frente económico relevante. La incorporación de multilaterales demanda proveedores especializados, servicios de completación, cementación, herramientas direccionales, logística y mantenimiento.
El ministro remarcó que el proyecto fortalecerá el entramado productivo provincial y ampliará la demanda de mano de obra calificada, en línea con la política del gobernador Claudio Vidal de recuperar áreas con potencial y atraer inversiones mediante acuerdos internacionales, especialmente con Alberta.
El proceso licitatorio continúa ahora con la evaluación administrativa del Sobre A. El Sobre B, que contiene la propuesta económica, permanecerá resguardado hasta la próxima instancia.
Álvarez estimó que la adjudicación podría completarse en 45 a 60 días, tras lo cual comenzarán los estudios geológicos complementarios, la reinterpretación de la información existente y, finalmente, las perforaciones comprometidas en el plan de inversión.
La licitación de Sur Río Deseado Este no es una convocatoria más: es el intento de Santa Cruz por introducir una tecnología que podría cambiar la ecuación productiva del Golfo San Jorge, una cuenca madura que todavía guarda recursos significativos.
Si las multilaterales funcionan como en Alberta, la provincia podría abrir una alternativa técnica para toda la industria hidrocarburífera del país.
El salto del Brent hacia la zona de USD 100/barril volvió a colocar al petróleo en el centro de las tensiones macroeconómicas globales y, por arrastre, en la agenda económica argentina. La suba responde a un factor clásico: riesgo de oferta.
Los ataques a petroleros sauditas en el mar Rojo y la incertidumbre sobre dos corredores críticos —Bab el‑Mandeb y Ormuz, por donde circula cerca del 20% del crudo mundial— dispararon primas de riesgo, encarecieron seguros marítimos y empujaron los precios spot y futuros.
En ese contexto, los analistas ya trabajan con escenarios donde el Brent podría sostenerse por encima de los USD 100 e incluso avanzar hacia niveles más altos si la tensión geopolítica escala.
Para la Argentina, el impacto es mixto y se distribuye en tres planos: sector externo, inflación y financiamiento. En el frente externo, un crudo más caro mejora los ingresos por exportaciones y fortalece la caja de las productoras, especialmente en Vaca Muerta, donde el Medanito y el Escalante capturan parte de la mejora internacional.
También incrementa regalías provinciales y refuerza la viabilidad de proyectos como el VMOS, que dependen de precios internacionales robustos para sostener inversiones de largo plazo.
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Pero el mismo movimiento presiona sobre la inflación interna. Argentina importa gasoil para generación, fuel oil y naftas especiales; un Brent alto encarece esas compras y tensiona la estructura de costos de combustibles. Si el aumento internacional se traslada a los surtidores, el impacto se expande hacia transporte, logística y actividades productivas intensivas en derivados del petróleo.
En un contexto donde la inflación sigue siendo una variable sensible, el petróleo caro agrega un componente externo difícil de administrar.
El tercer plano es financiero. La suba del crudo coincidió con un aumento del riesgo país, que volvió a 429 puntos básicos según el EMBI+ de J.P. Morgan. La combinación de petróleo caro, mayor demanda global por activos seguros y volatilidad en mercados emergentes llevó a los inversores a reducir exposición a deuda de mayor riesgo, entre ella la argentina.
Los bonos soberanos en dólares retrocedieron y la cautela internacional se amplificó. Para el Gobierno, que busca mantener el riesgo país por debajo de los 400 puntos para mejorar condiciones de financiamiento, el nuevo nivel complica la estrategia de retorno a los mercados internacionales de crédito.
El petróleo cerca de los USD 100 no es solo un dato del mercado energético: es un vector macroeconómico que afecta exportaciones, precios internos, costos productivos, riesgo país y acceso al financiamiento.
En un país donde la energía es un componente estructural de la balanza comercial y de la inflación, cada movimiento del Brent se convierte en una señal que atraviesa toda la economía.
El proyecto Argentina LNG avanza sobre una decisión de ingeniería que marca un movimiento claro en la infraestructura energética del país: el gasoducto de 580 kilómetros que llevará gas desde Tratayén hasta Punta Colorada utilizará el mismo corredor territorial que el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) en el 83% de su traza.
No es un gesto menor. Es la señal de que la salida atlántica de la producción neuquina empieza a concentrarse en una franja logística única, diseñada para soportar dos sistemas de transporte de escala.
El ducto de Argentina LNG recorrerá 580 kilómetros, de los cuales 480 se construirán dentro del corredor ya definido para el VMOS. La coincidencia de trazas no implica compartir infraestructura —cada sistema tendrá su propio caño, válvulas, estaciones y condiciones operativas—, pero sí concentrar dos obras mayores en una misma franja territorial.
En términos de servidumbres, logística y planificación, la decisión evita abrir nuevas franjas sobre campos y áreas naturales, reduce la duplicación de intervenciones y simplifica el acceso de maquinaria y materiales durante la construcción y el mantenimiento.
El gasoducto tendrá una capacidad inicial de 50 millones de metros cúbicos diarios, suficiente para abastecer las unidades flotantes de licuefacción (FLNG) que operarán frente a Punta Colorada.
Estas embarcaciones —dos módulos de seis millones de toneladas anuales cada uno, desarrollados por YPF, Eni y XRG (la firma internacional vinculada a ADNOC)— permitirán transformar el gas en GNL y exportarlo a mercados globales sin necesidad de una planta terrestre.
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La decisión final de inversión está prevista para la segunda mitad de 2026, y las compañías ya avanzan en ingeniería, acuerdos comerciales y estructuración financiera.
El corredor compartido consolida a Punta Colorada como el nodo exportador más dinámico del país. Allí avanza la terminal del VMOS, que recibirá petróleo desde Allen a través de un oleoducto de 437 kilómetros y que, en su etapa final, podrá movilizar 550.000 barriles diarios. La infraestructura marítima —tanques, sistemas de carga y muelles— ya está en construcción.
Argentina LNG sumará al mismo enclave las instalaciones necesarias para abastecer a las FLNG, que permanecerán mar adentro y recibirán gas directamente desde Neuquén.
La coexistencia de ambos proyectos dentro de un mismo corredor territorial responde a una estrategia más amplia: ampliar la capacidad exportadora de Vaca Muerta sin multiplicar el impacto territorial. El VMOS evacúa petróleo; Argentina LNG evacuará gas para convertirlo en GNL.
La traza común reduce costos de planificación, facilita obras y concentra la huella de infraestructura en una sola franja. Río Negro, en ese esquema, se posiciona como la puerta atlántica de la producción energética neuquina.
La infraestructura que se está desplegando en el corredor VMOS–Argentina LNG no es solo una obra lineal. Es la base física de un sistema exportador que combina extracción, procesamiento, transporte, licuefacción y salida marítima.
La decisión de superponer trazas muestra que la expansión de Vaca Muerta ya no depende solo de perforar más pozos, sino de construir corredores logísticos capaces de sostener una matriz exportadora de largo plazo.
La operación de Vaca Muerta en 2026 expone un volumen logístico que supera la capacidad de la infraestructura terrestre disponible. Perforar un pozo requiere alrededor de 250 viajes de camión y, multiplicado por los cientos de pozos que se ejecutan cada año, el flujo supera los 11.000 vehículos pesados por día en los corredores que conectan el Alto Valle con los yacimientos.
La Ruta Nacional 151, uno de los tramos críticos del acceso a la cuenca, registra deterioro severo y accidentes vinculados a deformaciones de calzada y banquinas, según informes de Vialidad Nacional y peritajes provinciales.
La logística terrestre es un componente central del costo de perforación. Perforar un pozo en Argentina cuesta cerca de un 40% más en dólares que en Estados Unidos. Una parte significativa de esa diferencia no responde a geología ni a tecnología, sino a la estructura logística: congestión, deterioro vial, demoras operativas y necesidad de ampliar los márgenes de seguridad en los cronogramas.
Cada contingencia —clima, controles, restricciones de circulación, fallas de calzada— obliga a extender plazos o contratar mayor capacidad de transporte. Ese costo invisible impacta sobre cada operación y no aparece en indicadores macroeconómicos.
La presión sobre la infraestructura es proporcional al crecimiento de la producción. Cuando la cuenca producía 200.000 barriles diarios, el tráfico era manejable. Con 500.000 barriles diarios, comenzaron los primeros síntomas de congestión. Con más de 900.000 barriles diarios, varios tramos del corredor operan al límite de su capacidad.
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La infraestructura vial crece más lento que la producción y se convierte en un factor que condiciona la competitividad del shale argentino frente a otros productores.
El ferrocarril aparece como una herramienta parcial pero necesaria. La reactivación del corredor Norpatagónico —Añelo–Bahía Blanca— permitiría absorber cargas fraccionables como arena para fractura, áridos, materiales de construcción y tuberías de menor porte. En esas categorías, el costo por tonelada del ferrocarril es inferior al del camión en largas distancias.
Liberar rutas para cargas sobredimensionadas mejora la seguridad y reduce tiempos de tránsito para equipos críticos que no pueden ser trasladados por tren. La complementariedad modal es técnica: el camión mantiene la última milla y las cargas especiales; el ferrocarril absorbe volumen y reduce presión sobre la red vial.
El sector privado implementa soluciones internas para mitigar el problema. Tecpetrol desarrolló un esquema de logística de última milla para arena que le permite sostener diez etapas de fractura por día sin tiempos no productivos vinculados al transporte. Andreani inauguró un centro logístico en Neuquén con capacidad ampliada y unidades adaptadas a la cuenca.
Varias operadoras importan insumos de manera directa para reducir costos. Estas iniciativas mejoran la eficiencia operativa, pero no resuelven la infraestructura troncal, que es un bien público y requiere planificación, financiamiento y ejecución sostenida.
La agenda de infraestructura se vuelve más urgente ante la expansión simultánea de proyectos energéticos. El oleoducto Vaca Muerta Sur entrará en operación en el segundo semestre de 2026 y ampliará la capacidad de exportación de crudo. El proyecto FLNG de Southern Energy comenzará a exportar GNL en 2027.
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Los proyectos mineros aprobados bajo el RIGI en el NOA y Cuyo incrementarán la demanda logística sobre corredores que ya operan con saturación. La infraestructura terrestre debe acompañar ese crecimiento para evitar que los cuellos de botella limiten la producción.
En este contexto, vuelve a aparecer el Modelo Ferroviario Integrado 5F desarrollado por la Asociación Intermodal de América del Sur (AIMAS) como alternativa estructural para corredores energéticos.
El 5F propone un esquema intermodal en el que compiten los negocios y no los trenes, con integración entre ferrocarril, camión y cabotaje; economía de variedad para que cada nodo reciba todo tipo de cargas; trenes mixtos que operen todos los días; estandarización de trochas y capacidades; integración con redes vecinas; y concesión en cuatro mallas geográficas con operación comercial plena.
Para Vaca Muerta, el 5F permitiría absorber carga fraccionable, reducir costos por tonelada, disminuir la congestión vial y mejorar la previsibilidad logística.
La logística terrestre es hoy uno de los factores que más inciden en el costo y la competitividad de Vaca Muerta. La infraestructura vial y ferroviaria que conecta los yacimientos con los puertos define la capacidad de sostener la expansión productiva.
El 5F ofrece un marco conceptual para ordenar esa discusión y para evaluar alternativas que integren modos, reduzcan costos y aumenten la densidad de carga en corredores críticos. La producción crece; la infraestructura debe acompañar ese ritmo.
La exploración es el punto de partida del desarrollo minero. Antes de los estudios de factibilidad, antes de la construcción y antes de la producción, está la etapa de perforación inicial, caracterizada por incertidumbre técnica, horizontes largos y un acceso limitado al financiamiento convencional.
En Argentina, el ecosistema de capital está concentrado en proyectos avanzados y las empresas junior acumulan atributos fiscales que tienen escaso valor económico inmediato, debido a que generan ingresos imponibles limitados o inexistentes. Esta desconexión no es geológica: es financiera.
Las jurisdicciones que lideran la competencia por minerales críticos ya no se diferencian solo por geología, estabilidad política o infraestructura. La nueva variable es la arquitectura financiera para gestionar el riesgo exploratorio. Canadá desarrolló un instrumento que se convirtió en uno de los pilares de su mercado de capitales minero: el régimen de acciones flow‑through.
El mecanismo permite que las deducciones fiscales generadas por gastos de exploración sean transferidas desde empresas sin ingresos imponibles hacia inversores que sí pueden utilizarlas de manera inmediata. No reduce el riesgo geológico, pero conecta capital privado con exploración y monetiza atributos fiscales que de otro modo quedarían inmovilizados.
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Un esquema inspirado en los principios del flow‑through, adaptado a las instituciones argentinas, sería aplicable. La Agencia de Recaudación de la República Argentina (ARCA) puede certificar deducciones y trazabilidad fiscal; la Comisión Nacional de Valores puede regular emisiones primarias de acciones; y el SEGEMAR puede auditar gastos elegibles de exploración.
La arquitectura institucional existe. El instrumento debería ser focalizado: gastos elegibles limitados a exploración greenfield certificada, capital obtenido exclusivamente mediante emisiones primarias, auditorías técnicas obligatorias, controles fiscales estrictos y plazos definidos para la ejecución de los gastos. Asimismo, podrían incorporarse incentivos adicionales para minerales críticos como el cobre.
La adopción de un régimen de este tipo permitiría monetizar atributos fiscales de empresas junior, atraer capital privado hacia perforación inicial, reducir el riesgo para inversores y ampliar la base de proyectos en etapa temprana.
Incluso las perforaciones que no conducen a un descubrimiento generan información geológica que reduce incertidumbre regional y mejora la asignación futura de capital. La exploración es una inversión en conocimiento y requiere una arquitectura financiera distinta de la aplicada a inversiones corporativas convencionales.
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Ningún país de Sudamérica cuenta con un instrumento equivalente. La región compite por geología, pero no compite por capital de riesgo.
Un régimen flow‑through argentino sería el primero de la región y posicionaría al país en la competencia global por descubrimientos en minerales críticos, en un contexto donde la demanda internacional de cobre y otros insumos estratégicos exige ampliar la base de proyectos exploratorios.
La viabilidad de nuevos descubrimientos depende de la capacidad de financiar la etapa más incierta del ciclo minero. Un régimen flow‑through adaptado permitiría acelerar la exploración, ampliar la inteligencia geológica nacional y transformar el potencial mineral en proyectos concretos.
Guyana se aproxima al millón de barriles diarios menos de siete años después de haber obtenido su primer crudo comercial en el bloque Stabroek, operado por ExxonMobil. La producción nacional promedió 903.000 barriles diarios en abril de 2026, impulsada por cuatro proyectos en alta mar y por una secuencia de unidades flotantes de producción que replican un modelo operativo de gran escala.
El quinto desarrollo, Uaru, está previsto para entrar en operación antes de fin de año y permitirá superar el umbral del millón de barriles diarios.
El crecimiento acelerado se explica por la calidad geológica del bloque Stabroek, que concentra yacimientos de alto rendimiento en un área compacta, y por la capacidad técnica y financiera del operador. ExxonMobil desplegó un esquema de desarrollo repetible basado en unidades FPSO de gran capacidad: Liza Destiny, Liza Unity, Prosperity y One Guyana.
Cada proyecto incorporó ingeniería, logística y operación derivadas del anterior, reduciendo tiempos y costos y permitiendo una curva de producción ascendente sin interrupciones.
La puesta en marcha de Uaru sumará la FPSO Errea Wittu, diseñada para producir 250.000 barriles diarios, procesar 540 millones de pies cúbicos de gas y almacenar dos millones de barriles de crudo.
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El proyecto, aprobado por el gobierno en 2023, prevé hasta 10 centros de perforación y 44 pozos de producción e inyección para extraer más de 800 millones de barriles recuperables de los yacimientos Uaru, Mako y Snoek.
El ritmo de expansión de Guyana contrasta con la ausencia de una base industrial local. El país no cuenta con metalmecánica pesada, ingeniería de detalle, talleres de fabricación, empresas de integridad, laboratorios ni proveedores especializados capaces de abastecer la cadena offshore.
La totalidad de los componentes críticos, servicios técnicos y equipamiento proviene de cadenas globales lideradas por SBM Offshore, Saipem, TechnipFMC y otros contratistas internacionales.
La falta de infraestructura industrial abre oportunidades para proveedores argentinos con capacidades en ingeniería, fabricación y servicios técnicos.
Empresas nacionales con experiencia en oil & gas pueden integrarse a la cadena de valor offshore mediante la provisión de skids, estructuras metálicas, piping prefabricado, válvulas, bombas, servicios de inspección, integridad de activos y consultoría en seguridad de procesos.
La industria argentina ya exporta componentes y servicios a proyectos offshore en Brasil y África, y cuenta con certificaciones y estándares compatibles con los requerimientos de los operadores globales.
La expansión de Guyana configura un nuevo polo energético en el Atlántico y genera demanda sostenida de bienes y servicios industriales.
En un contexto donde el país carece de proveedores locales y depende de compras internacionales, la capacidad técnica y la competitividad de la industria argentina se convierten en una oportunidad concreta para integrarse a la cadena de suministros de los desarrollos offshore del bloque Stabroek.
El análisis de la inversión privada 2026 muestra que el crecimiento no se concentra únicamente en los polos extractivos de hidrocarburos y minería, sino que se extiende a sectores productivos tradicionales y a regiones alejadas de las áreas de explotación.
Los registros del Ministerio de Economía y de las secretarías sectoriales indican incrementos simultáneos en cuatro núcleos: Vaca Muerta, minería de litio y minerales metálicos, agronegocios en la región pampeana y forestoindustria en el NEA. Este comportamiento configura una matriz de inversión más diversificada y con mayor demanda de proveedores industriales y de servicios.
En hidrocarburos, la expansión de la producción no convencional y los proyectos de infraestructura asociados generan requerimientos crecientes de metalmecánica, químicos, servicios informáticos, transporte y logística.
La Secretaría de Energía registra aumentos en la importación de bienes de capital vinculados a perforación, midstream y tratamiento de crudo y gas, lo que se traduce en mayor actividad para proveedores nacionales certificados.
La minería presenta una dinámica similar: los proyectos de litio y cobre incorporan proveedores locales en etapas de construcción, operación y servicios industriales, conforme a los programas de desarrollo de proveedores del Ministerio de Minería.
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En el agro, los datos del INDEC y de la Bolsa de Cereales muestran incrementos en inversión en maquinaria agrícola, infraestructura de acopio y equipamiento tecnológico en la región pampeana y centro del país.
Este movimiento se vincula con la necesidad de sostener volúmenes exportables y con la integración de servicios industriales que también abastecen a hidrocarburos y minería. La forestoindustria, por su parte, registra inversiones en plantas de procesamiento, biomateriales y equipamiento en Misiones, Corrientes y Entre Ríos, según los reportes del Ministerio de Producción y de la AFCP.
La articulación entre sectores tradicionales y nuevos motores exportadores se observa en los encadenamientos productivos aguas arriba y aguas abajo. Aguas arriba, la demanda de insumos y servicios industriales se expande hacia metalmecánica, químicos, TIC, transporte y logística.
Aguas abajo, los sectores con mayor inversión inducen procesos de industrialización y manufactura vinculados a exportaciones de mayor valor agregado. Los registros del BCRA sobre importación de bienes de capital y los informes sectoriales de UIA, CAEM, IAPG y CIARA confirman esta ampliación de la base productiva.
La diversificación territorial también es consistente con los datos oficiales. Mientras hidrocarburos y minería concentran inversión en Neuquén, Río Negro, Salta, Jujuy y Catamarca, los agronegocios y la forestoindustria impulsan actividad en Santa Fe, Córdoba, Buenos Aires, Misiones, Corrientes y Chaco.
Este comportamiento incrementa la capilaridad de la inversión y extiende la demanda de proveedores a regiones que no dependen directamente de la explotación de recursos naturales.
El resultado es una estructura de inversión que combina sectores extractivos y productivos, con efectos directos sobre proveedores industriales y servicios especializados. La expansión simultánea de hidrocarburos, minería, agro y forestoindustria configura un escenario en el que los encadenamientos productivos adquieren mayor peso y las exportaciones se apoyan en una base más amplia de actividades económicas.
Moody’s Ratings elevó la calificación de emisor de largo plazo de la Argentina en moneda local y extranjera a B3 desde Caa1 y modificó la perspectiva a positiva. La agencia fundamentó la decisión en la mejora de la posición externa y en el cambio estructural de la balanza energética, que dejó de operar como un factor de presión sobre la cuenta corriente y pasó a aportar un superávit sostenido de divisas.
Con este movimiento, la nota soberana queda alineada con las de S&P Global Ratings y Fitch Ratings, que ya ubicaban al país en B-, y recompone por primera vez en años la coincidencia de las tres calificadoras en el mismo escalón.
Los datos oficiales del INDEC muestran que la balanza comercial energética cerró el primer semestre de 2026 con un superávit de USD 5.076 millones, un incremento del 61,7% respecto de los USD 3.139 millones del mismo período de 2025.
Las exportaciones de aceites crudos de petróleo sumaron USD 4.693 millones y representaron el 71,2% de las ventas del complejo, mientras que las importaciones de combustibles se ubicaron en su nivel más bajo desde 2007. La energía explicó más del 15% de las exportaciones totales del país y se consolidó como uno de los componentes que sostienen la mejora externa.
La producción no convencional de Vaca Muerta es el núcleo de ese giro. Según la Secretaría de Energía, el shale aporta más del 68% del petróleo y del 67% del gas que se extrae en la Argentina. El incremento de volúmenes y la consolidación de un flujo exportador estable, con Puerto Rosales como principal nodo de salida, redujeron la necesidad de importaciones y fortalecieron la capacidad del país para generar divisas.
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Moody’s incorporó explícitamente este cambio en su lectura de riesgo soberano al señalar que la energía dejó de operar como un factor deficitario y pasó a sostener la posición externa.
La coincidencia de Moody’s, S&P y Fitch en B3/B- reactiva la dinámica de revisiones corporativas que sigue habitualmente a los movimientos del soberano. El universo energético se encuentra mayormente en el rango que queda como candidato natural a ajuste de nota: YPF en todas sus emisiones, Pampa Energía, Genneia y YPF Luz se ubican en B-, mientras que Tecpetrol opera en B+.
Más arriba ya se encuentran las compañías con mayor perfil exportador y respaldo accionario internacional, como Pan American Energy, Vista Energy y Pluspetrol. El reacomodamiento del techo país que deriva de la mejora soberana es el canal por el que estas calificaciones corporativas pueden revisarse.
Para el financiamiento de Vaca Muerta y de la infraestructura asociada, el cambio de escalón tiene efectos directos. La calificación soberana funciona como referencia para el costo al que las empresas acceden a dólares en los mercados internacionales.
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Con la Argentina nuevamente cerca de perforar los 400 puntos básicos de riesgo país, el terreno financiero mejora en un momento en que la agenda de inversión es intensiva en capital: la evacuación adicional del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur prevista para fin de año, los proyectos presentados al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones y la estructuración de Argentina LNG requieren acceso a crédito en condiciones más competitivas.
El límite del movimiento queda claro en la escala de Moody’s: B3 se ubica en el puesto 16 de los 21 escalones de la agencia, varios peldaños por debajo del grado de inversión.
La mejora abarata el crédito y amplía la base de fondos dispuestos a mirar emisiones argentinas, pero no habilita todavía la entrada de inversores institucionales que operan exclusivamente con deuda de grado de inversión. En lo inmediato, el foco del sector pasa por la segunda ola del efecto cascada: si el reacomodamiento de las tres calificadoras se traslada, emisión por emisión, a las notas corporativas de las empresas energéticas y cómo ese ajuste impacta en el costo de financiamiento de los proyectos que sostienen la expansión exportadora del país.
El próximo 5 de agosto, en los auditorios de la UCA, se realizará el II Congreso y Rueda de Negocios en Energía – El Mapa de la Demanda 2026/2027, organizado por Grupo Runrún. El encuentro está diseñado para que las pymes accedan, en un mismo día, a la información técnica que estructura los grandes proyectos energéticos y mineros del país y a una rueda de negocios B2B con responsables de Procura.
Durante la mañana, los Gerentes de Proyecto de las principales energéticas y mineras presentarán el estado general de sus desarrollos y el nivel técnico que exige cada operación. Las compañías expondrán la etapa en la que se encuentra cada proyecto, los avances de infraestructura habilitante, los estándares operativos aplicados y los requisitos técnicos que deben cumplir las empresas que buscan integrarse a operaciones de gran escala. Es una instancia diseñada para entender cómo se configuran los proyectos y qué capacidades serán necesarias en los próximos meses dentro de la cadena de suministros.
El Mapa de la Demanda 2026/2027 organiza la actividad en cinco sectores estratégicos: Oil & Gas, Minería, Electricidad, Industria y Tecnología. La información detallada se presenta en sala, directamente por las empresas, en un contexto de expansión simultánea de estos cinco vectores.
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Por la tarde, el encuentro se transforma en una rueda de negocios con foco operativo. Las corporaciones atienden únicamente a proveedores validados y precalificados, en reuniones uno a uno de quince minutos. Las agendas de la rueda son cerradas y no se modifican en sala, porque están diseñadas para conversaciones técnicas y evaluación de capacidades.
El networking general se desarrolla en las áreas comunes del Congreso, donde los asistentes pueden interactuar con otros proveedores, equipos técnicos y referentes del sector en un entorno abierto y no estructurado.
El evento también será el marco para la presentación de enerbuy.store, la plataforma desarrollada junto al CONICET para normalizar catálogos industriales, asegurar trazabilidad de calidad y ordenar la información técnica que circula en la cadena de suministros de energía, minería e industria. La herramienta incorpora a proveedores que hoy están fuera del ecosistema energético y establece un estándar operativo que se proyecta como referencia en las compras industriales de los próximos años.
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Las compañías interesadas en participar deberán completar el formulario correspondiente en:
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) sumó dos nuevos proyectos de petróleo no convencional en Vaca Muerta.
El Ministerio de Economía aprobó la iniciativa de Pampa Energía para desarrollar el bloque Rincón de Aranda, mientras que Vista Energy presentó su solicitud para impulsar Bandurria Norte. En conjunto, las inversiones ascienden a US$ 10.300 millones y se integran a un paquete total de propuestas por US$ 67.000 millones vinculadas al desarrollo de la formación neuquina.
El proyecto de Pampa Energía contempla una inversión de US$ 4.522 millones para perforar 259 pozos horizontales y desarrollar el área Rincón de Aranda, en Añelo. La iniciativa incluye la construcción de una planta de tratamiento con capacidad para procesar 45.000 barriles diarios de crudo y 800.000 metros cúbicos de gas por día, además de oleoductos, gasoductos y obras de infraestructura asociadas para evacuar la producción. Se trata del primer proyecto de petróleo no convencional aprobado bajo el RIGI.
Vista Energy presentó su solicitud para desarrollar Bandurria Norte, con una inversión estimada de US$ 5.800 millones. El plan prevé la perforación de 332 pozos horizontales para alcanzar una producción de 50.000 barriles diarios en una superficie de 10.700 hectáreas. La compañía estima generar exportaciones por US$ 17.000 millones a partir del desarrollo del bloque, que constituye su primer proyecto masivo fuera del hub operativo conformado por Bajada del Palo, Aguada Federal, Coirón Amargo Norte y las zonas de La Amarga Chica y Bandurria Sur.
El RIGI también concentra proyectos de infraestructura clave para la evacuación de hidrocarburos. Entre ellos se encuentra el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), una obra de 473 kilómetros que conectará Allen con Punta Colorada y que implica una inversión de US$ 3.000 millones. El ducto, impulsado por un consorcio integrado por YPF, Pan American Energy, Vista, Pampa, Pluspetrol, Chevron, Shell y Tecpetrol, permitirá transportar 180.000 barriles diarios hacia el Atlántico. En paralelo, el Gasoducto San Matías, aprobado bajo el RIGI, demandará US$ 1.300 millones y será la infraestructura base para el proyecto exportador de GNL en el Golfo San Matías.
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Otros operadores también presentaron solicitudes para proyectos de gran escala. Tecpetrol busca desarrollar Los Toldos II Este con una inversión de US$ 2.400 millones. Pluspetrol presentó un plan de US$ 12.000 millones para Bajo del Choique – La Invernada, que prevé más de 600 pozos y cuatro plantas de tratamiento. Chevron solicitó la adhesión al RIGI para El Trapial, con una inversión estimada en US$ 13.800 millones destinada al desarrollo de shale oil y obras asociadas.
El crecimiento de la producción en Vaca Muerta continúa acompañado por la expansión de la infraestructura. En mayo, la producción nacional de petróleo alcanzó 903.700 barriles diarios, un máximo histórico, con la formación neuquina aportando cerca del 70% del total. La actividad genera alrededor de 37.000 empleos directos y se proyecta un incremento asociado a las obras industriales y urbanas vinculadas a los nuevos desarrollos.
Las iniciativas presentadas bajo el RIGI combinan perforación masiva, plantas de tratamiento y ductos de evacuación, elementos centrales para sostener la expansión del shale y consolidar la capacidad exportadora del país. El régimen se consolida como una herramienta para ordenar proyectos de gran escala, articular infraestructura y acelerar la conversión de recursos en producción y divisas.
Argentina y Canadá avanzan en la actualización del Convenio para la Promoción y Protección de Inversiones, firmado en 1992 y vigente desde hace más de tres décadas.
El tratado establece reglas de protección para el capital canadiense en el país y define estándares de trato justo, libre transferencia de fondos y mecanismos de resolución de disputas. La revisión del acuerdo se enmarca en un contexto de mayor interés de empresas canadienses por invertir en minería, energía y agro en Argentina.
El embajador de Canadá en el país, Stewart Wheeler, confirmó que ambos gobiernos trabajan en la modernización del FIPA, cuyo texto quedó desfasado frente a los estándares actuales de inversión internacional. La actualización permitiría incorporar cláusulas ambientales, mecanismos de transparencia y normas modernas de arbitraje, además de alinearse con las negociaciones del acuerdo de libre comercio entre Canadá y el Mercosur, que continúa en proceso de discusión.
Canadá es el principal origen de capital minero en Argentina. Más del 50% de las exploraciones en curso corresponden a empresas canadienses, con presencia en proyectos de litio en Catamarca, Salta y Jujuy; cobre en San Juan y Catamarca; y oro y plata en Santa Cruz y San Juan. El país norteamericano también participa en iniciativas vinculadas a hidrocarburos, energías renovables y servicios tecnológicos para redes eléctricas, consolidando una presencia diversificada en sectores estratégicos.
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El diplomático destacó que la estabilidad macroeconómica y la previsibilidad regulatoria son factores determinantes para las decisiones de inversión. Señaló que la comunidad empresarial canadiense observa con atención las reformas económicas implementadas por el Gobierno argentino y evalúa oportunidades en minería, petróleo y gas, energías renovables y agroindustria. La complementariedad entre ambas economías, especialmente en minerales críticos y tecnología energética, es uno de los ejes que impulsa la agenda bilateral.
El FIPA de 1992 permitió consolidar la llegada de capital canadiense durante los años noventa, con un pico de inversión de USD 559 millones en 1997. La actualización del acuerdo busca adecuar ese marco a las condiciones actuales del mercado global y reducir el riesgo regulatorio para proyectos de gran escala, en un momento en que Argentina procura atraer inversiones para desarrollar su cartera de litio, cobre y energía.
La negociación del tratado y el avance del acuerdo Canadá–Mercosur conforman una agenda estratégica para ambos países. Para Argentina, representan la posibilidad de fortalecer la llegada de capital minero y energético; para Canadá, la oportunidad de consolidar su presencia en una de las jurisdicciones con mayor potencial geológico de la región.
La producción de petróleo de YPF se mantuvo estable en junio, pero la dinámica interna de sus bloques mostró un comportamiento heterogéneo.
Narambuena, ubicada en la ventana norte de Vaca Muerta, registró un crecimiento mensual del 25,3% y se convirtió en el bloque de mayor expansión dentro del portafolio de la compañía. Con 6.108 barriles diarios, escaló posiciones en el ranking y consolidó la tendencia de avance hacia zonas menos desarrolladas de la formación.
Los datos oficiales de la Secretaría de Energía indican que YPF produjo 348.521 barriles diarios en junio, apenas un 0,86% menos que en mayo. La estabilidad mensual convive con una reconfiguración interna marcada por el crecimiento de Narambuena y el aporte sostenido de los grandes desarrollos de la formación. Loma Campana volvió a liderar con 86.469 barriles diarios, equivalentes al 24,8% del total operado; La Amarga Chica produjo 82.994 barriles diarios y mostró una suba del 5,8%; Bandurria Sur alcanzó 60.269 barriles diarios.
Más atrás se ubicaron La Angostura Sur I, con 42.283 barriles diarios y una mejora del 3,7%; Aguada del Chañar, con 17.163 barriles diarios; La Angostura Sur II, con 11.644; Chachahuen Sur, con 10.515; Chihuido de la Sierra Negra, con 5.386; y Loma La Lata–Sierra Barrosa, con 5.127 barriles diarios. La composición del portafolio muestra que, aun con variaciones mensuales, la compañía sostiene un núcleo de producción consolidado en la ventana central y sur de la formación.
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El desempeño de Narambuena refleja el avance de la actividad hacia la ventana norte, una zona que comienza a ganar relevancia dentro de la estrategia de desarrollo de YPF. La compañía concentra toda su producción en la Cuenca Neuquina desde mayo, luego de retirarse de los campos convencionales de otras regiones. En ese marco, la ventana norte aparece como un área de crecimiento que complementa los desarrollos consolidados y amplía la frontera operativa del shale.
La comparación interanual muestra una dinámica distinta a la mensual. Mientras la producción total de YPF retrocedió 1,39% frente a junio del año pasado, la producción en la Cuenca Neuquina creció 17,94%, evidenciando el peso creciente de los desarrollos no convencionales dentro del negocio de la compañía. La expansión hacia nuevas áreas de la formación requiere infraestructura, servicios y logística capaces de acompañar la escala del shale, en un contexto donde la ventana norte comienza a integrarse al mapa productivo de Vaca Muerta.
Relevamientos técnicos de organismos nacionales y entidades multilaterales coinciden en que la infraestructura logística argentina enfrenta fallas estructurales en rutas, ferrocarriles, puertos y pasos fronterizos en un momento de expansión simultánea de hidrocarburos, minería y agro.
El diagnóstico surge de información de Vialidad Nacional, el Ministerio de Infraestructura, el Ministerio de Transporte, la Administración General de Puertos y reportes de BID, CAF y CEPAL.
Los datos oficiales muestran que el país moviliza 128 millones de toneladas anuales y deberá absorber cerca de 194 millones hacia 2035, impulsado por Vaca Muerta, la minería del litio y del cobre, y la producción agropecuaria. En ese contexto, los corredores viales más utilizados presentan deterioro severo y saturación. Vialidad Nacional registra deformaciones de entre 15 y 20 centímetros en tramos de las rutas 22 y 151, claves para la logística petrolera. En la Patagonia, la ruta 3 mantiene sectores no habilitados; en el Litoral, las rutas 11 y 33 muestran saturación de camiones y bacheo recurrente.
El sistema ferroviario también exhibe limitaciones. El corredor San Martín requiere intervenciones para sostener el aumento de carga. En Salta, los ramales C14 y C15 figuran como trazas críticas para la logística minera. No existe una conexión ferroviaria entre Bahía Blanca y Neuquén que permita trasladar arena de fractura hacia Vaca Muerta, lo que obliga a transportar por rutas unos 4,5 millones de toneladas anuales, equivalentes a 140.000 camiones por año.
Los pasos fronterizos presentan demoras y cierres frecuentes. El Paso Cristo Redentor registra interrupciones climáticas recurrentes y el Paso Pehuenche no está habilitado para cargas generales. En el NOA, la ruta 34 figura en estado crítico. En Mendoza, la obra de la ruta 40 hacia San Juan permanece paralizada.
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Los accesos a los puertos del Gran Rosario continúan congestionados y la indefinición sobre la administración de la Hidrovía agrega incertidumbre a la logística agroindustrial y energética. La combinación de saturación vial, limitaciones ferroviarias y cuellos de botella portuarios incrementa costos operativos y reduce competitividad exportadora.
Los reportes incorporan además un análisis económico sobre el costo de postergar intervenciones: el mantenimiento rutinario de una ruta demanda entre USD 15.000 y USD 40.000 por kilómetro al año, mientras que una reconstrucción completa puede costar entre USD 1,3 millones y USD 3,5 millones por kilómetro. Intervenir a tiempo resulta hasta diez veces más barato que reconstruir una traza deteriorada.
El estado actual de la infraestructura logística se convierte en un factor determinante para la expansión de Vaca Muerta, la minería y el agro, y condiciona la capacidad del país para sostener mayores volúmenes de producción y exportación.
La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) pidió que la Mesa Federal Minera, presentada el 7 de mayo en San Juan, comience a funcionar para ordenar la coordinación entre el Gobierno nacional, las provincias y las empresas en un momento de expansión simultánea de proyectos sin antecedentes en el país.
El espacio fue lanzado durante la Exposición Internacional San Juan Minera con la participación de funcionarios nacionales, gobernadores, compañías y sindicatos, pero más de dos meses después aún no está operativo.
El presidente de CAEM, Roberto Cacciola, sostuvo que la Mesa Federal debe ser coordinada por el Gobierno nacional con una fuerte participación de las provincias para compatibilizar criterios y avanzar en políticas comunes que acompañen el crecimiento del sector.
El dirigente señaló que uno de los principales desafíos es aumentar la participación de proveedores nacionales y locales en los grandes proyectos, en un contexto donde el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) fija un piso del 20% de Compre Local.
Cacciola afirmó que ese porcentaje debe interpretarse como un punto de partida y que el objetivo es mejorar la competitividad de las empresas argentinas sin generar trabas burocráticas que afecten la construcción de minas.
En esa línea, indicó que las provincias también deberán trabajar para fortalecer a sus proveedores y, en algunos casos, revisar cargas impositivas si eso contribuye a mejorar sus condiciones frente a la competencia internacional.
El titular de CAEM destacó que Argentina atraviesa un momento excepcional por la cantidad de proyectos que podrían avanzar en forma simultánea.
Según explicó, ese escenario obliga a coordinar esfuerzos entre el Estado, las empresas y los proveedores para formar recursos humanos, desarrollar capacidades industriales y sostener una cadena de valor capaz de acompañar el crecimiento del sector.
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En ese marco, Cacciola reveló que CAEM trabaja junto con la Secretaría de Minería de la Nación en una matriz de necesidades de los distintos proyectos para identificar qué bienes y servicios demandarán las futuras inversiones y facilitar la preparación de la industria nacional. El objetivo es anticipar requerimientos y ordenar la información que permita a las empresas locales planificar su desarrollo.
La discusión sobre el alcance de la Mesa Federal Minera expone un vacío institucional que afecta directamente la preparación del país para el ciclo inversor. En Argentina no existe un organismo técnico que certifique competencias, homologue estándares operativos o valide la calidad de los servicios que ofrecen las pymes proveedoras.
La experiencia internacional muestra que los países mineros desarrollaron entidades específicas para ordenar la formación, anticipar vacantes críticas y garantizar que los proveedores cumplan requisitos ambientales, de seguridad y de operación continua.
En este contexto, la creación de un ente nacional de certificación minera permitiría establecer criterios federales, mejorar la competitividad de la industria local y asegurar que las empresas argentinas puedan integrarse de manera efectiva a los grandes proyectos.
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La puesta en marcha de la Mesa Federal también abrió un debate sobre su alcance. En el portal Minería y Desarrollo se planteó la posibilidad de que las compañías compartan información sobre sus futuras necesidades de bienes y servicios para facilitar el desarrollo de proveedores nacionales y provinciales.
CAEM considera que contar con esa información puede ayudar a que las empresas locales planifiquen inversiones y desarrollen capacidades para abastecer a los proyectos que ingresarán en etapa de construcción.
Sin embargo, dentro del sector existen voces que advierten que esa información es comercialmente sensible y que su difusión debe compatibilizarse con las políticas de ética y compliance de las compañías, además de evitar generar nuevas instancias burocráticas para las operadoras. El debate refleja la necesidad de contar con un ámbito institucional activo que ordene la articulación entre Nación, provincias y empresas en un ciclo inversor que exige capacidades técnicas y coordinación federal.
La Bolsa de Comercio de Rosario proyecta que en 2026 los sectores energético y minero generarán más de US$ 23.000 millones en divisas por exportación.
El cálculo surge de la estimación sectorial que identifica un aporte de US$ 14.400 millones desde combustibles y energía y más de US$ 9.000 millones desde minería, dentro de un total exportador de US$ 57.168 millones previsto para el año.
El informe señala un cambio en la estructura del ingreso externo. La energía y la minería incrementan su participación relativa y reducen la estacionalidad del flujo de divisas, tradicionalmente concentrado en el primer semestre.
Para 2026, la BCR estima US$ 29.793 millones entre julio y diciembre y US$ 27.375 millones en la primera mitad del año, con un segundo semestre impulsado por la producción de hidrocarburos y la expansión minera.
En el sector energético, la Argentina alcanzaría en 2026 la mayor producción de petróleo de su historia, superando el máximo de 1998. La mayor disponibilidad de crudo y el crecimiento de Vaca Muerta permiten proyectar exportaciones de combustibles y energía por más de US$ 14.400 millones y un superávit comercial energético superior a US$ 12.000 millones.
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La puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) hacia finales de 2026 agregaría 190.000 barriles diarios de capacidad de evacuación, reforzando el flujo exportador hacia el cierre del año.
La minería también incrementa su peso en la balanza comercial. Las exportaciones mineras superarían los US$ 9.000 millones, equivalentes a alrededor del 10% del total. El crecimiento se explica por la expansión del litio en el NOA y por la mejora en los precios internacionales del oro y la plata.
La mayor actividad minera contribuye a un flujo de divisas más estable, al no depender de ciclos estacionales y al sostener ingresos durante todo el año.
El aporte combinado de energía y minería supera los US$ 23.000 millones y modifica la composición sectorial del ingreso externo. La estructura exportadora incorpora mayor peso de hidrocarburos y minerales, con un flujo menos concentrado en el primer semestre y con impacto directo en la disponibilidad de divisas durante la segunda mitad de 2026.
La construcción de la terminal exportadora de Punta Colorada, en el Golfo San Matías, abrió un frente marítimo de escala inédita para la infraestructura energética argentina.
El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) moviliza una flota de unidades geotécnicas, cargueros, buques multipropósito, remolcadores oceánicos, transportes pesados y plataformas autoelevables que ejecutan la obra offshore necesaria para despachar petróleo neuquino hacia los mercados internacionales.
La secuencia técnica comenzó con el estudio del fondo marino. El buque geotécnico Fugro Resilience realizó perforaciones y caracterización del subsuelo para definir la capacidad resistente de los sedimentos y las ubicaciones de las dos monoboyas.
Una unidad del Servicio de Hidrografía Naval efectuó relevamientos batimétricos y sonar de barrido lateral para identificar pendientes, obstáculos y condiciones de tendido de cañerías. Estos datos permitieron diseñar el sistema de fondeo y la infraestructura submarina.
El ingreso de materiales pesados se distribuyó entre varios puertos patagónicos y bonaerenses. Coreship OL descargó aproximadamente 8.000 toneladas de chapas de acero destinadas a los seis tanques de almacenamiento.
Sider Liu y Happy Delta aportaron chapas y cañerías de gran porte, mientras CS Fortune trasladó módulos habitacionales y contenedores para el obrador central. Puerto Madryn, San Antonio Este, Quequén, Dock Sud y Bahía Blanca funcionaron como nodos de recepción y transferencia terrestre hacia Punta Colorada.
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La instalación del sistema de fondeo requirió anclas de alta capacidad y cadenas de gran longitud. El BBC Odesa ingresó doce anclas de aproximadamente 42 toneladas y doce cadenas de cerca de 400 metros.
El buque Skandi Hera, especializado en manejo de anclas, completó dos campañas entre Quequén y Punta Colorada para colocar las líneas de fondeo que fijarán las monoboyas y absorberán los esfuerzos transmitidos por los petroleros durante la operación de carga.
El ducto submarino que conectará la terminal terrestre con las monoboyas se ejecutará mediante el buque Seminole, que instalará alrededor de cinco kilómetros de tubería revestida con hormigón.
El Athanasia trasladó desde Dock Sud 721 tubos destinados a esa conexión, cuyo peso y revestimiento aseguran estabilidad sobre el fondo marino y comportamiento adecuado frente a corrientes y esfuerzos longitudinales.
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El transporte pesado también forma parte del dispositivo. El White Merlin navega hacia Bahía Blanca con los remolcadores EDT Aeolus y Spring 360 sobre su cubierta, unidades que asistirán maniobras offshore y operaciones de fondeo.
En San Antonio Este se montó la plataforma autoelevable C‑728, utilizada como base estable para montajes, izajes y trabajos de conexión en una posición fija sobre el lecho.
La Armada Argentina aportó relevamientos y control costero mediante el patrullero oceánico ARA Almirante Storni y el aviso ARA Teniente Olivieri, que efectuaron reconocimientos de accesos, profundidades y navegación en aguas restringidas. Estas operaciones son necesarias para preparar el área que recibirá unidades de apoyo y petroleros de gran porte.
La infraestructura de Punta Colorada contempla seis tanques de hasta 750.000 barriles cada uno, dos monoboyas aptas para operar buques VLCC y un ducto submarino de 38 pulgadas con derivaciones hacia cada posición de carga.
VMOS proyecta transportar inicialmente 180.000 barriles diarios y avanzar hacia una capacidad de 550.000 barriles por día, con estudios orientados a incrementar el caudal mediante mayor potencia de bombeo.
Qué cambia con esta obra
La terminal de Punta Colorada modifica la estructura energética y logística del país en varios planos:
1. Capacidad exportadora:
La posibilidad de operar buques VLCC habilita volúmenes de carga que Argentina no tenía y establece una salida atlántica directa para el crudo de Vaca Muerta.
2. Geografía energética:
El corredor Allen–Punta Colorada incorpora a Río Negro como infraestructura activa de exportación, con participación fiscal, logística y portuaria.
3. Logística marítima y portuaria:
La obra integra a Madryn, San Antonio Este, Quequén, Dock Sud y Bahía Blanca en una cadena coordinada de acero, cañerías, fondeo y apoyo offshore, lo que requiere nuevas cartas náuticas, balizamiento y procedimientos de navegación.
4. Operación offshore:
La instalación de monoboyas, fondeo de doce anclas de gran porte y ducto submarino de 38 pulgadas establece un estándar técnico que Argentina no tenía en exportación de crudo.
5. Estructura económica y fiscal:
Los decretos 395/25 y 466/26 fijan ingresos provinciales, mano de obra local y contratación de proveedores rionegrinos, incorporando a la provincia en la cadena de valor del petróleo.
6. Articulación federal:
Neuquén aporta el recurso; Río Negro aporta la infraestructura; los puertos bonaerenses aportan logística. Es la primera obra que integra tres jurisdicciones en un corredor de exportación de crudo.
7. Posición internacional:
La capacidad de despachar grandes volúmenes desde el Atlántico amplía la oferta exportable y mejora la competitividad en mercados que operan con petroleros de gran porte.
San Juan alcanzó en marzo de 2026 un total de 5.579 puestos de trabajo mineros registrados, según el último informe de la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera. La provincia se ubicó como la segunda jurisdicción con mayor empleo del sector en Argentina, detrás de Santa Cruz, y mostró una de las tasas de crecimiento interanual más altas del país.
Mientras el empleo minero nacional aumentó un 1,2% en los últimos doce meses, San Juan registró una expansión del 8,4%, impulsada por la actividad metalífera.
El desempeño provincial se explica por la presencia de proyectos de gran escala y por la estructura laboral que caracteriza a la minería metalífera. A nivel nacional, este segmento alcanzó 13.026 trabajadores y concentró el 32,5% del empleo minero, con un incremento interanual del 6,6% equivalente a 808 nuevos puestos.
Se trata del rubro que más empleo generó en términos absolutos y que sostiene buena parte de la recuperación laboral del sector. San Juan y Santa Cruz reúnen el 36% del empleo minero total del país.
El litio también aportó dinamismo. Con 5.382 trabajadores y un crecimiento del 6,5% interanual, este segmento sumó 327 nuevos empleos y ubicó a Catamarca como la provincia de mayor expansión relativa, con una suba del 21,9%.
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La combinación de proyectos metalíferos y de litio explica que el empleo minero nacional alcanzara 40.141 trabajadores directos en marzo, marcando la segunda mejora interanual consecutiva desde mediados de 2024.
El informe oficial muestra además una reducción en la cantidad de empresas mineras. En marzo se contabilizaron 993 firmas, 57 menos que un año antes, lo que representó una caída del 5,4%.
Sin embargo, el empleo continuó creciendo debido al peso de los proyectos de gran escala, que requieren plantillas laborales significativamente mayores que otros segmentos de la industria. Aunque las compañías metalíferas representan apenas el 5,9% de las empresas mineras del país, concentran más de un tercio del empleo total.
El escenario refleja una estructura donde la minería argentina muestra señales de recuperación laboral y donde San Juan se posiciona entre las jurisdicciones con mejor desempeño.
La expansión del empleo se vincula con la evolución de proyectos metalíferos y con la creciente actividad asociada a los desarrollos de litio, en un contexto donde las provincias con grandes yacimientos continúan traccionando la demanda de trabajadores y proveedores especializados.
La refinación de petróleo registró en mayo una utilización de la capacidad instalada del 88,7%, el nivel más alto de toda la industria argentina según el INDEC.
El incremento se explica por la mayor disponibilidad de crudo para procesar y por la ampliación operativa de plantas que incorporaron equipamiento para manejar petróleo más liviano. La actividad refinadora se convirtió en la principal incidencia positiva del mes dentro del sector industrial.
Los datos oficiales muestran un aumento significativo en la producción de combustibles. La elaboración de gasoil alcanzó 1.308.000 m³, con una variación interanual del 23,8%, mientras que las naftas llegaron a 823.000 m³, con un crecimiento del 18,3%. El volumen total de combustibles elaborados superó los 2,1 millones de m³, uno de los niveles más altos desde 2018.
El destino del incremento no se orienta al mercado interno. La Secretaría de Energía registra un consumo doméstico estable de naftas y gasoil, sin variaciones que expliquen el aumento de la refinación.
El crecimiento se vincula con la expansión de las exportaciones de combustibles, que avanzaron 34% interanual y encontraron mejores condiciones comerciales en países de la región. Paraguay, Uruguay y Chile absorbieron buena parte del volumen adicional.
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La estructura del sistema refinador establece límites claros. La capacidad instalada nacional se ubica en torno a 550.000 barriles diarios, sin proyectos oficiales para construir nuevas refinerías ni para ampliar de manera significativa las existentes.
La expansión del negocio depende del máximo aprovechamiento de la infraestructura disponible y de la posibilidad de colocar mayores volúmenes en mercados externos.
Para el canal minorista, el efecto es acotado. El alto nivel de refinación asegura abastecimiento si la demanda interna recupera dinamismo, pero no modifica precios, volúmenes comercializados ni rentabilidad de las estaciones de servicio. La estabilidad del consumo doméstico y la orientación exportadora del incremento productivo mantienen sin cambios la estructura comercial del mercado interno.
La refinación opera así en un esquema de alta utilización, mayor producción y destino externo predominante, con impacto limitado sobre el consumo local y con un techo definido por la capacidad instalada del sistema.
Argentina se encuentra ante la posibilidad de ingresar en el mayor ciclo de inversiones mineras de su historia. Los proyectos de cobre, litio, oro y plata en distintas etapas de desarrollo podrían transformar la matriz exportadora del país y consolidar al sector como uno de los pilares de crecimiento de la próxima década.
Sin embargo, el avance de estas inversiones depende de un factor decisivo que no surge de la geología ni de los precios internacionales: la disponibilidad de técnicos, ingenieros y proveedores capacitados para operar una minería moderna de escala global.
Las estimaciones de la Cámara Argentina de Empresas Mineras indican que los siete proyectos de cobre más avanzados podrían generar alrededor de 125.000 empleos durante su fase de construcción y cerca de 100.000 puestos directos e indirectos en operación. A esto se suma la expansión del litio en el NOA y la continuidad de la minería metalífera tradicional, que incrementarán la demanda laboral en todas las provincias cordilleranas.
El desafío excede la contratación directa en la boca de mina: cada proyecto moviliza un entramado de pymes metalmecánicas, constructoras, firmas de ingeniería, desarrolladoras de software, laboratorios, transportistas y especialistas en automatización y gestión ambiental.
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La minería del siglo XXI requiere perfiles que hoy escasean en el mercado local: técnicos electromecánicos, operadores de equipos autónomos, programadores, analistas de datos, soldadores de alta precisión y especialistas en ciberseguridad industrial. La formación de estos perfiles demanda planificación estratégica y coordinación institucional.
La experiencia internacional demuestra que ningún país minero exitoso dejó el desarrollo de su capital humano librado a la dinámica del mercado. Australia, Canadá y Chile construyeron ecosistemas donde empresas, institutos técnicos, universidades y centros tecnológicos operan de manera articulada para anticipar vacantes críticas y estandarizar competencias.
En Argentina existe un antecedente relevante: el modelo de articulación desarrollado en torno al Instituto Vaca Muerta, que permitió coordinar empresas, sindicatos, gobiernos provinciales y el sistema educativo para formar trabajadores con estándares de seguridad y eficiencia acordes a una industria de escala mundial.
Ese aprendizaje ofrece una base metodológica valiosa, pero la minería requiere una arquitectura institucional propia, adaptada a sus procesos, tecnologías y geografías. La formación minera demanda competencias específicas en geotecnia, tronadura, operación de flotas de gran porte, metalurgia, procesos de flotación y lixiviación, química de salmueras, automatización industrial y gestión de relaves, entre otras.
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La construcción de capacidades no se limita a las personas. La competitividad del sector depende también de la calidad técnica de las pymes proveedoras. Sin estándares de certificación, las empresas locales enfrentan dificultades para integrarse a cadenas de valor que exigen trazabilidad ambiental, mantenimiento crítico, operación segura de equipos y cumplimiento de normas internacionales.
La ausencia de un sistema federal de certificación de proveedores mineros puede convertirse en un cuello de botella para los proyectos de cobre y litio, obligando a las operadoras a importar servicios que podrían desarrollarse en el país.
En este contexto, la creación de un Instituto Nacional de Capacidades Mineras aparece como una pieza estratégica para coordinar la formación técnica, anticipar la demanda laboral, certificar competencias a nivel federal y actualizar la oferta educativa en función de las tecnologías de operación reales.
Su misión debería incluir la capacitación de pymes locales para integrarlas con éxito en la cadena de valor global y la articulación entre provincias cordilleranas, empresas, universidades y centros tecnológicos. Complementariamente, un Sistema Federal de Certificación de Proveedores Mineros permitiría homologar estándares operativos y ambientales, garantizar la calidad técnica de los servicios y aumentar el contenido local en los grandes proyectos.
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La discusión minera suele concentrarse en variables macroeconómicas, regímenes cambiarios e infraestructura de transporte. Estos factores son indispensables, pero pueden volverse insuficientes si se descuida el desarrollo del capital humano y la capacidad técnica de los proveedores.
La verdadera riqueza de la minería moderna se construye en la superficie: en las aulas, los talleres, los laboratorios y las pymes donde se forman las competencias que sostienen la competitividad de largo plazo. Las minas tienen una vida útil finita; las capacidades construidas en las personas y en las empresas perduran más allá del agotamiento de los yacimientos.
El desafío para Argentina es transformar este ciclo inversor en una oportunidad para consolidar una economía más robusta, innovadora y preparada para competir en el escenario global.
El documento “Productividad y Desarrollo en Viedma 2026”, elaborado por Praxis Consultora, ofrece una radiografía exhaustiva del impacto que tendrán las megainversiones energéticas sobre la costa de Río Negro. El estudio parte de un escenario concreto: la reconfiguración del proyecto Argentina LNG bajo la sociedad YPF–ENI–ADNOC, la ejecución del oleoducto Vaca Muerta Sur y la llegada de infraestructura industrial de escala inédita al corredor Atlántico.
En conjunto, estas obras movilizarán más de USD 48.000 millones, con efectos directos sobre empleo, servicios profesionales, logística, abastecimiento y planificación urbana.
La lectura completa del informe permite identificar dos capas de análisis. La primera, estructural, plantea transformaciones profundas: integración territorial entre Sierra Grande, San Antonio Este, Valcheta, Viedma y el Valle Inferior; reconversión de la matriz laboral de la capital provincial; creación de una gobernanza regional; y reorganización del sistema productivo para evitar que la provincia funcione como un enclave exportador.
Son medidas técnicamente válidas, pero de ejecución compleja, alto costo y tiempos prolongados.
La segunda capa surge al contrastar el diagnóstico con las prácticas reales de YPF, ENI y ADNOC en proyectos de LNG y grandes infraestructuras en África, Medio Oriente y el Mediterráneo.
Allí aparece un conjunto de soluciones más realizables, de menor complejidad institucional y con impacto inmediato sobre la captura de valor local. Son medidas que no requieren modificar la estructura laboral de Viedma ni crear nuevas agencias regionales, y que permiten avanzar mientras se desarrollan las transformaciones mayores que propone Praxis.
Entre estas alternativas de implementación rápida se destacan:
Registro Único de Proveedores del Corredor Atlántico — una base oficial que habilite a empresas y profesionales rionegrinos a ser contratados por YPF–ENI–ADNOC y Oldelval, evitando la migración automática de servicios hacia Buenos Aires, Neuquén o Córdoba.
Acuerdos marco de contenido local con YPF–ENI–ADNOC — cláusulas de contratación mínima de proveedores locales, siguiendo modelos que ENI y ADNOC aplican en Nigeria, Egipto, Mozambique y Emiratos Árabes.
Centro Provincial de Servicios Industriales en Viedma — un nodo técnico que concentre ingeniería, ambiente, agrimensura, servicios informáticos y financieros, aprovechando la densidad institucional existente en la capital.
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Oficina Única de Permisos Industriales — una ventanilla que centralice habilitaciones y certificaciones para acelerar la radicación de empresas vinculadas a los megaproyectos.
Acuerdos de abastecimiento alimentario con el Valle Inferior — contratos de provisión de alimentos para la masa laboral que llegará al corredor, potenciando la producción de frutos secos, ganadería, lácteos y horticultura intensiva.
Programas de Desarrollo de Proveedores (PDP) adaptados a LNG y VMS — certificación técnica, financiamiento y capacitación para pymes locales, replicando modelos que YPF, ENI y ADNOC ya utilizan en otros países.
Estas medidas no sustituyen las transformaciones estructurales que identifica Praxis, pero sí permiten capturar valor local en el corto plazo, reducir la dependencia de grandes centros urbanos y fortalecer la posición del corredor Atlántico frente a la llegada de inversiones energéticas de escala inédita.
La clave es avanzar en paralelo: implementar soluciones rápidas mientras se construyen las capacidades institucionales de largo plazo que el informe considera necesarias para consolidar un nuevo ciclo de desarrollo provincial.
Vista Energy registró resultados récord en el segundo trimestre de 2026, impulsados por el crecimiento de su producción de hidrocarburos y por la mejora en los precios internacionales del petróleo.
La compañía alcanzó una producción total de 156.100 barriles equivalentes de petróleo por día, lo que representa un incremento interanual del 32%, con una suba del 33% en la producción de crudo.
Este desempeño se apoya en la consolidación de los activos adquiridos en Vaca Muerta y en la expansión de su base productiva de shale oil.
La empresa logró trasladar plenamente la suba del Brent a sus precios realizados, que se ubicaron en USD 89,4 por barril, un 44% más que en el mismo período del año anterior. Este nivel de precio, combinado con el aumento de volúmenes, elevó los ingresos totales a USD 1.154 millones, un 89% por encima del segundo trimestre de 2025.
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El EBITDA ajustado alcanzó USD 805 millones, reflejando una mejora significativa en la generación de caja operativa y en la rentabilidad de sus operaciones de shale.
En el mercado financiero, los resultados llevaron a que actores especializados mantengan una lectura favorable sobre el desempeño de Vista, con un precio objetivo de USD 87 por ADR y un potencial de suba del 39% respecto de las cotizaciones actuales.
La combinación de crecimiento de producción, captura de precios internacionales y consolidación de activos posiciona a la compañía como uno de los referentes del desarrollo de hidrocarburos no convencionales en Argentina.
El fortalecimiento de Vista tiene implicancias directas sobre la cadena de valor petrolera, al sostener mayores niveles de inversión en desarrollo de pozos, infraestructura asociada y servicios industriales.
Este dinamismo contribuye al empleo y a la actividad económica en las regiones vinculadas a la producción de hidrocarburos, en un contexto de precios internacionales del crudo que favorecen la expansión de proyectos orientados al mercado exportador.
El crecimiento está vinculado al avance de obras de cobre, oro, plata y litio, y a la aprobación de 16 proyectos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que acumulan compromisos por USD 30.000 millones. La combinación de CAPEX en ejecución y expansión de capacidad productiva configura un salto estructural para la matriz exportadora del país.
En cobre, Josemaría y Filo del Sol, ubicados en San Juan y operados por BHP y Lundin Mining a través de Vicuña Argentina, obtuvieron en junio de 2026 la aprobación del RIGI en la categoría de mayor alcance (PEELP). La inversión inicial asciende a USD 9.700 millones, escalable a USD 18.000 millones en una década. Josemaría ya se encuentra en etapa de construcción.
En la misma provincia, Los Azules (McEwen Copper) fue el primer proyecto de cobre en ingresar al régimen, con USD 2.672 millones dentro de un programa total de USD 4.000 millones. La compañía prevé alcanzar la Decisión Final de Inversión hacia fines de 2026 e iniciar obras tempranas —campamento, rutas de acceso y línea eléctrica— a comienzos de 2027.
Agua Rica (Catamarca) y El Pachón (San Juan), ambos de Glencore, continúan en evaluación para sumarse al RIGI, con inversiones estimadas de entre USD 3.800 y 6.700 millones y USD 9.500 millones, respectivamente.
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En oro y plata, Calcatreu (Río Negro), operado por Patagonia Gold, ingresó en producción durante 2026 tras completar su etapa de construcción.
El proyecto prevé una cosecha anual de 31.734 onzas de oro y 127.952 onzas de plata, con un horizonte a cinco años de más de 256.700 onzas de oro y exportaciones acumuladas por USD 1.800 millones. En San Juan, la ampliación de Veladero, operada por Barrick Gold y Shandong Gold, fue aprobada por el RIGI en marzo de 2026 (Resolución 413/2026), con una inversión de USD 380 millones. Las obras están en ejecución y el inicio de operaciones está previsto para diciembre de 2028.
A nivel sector, la producción física de oro cayó 6% en 2025 por el agotamiento de yacimientos maduros, pero la mejora de precios internacionales elevó las exportaciones auríferas a USD 4.094 millones, frente a USD 3.141 millones en 2024.
En litio, Argentina concentra el 21% de los recursos mundiales y cuenta con más de 20 proyectos en distintas etapas de desarrollo. Rincón (Salta), operado por Río Tinto Lithium, y Hombre Muerto Oeste (Catamarca), de Galán Lithium, cuentan con aprobación del RIGI y avanzan en etapa de construcción, según el SIACAM.
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En Catamarca, la expansión del proyecto Fénix (Río Tinto y Livent) sumó 9.500 toneladas anuales de capacidad adicional de carbonato de litio, con una inversión de USD 530 millones y un inicio de operaciones previsto para julio de 2026. El proyecto Mariana (Salta), de Ganfeng Lithium, quedó suspendido del régimen por no cumplir los requisitos mínimos de inversión.
La industria proyecta exportaciones de litio por USD 1.400 millones en 2026, con una producción de 172.000 toneladas de carbonato de litio equivalente, un 48% más que el año previo.
Con la maduración de los grandes proyectos de cobre, CAEM estima que las exportaciones mineras podrían alcanzar USD 22.000 millones anuales hacia 2032, duplicando el empleo sectorial hasta 200.000 puestos entre directos e indirectos.
El avance simultáneo de obras de cobre, oro y litio configura un vector de expansión que incrementa la demanda de proveedores en construcción, energía, transporte, químicos, perforación, ingeniería y servicios industriales.
Tecpetrol realizará el Ciclo Cadena de Valor Neuquina el 22 de julio, a las 9 hs, en el Cine Teatro Español (Av. Argentina 235, Neuquén). La actividad es exclusiva para Proveedores Neuquinos Certificados bajo la Ley 3338 y requiere inscripción previa mediante formulario oficial:
La certificación de proveedores neuquinos está regulada por la Ley Provincial 3338 y administrada por el Centro PyME‑ADENEU.
El Ciclo Cadena de Valor Neuquina es un programa oficial del Gobierno de Neuquén para vincular operadoras con proveedores locales.
Tecpetrol publica requisitos de incorporación y homologación en su política de proveedores.
La imagen institucional del evento confirma fecha, lugar, rubros y modalidad de inscripción.
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Tecpetrol, junto al Centro PyME‑ADENEU y el Gobierno de Neuquén, presentará los requisitos para integrar su red de proveedores, detallando procesos de incorporación y oportunidades de negocio vinculadas al desarrollo operativo en Vaca Muerta. La jornada está dirigida a empresas que operan en rubros críticos de la cadena de valor energética:
Ingeniería y construcción de facilities
Logística y transporte
Operación y mantenimiento
Provisión de productos, equipos y materiales
Perforación y servicios específicos al pozo
La actividad forma parte de las acciones oficiales para fortalecer el entramado de proveedores neuquinos, promoviendo su integración en los principales proyectos de inversión que se desarrollan en Vaca Muerta y ampliando las oportunidades de contratación para empresas certificadas.
Durante décadas, el diagnóstico se repitió como mantra: “el problema ferroviario de Argentina es que tiene muchas trochas diferentes”. La frase es correcta, pero incompleta.
El verdadero problema es que nunca se tomó una decisión técnica sobre qué estándar adoptar, y mientras tanto la red se fue desarmando hasta niveles irreversibles. Hoy, esa destrucción deja de ser solo una tragedia y se convierte en algo más incómodo: una oportunidad histórica para reconstruir con un ancho de vía unificado y una lógica regional, no nacional.
Según el análisis de AIMAS, entre Uruguay, Paraguay, la Mesopotamia argentina y el Sur de Brasil se acumulan 10.000 km de vías abandonadas sobre un total de 17.000. Los 7.000 restantes “no se ven muy lindos”, como sintetiza Jorge de Mendonça.
La foto es brutal: la Cuenca del Plata —el corazón logístico del Cono Sur— perdió más de la mitad de su red ferroviaria y opera con estándares técnicos del siglo XIX. Pero justamente por eso, si hay que reconstruir casi todo, es el único momento en 150 años en el que se puede decidir un estándar único y hacerlo bien.
La propuesta que emerge desde AIMAS no es nostálgica ni romántica: es técnica y geopolítica. La tesis es simple y contundente: reconstruir sin unificar la bitola es repetir el error histórico.
Reconstruir con bitola unificada —compatible con los 32,5 toneladas por eje que ya usan Brasil y Estados Unidos— permitiría por primera vez una red interoperable entre Argentina, Brasil, Uruguay y Paraguay, con corredores de carga que no se detienen en cada frontera por incompatibilidad de vía.
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El punto de partida no es abstracto: la nota en portugués que acompaña el análisis identifica a la región gaúcha de la Cuenca del Plata como el primer territorio lógico para esa integración: Sur y Oeste de Brasil, Uruguay, Paraguay y la Mesopotamia argentina.
Es la zona donde más vías se perdieron, donde más exportaciones dependen del ferrocarril y donde la reconstrucción puede tener impacto inmediato en pymes, agro, minería, comercio y e‑commerce. No se trata de un corredor simbólico: se trata de la columna vertebral logística del Mercosur.
En paralelo, la agenda oficial de Brasil y Argentina va en dirección contraria. Ambos países avanzan en licitaciones bajo el modelo europeo de open access, que fragmenta la red, obliga a competir trenes entre sí, reduce la escala y deja fuera a la mayoría de las localidades y cargadores.
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El resultado es conocido: redes reducidas, déficit crónico y dependencia de subsidios. El documento técnico de AIMAS lo sintetiza con números: incluso con el mejor estándar técnico posible, el modelo de concesionario vertical y el open access no generan excedente suficiente para mantener su propia infraestructura, mientras que el Modelo Ferroviario Integrado 5F sí logra cubrir y superar el costo de reconstrucción cuando opera con trenes mixtos, intermodalidad plena y bitola moderna.
La diferencia no es ideológica, es de diseño. El 5F plantea que compitan los negocios, no los trenes: la locomotora es el gancho común detrás del cual se ordenan vagones de terceros, furgones de paquetería, contenedores, semirremolques y servicios de e‑commerce, con el camión, los puertos y los barcos como aliados, no como enemigos.
El tren mixto deja de ser un servicio subsidiado y se convierte en el mecanismo que hace rentables ramales de baja demanda, porque sostiene la tracción y permite que el precio del flete de carga vaya íntegro al excedente. En ese esquema, más estaciones activas significan más puntos de carga, más frecuencia posible, menor costo marginal y mayor ocupación, es decir, rentabilidad.
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La oportunidad regional que abre este enfoque es doble. Por un lado, reconstruir la red con un estándar técnico que permita autosustentabilidad: sin saltar a 25–32,5 t/eje, ningún modelo —ni 5F, ni concesionario, ni open access— paga su infraestructura. Por otro, usar esa reconstrucción para integrar de verdad la Cuenca del Plata, con una bitola única que conecte a los cuatro países en un sistema ferroviario interoperable, capaz de competir en costos y tiempos con los corredores de Norteamérica y Brasil.
El componente político no es menor. Durante casi dos siglos, los Estados subnacionales —provincias, municipios, prefecturas— no tuvieron participación real en la política ferroviaria, y los usuarios tampoco tuvieron poder de auditoría.
Argentina, sin embargo, ya tiene una ley que habilita otro esquema: la Ley 27.132, que permite la participación de entes locales y abre la puerta a modelos donde el Estado fija reglas y el negocio se financia con capital privado de largo plazo. Brasil podría replicar esa lógica.
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Con reglas claras, estándares técnicos modernos y un modelo intermodal territorial, las concesiones de 99 años dejan de ser un tabú y se convierten en una herramienta para ordenar la inversión y la gobernanza de la red.
La pregunta que deja planteada el mensaje de Jorge de Mendonça es incómoda pero necesaria: ¿vamos a esperar tres siglos más para resolver el problema de las trochas, o vamos a aprovechar que está todo destruido para reconstruir con un estándar único y rentable? La respuesta no está en un paper ni en un manifiesto: está en las decisiones que tomen hoy los gobiernos de Argentina, Brasil, Uruguay y Paraguay cuando liciten, regulen y definan cómo quieren que se mueva su economía en los próximos 100 años.
Nota de autoría
Análisis técnico elaborado por Claudio García, Daniel Campana, Federico Weinhold y Jorge de Mendonça para AIMAS.
El crecimiento del gas de Vaca Muerta está modificando la composición del gas que llega a los usuarios, pero la discusión técnica es clara: las variaciones no generan riesgos adicionales y la seguridad depende, sobre todo, del estado de las instalaciones internas y de los artefactos domiciliarios.
Durante un webinar de MEGSA, el ingeniero Carlos Casares, referente en la actualización normativa del ENARGAS, explicó que el aporte creciente de etano, propano y butanos apenas alteró el poder calorífico y que los artefactos modernos están diseñados para operar sin inconvenientes dentro de ese rango.
La combustión, sostuvo, se define por la mezcla aire–combustible y por el mantenimiento, no por la composición del gas.
Los datos de las distribuidoras refuerzan el diagnóstico. Las redes que menos gas neuquino reciben son las que más incidentes por monóxido registran, mientras que las zonas abastecidas con mayor proporción de gas de Vaca Muerta muestran una caída sostenida de accidentes. La correlación es directa: la seguridad está vinculada al estado de los equipos, no al origen del gas.
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Casares señaló dos vacíos regulatorios que hoy explican más riesgo que cualquier cambio en la matriz gasífera: la revisión periódica obligatoria de instalaciones internas —prevista pero nunca implementada— y la falta de certificación de los detectores de monóxido que se venden en el país. Ambos puntos, dijo, requieren intervención urgente.
En procesos industriales sensibles, como la reducción directa, sí pueden aparecer ajustes operativos, pero la solución es técnica y puntual: las plantas deben adaptarse al gas disponible, no al revés. La normativa argentina ya fue tomada como referencia por Chile y fue diseñada para acompañar la expansión de Vaca Muerta y la futura exportación de GNL.
El mensaje final del webinar fue contundente: la evolución del gas neuquino no compromete la seguridad. El desafío real está en garantizar instalaciones internas en condiciones, artefactos certificados y un marco regulatorio que deje de mirar la composición del gas y empiece a mirar la infraestructura que lo consume.
Bradesco BBI publicó un informe que coloca al GNL como la próxima plataforma exportadora de escala global para Argentina, con un potencial de entre US$12.000 y US$18.000 millones anuales una vez que entren en operación los proyectos ligados a Vaca Muerta.
El banco sostiene que el país podría sumar 2,5% del PBI solo por exportaciones de gas natural licuado y convertirse en un proveedor estratégico para Europa y Asia en la próxima década.
El análisis parte de un dato estructural: Vaca Muerta tiene gas suficiente para 140 años del consumo argentino. La limitación ya no es la producción, sino la infraestructura para procesar, licuar y exportar. Por eso Bradesco identifica tres desarrollos clave: Southern Energy LNG, Argentina LNG (YPF + socios internacionales) y las expansiones previstas entre 2028 y 2033. En conjunto, permitirían que Argentina deje de depender del mercado regional y se integre al comercio global del GNL.
El contexto internacional también juega a favor. Europa y Asia buscan proveedores estables y alejados de zonas de conflicto, en un mercado donde el gas natural se consolidó como combustible de transición para reemplazar carbón y respaldar sistemas eléctricos basados en renovables.
En ese escenario, el GNL argentino aparece como una alternativa competitiva por costos, volumen y estabilidad política.
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El impacto macroeconómico sería profundo: más divisas, mayor acumulación de reservas, reducción de la restricción externa y un incremento sostenido de regalías y recaudación fiscal. Para Bradesco, el complejo de GNL podría convertirse en uno de los motores estructurales de la economía argentina durante las próximas décadas.
El informe también señala que el mercado todavía no incorpora plenamente este potencial en la valuación de YPF, que podría reposicionarse como exportador global de energía si Argentina LNG avanza según lo previsto. La petrolera dejaría de depender de su negocio tradicional para integrarse a uno de los segmentos de mayor crecimiento de la industria energética internacional.
Bradesco sintetiza el cambio de escala: Argentina pasa de discutir autoabastecimiento a discutir inserción global. Si el país sostiene un marco regulatorio estable y ejecuta la infraestructura prevista, el GNL podría convertirse en la próxima gran fuente de divisas y en un vector de transformación estructural para la economía.
El cierre prolongado del Sistema Integrado Cristo Redentor volvió a exponer una debilidad estructural: el principal corredor bioceánico del país no garantiza la continuidad operativa que exige la futura exportación de concentrado de cobre.
En 2023 acumuló más de 60 días sin actividad, un nivel de interrupción incompatible con una industria que produce todos los días del año y cuyo producto final no puede quedar inmovilizado en acopio.
Aunque Cristo Redentor es el paso más utilizado y ya mueve 500.000 toneladas de cal por año hacia faenas chilenas —entre 20.000 y 22.000 viajes de camión— su vulnerabilidad climática, la infraestructura de montaña y la complejidad de sectores como Los Caracoles lo convierten en un corredor eficiente para insumos, pero no necesariamente para exportaciones mineras de alto volumen y alto valor.
Proyectos como PSJ Cobre Mendocino estiman entre 8 y 19 camiones diarios con concentrado. El tránsito no es el problema: representa menos del 1% del flujo de la RN7.
El desafío es otro: qué ocurre cuando el paso se cierra por días o semanas. Cada jornada detenida implica capital inmovilizado, reprogramación de embarques y costos logísticos crecientes. La logística deja de ser un aspecto operativo y pasa a ser una variable de competitividad.
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La discusión se amplía con la competencia entre corredores bioceánicos. Agua Negra, respaldado por el Tratado de Maipú, vuelve a posicionarse como alternativa para San Juan. Más al norte, el Corredor Bioceánico de Capricornio avanza con infraestructura ferroviaria operativa del lado chileno y puertos listos para absorber carga minera.
En paralelo, otros pasos como Pehuenche, Jama o Pino Hachado integran acuerdos bilaterales que buscan diversificar la salida al Pacífico.
La próxima década no solo enfrentará proyectos mineros compitiendo por inversión: también pondrá a competir corredores capaces de ofrecer continuidad operativa, menores costos y previsibilidad logística. En ese escenario, Cristo Redentor mantiene su peso histórico, pero su dependencia de la alta montaña y su sensibilidad climática dejan abierta una pregunta central para la minería argentina: ¿puede sostener la logística del cobre durante toda la vida útil de los proyectos?
La respuesta todavía no está cerrada. Pero la competitividad del cobre argentino dependerá tanto del recurso como de la infraestructura que logre conectarlo con el mundo.
Marsh publicó la edición 29 del informe “100 largest losses in the hydrocarbon industry (1974–2025)”, el documento de referencia que analiza las mayores pérdidas por daño a la propiedad en la industria de hidrocarburos durante los últimos 51 años.
El reporte, utilizado por aseguradoras, operadores y reguladores, identifica patrones históricos, riesgos emergentes y fallas críticas que explican los incidentes de mayor impacto económico en extracción, transporte y procesamiento.
El informe destaca que, pese a los avances en seguridad industrial, la industria continúa registrando eventos de alto impacto vinculados a incendios, explosiones, fallas de equipos críticos, errores operativos y fallas estructurales.
La digitalización, la automatización y el mantenimiento predictivo mejoraron la capacidad de monitoreo, pero también introdujeron nuevos riesgos tecnológicos que requieren protocolos más robustos y entrenamiento continuo.
Una de las conclusiones centrales del documento es que la gestión de riesgos debe ser anticipatoria y sistémica. El prólogo del informe, firmado por la presidenta del IChemE, Raffaella Ocone, subraya que la seguridad industrial ya no puede abordarse como un conjunto de prácticas aisladas: exige una visión integral que combine ingeniería, cultura organizacional, actualización de competencias y análisis de datos.
La incorporación de inteligencia artificial y nuevas tecnologías de proceso obliga a revisar estándares y a detectar peligros emergentes que no existían hace una década.
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El análisis histórico de Marsh también muestra que las pérdidas ajustadas por inflación permiten comparar incidentes ocurridos en décadas distintas y evidencian que los eventos mayores siguen concentrándose en instalaciones de refinación, petroquímica y transporte, donde la complejidad operativa y la presencia de materiales peligrosos amplifican el impacto de cualquier falla.
El informe incluye herramientas de estimación de pérdidas máximas (EML) y actualizaciones sobre metodologías de evaluación de riesgo utilizadas por aseguradoras globales.
Para la región y para Argentina, el reporte aporta una lectura estratégica en un momento de expansión de la actividad hidrocarburífera. La combinación de infraestructura madura en downstream y proyectos nuevos en upstream exige fortalecer la resiliencia operativa, mejorar la calidad de mantenimiento, incorporar monitoreo geotécnico y acelerar la adopción de modelos de continuidad operativa.
El documento también es relevante para operadores de Vaca Muerta, refinerías y plantas petroquímicas que buscan alinear sus estándares con prácticas internacionales.
El informe concluye que la industria enfrenta un escenario donde la prevención de incidentes mayores y la capacidad de recuperación rápida serán factores determinantes para proteger inversiones, reducir pérdidas y sostener la competitividad en un mercado energético global cada vez más exigente.
El Gobierno nacional lanzó un concurso internacional para adjudicar permisos de exploración hidrocarburífera en el Mar Argentino, en una señal de reactivación de la frontera offshore y de ampliación del mapa de operadores en aguas profundas.
La convocatoria, formalizada por la Secretaría de Energía, replica la estructura utilizada en las rondas de 2018 y 2019 y convoca a empresas con experiencia comprobada en operaciones costa afuera, con exigencias de solvencia técnica y financiera y compromisos mínimos de inversión en sísmica y perforación exploratoria.
Las áreas incluidas se ubican en cuencas donde el Estado busca profundizar la exploración: la Cuenca Argentina Norte (CAN), frente a Buenos Aires; la Cuenca Malvinas Oeste (MLO), frente a Chubut y Santa Cruz; y la Cuenca Austral Marina (CAM), frente a Tierra del Fuego.
Estas zonas concentran la mayor parte de la actividad reciente y son consideradas prioritarias por su potencial geológico y por la presencia de sistemas petroleros activos identificados en campañas previas.
El antecedente inmediato es el pozo Argerich-1, perforado por el consorcio Equinor–YPF–Shell en el bloque CAN-100. La campaña confirmó la existencia de un sistema petrolero activo y abrió la posibilidad de extender la exploración hacia áreas adyacentes.
La nueva licitación busca precisamente ampliar la cobertura sísmica y avanzar en perforaciones exploratorias que permitan evaluar continuidad, volumen y calidad del sistema.
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La competencia atraerá a operadores con historial en aguas profundas y ultra profundas, tanto aquellos que ya operan en Argentina como compañías internacionales que participaron en rondas previas o en cuencas comparables.
La Secretaría de Energía exige acreditación de experiencia offshore, capacidad para operar plataformas de sexta y séptima generación y solvencia financiera suficiente para sostener inversiones que, en aguas profundas, oscilan entre USD 80 y 120 millones por pozo exploratorio, además de campañas sísmicas que requieren entre USD 20 y 40 millones según la extensión del área.
Los permisos contemplan plazos de ocho años divididos en dos períodos, con obligaciones crecientes. En la primera etapa, las empresas deben ejecutar campañas sísmicas y procesar datos geológicos; en la segunda, deben perforar al menos un pozo exploratorio y presentar informes técnicos periódicos.
El proceso también incluye requisitos ambientales estrictos: estudios de impacto, protocolos de prospección sísmica, planes de mitigación y monitoreo de fauna marina, bajo supervisión del Ministerio de Ambiente y la Prefectura Naval.
La licitación abre una etapa de competencia en un segmento donde Argentina busca consolidar una estrategia de largo plazo. El offshore complementa el desarrollo de Vaca Muerta y diversifica la matriz de recursos, con potencial para generar nuevas exportaciones si los resultados exploratorios confirman la presencia de hidrocarburos en volúmenes comerciales.
La adjudicación de áreas permitirá ampliar la frontera exploratoria y definir un nuevo mapa de operadores en el Mar Argentino, en un contexto de creciente interés internacional por cuencas de aguas profundas.
El concurso internacional para explorar un área de la Cuenca Argentina Norte no surgió de una ronda programada ni de una iniciativa general del Gobierno para abrir nuevos bloques offshore.
La investigación oficial confirma que la licitación se origina en una solicitud puntual de una empresa extranjera y que el Ejecutivo debió activar el mecanismo legal correspondiente para canalizar ese pedido.
El 14 de febrero de 2025, Challenger Energy Group PLC, una compañía británica con antecedentes en exploración costa afuera en el Caribe y el Atlántico, presentó ante la Secretaría de Energía una manifestación de interés para operar en un bloque de aproximadamente 5.000 kilómetros cuadrados en jurisdicción nacional.
La empresa pidió autorización para iniciar actividades exploratorias y solicitó que el Estado habilitara el procedimiento para adjudicar el área.
La Ley de Hidrocarburos no permite otorgar permisos de exploración de manera directa ante una solicitud empresarial. Cuando una compañía pide un área específica, el Estado debe abrir un concurso público competitivo para garantizar transparencia, permitir la participación de otros operadores y evitar adjudicaciones discrecionales.
La Secretaría de Energía evaluó la presentación de Challenger, verificó que el área estaba disponible y recomendó avanzar hacia un proceso abierto.
El 15 de julio de 2026, el Poder Ejecutivo formalizó esa decisión mediante el Decreto 590/2026, que instruye a la Secretaría de Energía a convocar un Concurso Público Internacional para adjudicar el permiso de exploración.
El decreto cita explícitamente la manifestación de interés de Challenger como origen del proceso y delega en la Secretaría la facultad de otorgar tanto el permiso como la eventual concesión de explotación, en caso de que los resultados técnicos justifiquen avanzar hacia una etapa comercial.
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El decreto incorpora además un esquema de prórroga de jurisdicción para arbitraje internacional bajo la Convención de Nueva York de 1958, una condición que suele ser requerida por operadores globales para contratos de largo plazo.
El Gobierno aclara que esta prórroga no implica renuncia a la inmunidad de ejecución sobre activos estratégicos: quedan protegidas las reservas del Banco Central, los bienes del dominio público, los activos vinculados a servicios esenciales, los bienes militares y el patrimonio cultural.
La convocatoria se inscribe en un contexto donde la Cuenca Argentina Norte ganó relevancia técnica tras la perforación del pozo Argerich-1, ejecutado por Equinor, YPF y Shell, que confirmó la existencia de un sistema petrolero activo. Ese antecedente reforzó el interés por áreas adyacentes y dio sustento geológico a la solicitud presentada por Challenger.
La licitación, por lo tanto, no es un movimiento aislado ni una política general de apertura indiscriminada del offshore.
Es la consecuencia institucional de un pedido empresarial que obligó al Estado a activar el mecanismo previsto por la normativa, en un momento donde la frontera marítima ampliada tras el reconocimiento internacional de 2016 ofrece nuevas áreas para exploración y donde el Gobierno busca atraer operadores con capacidad técnica y financiera para sostener inversiones de gran escala.
La expansión de Vaca Muerta obliga a revisar la infraestructura logística disponible y a incorporar alternativas capaces de sostener un nivel de actividad que ya opera en escala internacional.
En ese contexto, un estudio financiado por el Consejo Federal de Inversiones (CFI) y desarrollado por IATASA, con participación técnica de la Autoridad Interjurisdiccional de las Cuencas (AIC), confirmó la viabilidad de habilitar navegación comercial en los ríos Limay y Negro para transportar insumos industriales hacia la Cuenca Neuquina. El análisis abre una etapa de evaluación estratégica sobre un corredor fluvial de aproximadamente 720 kilómetros, desde el compensador Arroyito hasta la desembocadura del río Negro en el Atlántico.
Demanda estructural: arena de fractura y presión sobre rutas
La arena de fractura es uno de los insumos críticos del shale. Cada pozo requiere entre 11.000 y 15.000 toneladas, y las proyecciones oficiales estiman una demanda anual cercana a 15 millones de toneladas. Hoy, gran parte de ese volumen se transporta desde Entre Ríos por más de 1.200 kilómetros de rutas nacionales, lo que incrementa costos, genera saturación en corredores viales y limita la capacidad logística para sostener el ritmo de perforación y fractura previsto para los próximos años.
El estudio identifica que la navegación fluvial permitiría reducir distancias terrestres, disminuir la presión sobre rutas saturadas y mejorar la eficiencia del abastecimiento. La alternativa no reemplaza al camión: lo integra en una red multimodal que combina transporte fluvial, ferroviario y terrestre, con nodos de transferencia y puertos intermedios.
Condiciones de navegabilidad y obras necesarias
La evaluación técnica concluye que existen condiciones hidrológicas para habilitar navegación comercial en los ríos Limay y Negro, aunque requiere obras específicas:
adecuación de cauces,
dragado puntual,
señalización,
infraestructura portuaria,
estaciones de transferencia,
equipamiento para cargas pesadas.
La participación de la AIC fue central para validar caudales, niveles y restricciones estacionales, y para determinar los tramos donde sería necesaria intervención hidráulica.
Integración con la Hidrovía y alternativas de abastecimiento
El estudio incorpora un análisis de integración con la Hidrovía Paraná–Paraguay. Una de las alternativas contempla concentrar la arena en el puerto de Ibicuy, trasladarla por vía marítima hacia terminales como San Antonio Oeste o Bahía Blanca y, desde allí, ingresarla a la región mediante el corredor fluvial o conexiones terrestres.
Este esquema permitiría reducir kilómetros recorridos por camión y ampliar la capacidad de abastecimiento para una industria que proyecta incrementos sostenidos de actividad.
Impacto territorial y productivo
Además del abastecimiento energético, el corredor fluvial podría generar efectos sobre otras actividades productivas de la región. El estudio identifica oportunidades para la fruticultura de los valles de Río Negro y Neuquén, que podría acceder a nuevas alternativas de transporte para mejorar su salida exportadora.
También se abren posibilidades para servicios complementarios vinculados a la navegación, como transporte de pasajeros y actividades turísticas, aunque su desarrollo dependerá de la evolución de la infraestructura principal.
Inversiones y etapas pendientes
La habilitación del corredor requiere inversiones en obras hidráulicas, puertos, equipamiento y nodos logísticos. El estudio de factibilidad no implica ejecución inmediata: el proyecto debe avanzar hacia diseño definitivo, definición de CAPEX, evaluación ambiental y coordinación interjurisdiccional. La magnitud de las obras y la necesidad de integrar múltiples modalidades de transporte demandan una planificación de largo plazo.
Lectura estratégica
El corredor fluvial Limay–Negro se inscribe en un desafío central para la Argentina: acompañar el crecimiento energético con infraestructura capaz de sostener una producción de escala internacional. Vaca Muerta ya consolidó su rol como principal activo energético del país, pero su expansión depende de resolver cuellos logísticos vinculados al transporte de insumos críticos.
La factibilidad del corredor fluvial representa un primer paso para incorporar los ríos patagónicos como parte de una red logística estratégica que podría modificar la estructura de abastecimiento de la cuenca neuquina y ampliar las oportunidades productivas de la región.
La expansión simultánea del litio y el cobre está modificando la estructura de la minería argentina y generando una demanda inédita de proveedores.
Los relevamientos oficiales de la Secretaría de Minería y la CAEM muestran que cada proyecto de gran escala requiere más de 800 empresas proveedoras en la etapa de construcción y alrededor de 550 en operación, lo que abre una ventana concreta para compañías nacionales que buscan integrarse a la cadena de valor.
El litio sostiene el crecimiento inmediato. Con más de diez proyectos en construcción o ampliación en Catamarca, Salta y Jujuy, la demanda se concentra en ingeniería, perforación, geología, estructuras metálicas, campamentos, energía, tratamiento de aguas, insumos químicos, logística y mantenimiento industrial.
La infraestructura disponible en las provincias —energía firme, rutas de altura, parques industriales— todavía presenta brechas, lo que habilita oportunidades para empresas capaces de aportar soluciones modulares y escalables.
El cobre representa el salto estructural. Argentina cuenta con siete proyectos avanzados —Josemaría, Los Azules, Taca Taca, MARA, El Pachón, Filo del Sol y Altar— que, de concretarse, posicionarían al país entre los principales productores globales.
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Estos desarrollos requieren plantas industriales, corredores logísticos, servicios ambientales, ingeniería EPC y equipamiento de alta complejidad. La magnitud del CAPEX proyectado habilita la entrada de proveedores con certificaciones internacionales y capacidad técnica para operar en proyectos de clase mundial.
Las exportaciones mineras alcanzaron en 2025 un récord de USD 6.056 millones, y la proyección oficial para 2026 se ubica en torno a USD 9.000 millones, impulsadas por la producción de litio y las expectativas sobre el cobre.
Este crecimiento plantea desafíos en infraestructura, energía, competitividad y capacitación, pero también consolida un escenario donde la participación de proveedores nacionales puede capturar una mayor proporción del impacto económico.
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) agrega un componente financiero que acelera decisiones de inversión y favorece la radicación de empresas vinculadas a la cadena de suministro. La articulación entre capital internacional y proveedores locales será determinante para sostener la expansión y evitar cuellos de botella operativos.
La nueva etapa minera no se define solo por la construcción de proyectos de litio y cobre, sino por la capacidad de crear una red de proveedores capaz de abastecer una industria en crecimiento.
Para las empresas nacionales, el momento es estratégico: la demanda existe, los proyectos avanzan y la oportunidad está abierta para quienes puedan integrarse con escala, certificación y cumplimiento operativo.
La adjudicación del gasoducto que conectará Vaca Muerta con Sierra Grande marca el ingreso formal de MasTec, una de las mayores empresas de ingeniería de Estados Unidos, al mercado argentino.
El proyecto —integrado al esquema de exportación de GNL del consorcio Argentina LNG— se convierte en la plataforma inicial de una estrategia de expansión que excede el negocio del gas y se proyecta sobre minería, telecomunicaciones, energías renovables y logística portuaria.
El ducto, diseñado para transportar gas desde la Meseta Buena Esperanza hacia la costa atlántica de Río Negro, será ejecutado por el consorcio Pumpco (MasTec) – Bonatti – Contreras Hermanos, luego de imponerse en la licitación internacional.
La obra, de más de 500 kilómetros y con diámetros superiores a los utilizados en proyectos recientes, está condicionada a la Decisión Final de Inversión del proyecto Argentina LNG, que integra gasoducto, planta de licuefacción y terminal marítima.
MasTec llega con un portafolio que incluye infraestructura energética, telecomunicaciones, transporte y renovables. Sus reportes corporativos muestran una estrategia basada en proyectos de largo plazo y en la diversificación de sectores críticos.
En Argentina, esa lógica se traduce en un mapa de oportunidades que combina la expansión del shale con la demanda de infraestructura para litio y cobre, la modernización de redes de conectividad y el desarrollo de corredores logísticos vinculados a exportaciones.
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La minería aparece como uno de los vectores de interés. El país impulsa proyectos de litio y cobre considerados estratégicos para la transición energética global, y MasTec posee experiencia en obras asociadas a plantas industriales, corredores de transporte y servicios para operaciones de gran escala. La posibilidad de integrar infraestructura energética y logística en zonas mineras abre espacio para asociaciones con compañías locales.
En telecomunicaciones, la empresa observa un mercado con necesidad de inversión en redes de fibra y despliegue de 5G. MasTec es uno de los principales contratistas de infraestructura digital en Estados Unidos y podría replicar ese modelo en Argentina si se consolidan condiciones regulatorias y de mercado.
El segmento de energías renovables también forma parte de su estrategia. La compañía desarrolla proyectos que combinan solar, eólica y gas natural como respaldo, un esquema compatible con los recursos disponibles en el país y con la necesidad de infraestructura híbrida para sostener la demanda industrial.
La logística es otro eje central. La futura terminal portuaria de Sierra Grande, necesaria para exportar GNL, puede convertirse en un nodo para inversiones adicionales en infraestructura marítima, transporte ferroviario y corredores de exportación. La integración de ductos, puertos y logística posiciona a MasTec como un actor capaz de influir en la competitividad de los proyectos energéticos y mineros.
El ingreso de Jorge Mas introduce competencia en un segmento históricamente dominado por constructoras locales y agrega capacidad técnica en obras de gran escala.
La ejecución del gasoducto generará actividad económica en Neuquén y Río Negro y abre un ciclo de inversiones que podría extenderse a sectores estratégicos si se consolidan las condiciones para proyectos de infraestructura de largo plazo.
La reactivación del Tratado de Integración y Complementación Minera entre Argentina y Chile volvió a exponer un dato que el sector conoce desde hace años pero que rara vez se coloca en el centro del debate: la inequidad estructural de costos entre ambos lados de la cordillera.
El tratado no la genera. La deja a la vista. Y al hacerlo, obliga a San Juan a enfrentar una brecha que condiciona su competitividad en los proyectos de cobre de la próxima década.
El ministro de Minería, Juan Pablo Perea, define el tratado como “una palanca más para que San Juan construya su propio desarrollo”. La afirmación es precisa: la provincia necesita protocolos binacionales para operar yacimientos divididos, logística transcordillerana para mover equipos y concentrados, y acceso a puertos del Pacífico para competir en mercados asiáticos. San Juan defiende el tratado porque le da ventaja geográfica en un mundo donde la minería de altura exige infraestructura integrada.
Pero mientras la política pública busca abrir corredores, la economía argentina los encarece. La brecha de costos del 40–50% que denuncian los proveedores sanjuaninos no surge de la minería ni del tratado. Surge de la estructura económica nacional: impuestos, financiamiento, seguros, logística, repuestos, escala. Una camioneta 4×4 habilitada para cordillera cuesta USD 1.700 de alquiler mensual en Copiapó y USD 2.700–3.000 en San Juan. No porque Chile sea más eficiente, sino porque Argentina es más cara para cualquier servicio intensivo en capital.
San Juan aplica compre local y empleo local, exige participación mínima y audita la cadena de valor. Pero esas herramientas no corrigen la macroeconomía argentina ni la estructura tributaria que encarece cada contrato industrial. La provincia protege, pero no puede igualar costos que dependen de variables nacionales.
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El tratado moderniza aduanas, integra controles y habilita servidumbres. No elimina soberanía ni autoridad ambiental. Pero sí facilita el tránsito de equipos y servicios chilenos hacia proyectos binacionales. Y cuando la logística se integra, la inequidad se vuelve determinante: si Chile es más barato y el tratado abre la puerta, la competencia deja de ser provincial y pasa a ser internacional.
El caso Vicuña —la operación integrada de Josemaría y Filo del Sol— es el punto donde todo converge. La provincia necesita el tratado para mover concentrados y equipos. Los proveedores lo observan con preocupación porque expone una diferencia que ellos no pueden compensar. La minería sanjuanina tiene una de las carteras de cobre más grandes del mundo, pero compite con una estructura de costos que es 40–50% más alta que la chilena. Esa es la tensión real. Esa es la discusión que el tratado deja al descubierto.
El desafío no es elegir entre integración o protección. El desafío es que la integración no se convierta en una vía rápida para que la brecha estructural termine definiendo quién participa y quién queda afuera en los proyectos de la próxima década.
AISA Group confirmó que presentará un segundo proyecto al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con un programa de inversión de u$s 1.500 millones destinado a convertir Gualcamayo, en el norte de San Juan, en un distrito de exploración, reposición y crecimiento de recursos minerales de largo plazo.
La iniciativa, denominada Programa G50, marca un hecho inédito en la minería argentina: un mismo grupo minero encadenará dos RIGI sobre una misma plataforma geológica, combinando beneficios fiscales y estabilidad normativa para sostener un ciclo de expansión de varias décadas.
El anuncio fue realizado en Madrid por Juan José Retamero, CEO y fundador de AISA Group, durante una reunión con el presidente Javier Milei, empresarios españoles y autoridades diplomáticas argentinas. El respaldo institucional del embajador Wenceslao Bunge Saravia y del canciller Pablo Quirno posicionó el proyecto como caso emblemático de la estrategia oficial para atraer capital hacia las provincias mineras y mostrar al RIGI como herramienta de transformación productiva.
El Programa G50 complementa el RIGI ya aprobado para Carbonatos Profundos (DCP), que prevé u$s 665 millones de inversión y exportaciones estimadas en u$s 26.500 millones entre 2030 y 2055. Ese primer proyecto permitió viabilizar un nuevo cuerpo mineralizado ubicado debajo de las antiguas zonas productivas de Gualcamayo y habilitó la construcción y operación de la planta de tratamiento asociada. Con el segundo RIGI, AISA busca escalar la visión corporativa hacia una estrategia distrital que abarque 38.000 hectáreas de concesión minera, con exploración intensiva, desarrollo de nuevos sectores y ampliación del inventario de recursos.
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El distrito cuenta con 7,1 millones de onzas de oro en recursos y 4,9 millones de onzas en reservas, certificados bajo normas NI 43‑101 y Código JORC, lo que constituye la base técnica para sostener un pipeline operativo de largo plazo. El cronograma financiero del Programa G50 prevé una asignación progresiva de capital para exploración, desarrollo y producción, con una primera etapa de 24 a 36 meses destinada a acelerar la evaluación de recursos remanentes y sumar nuevas onzas al perfil productivo de corto plazo.
La dirección de AISA destaca que el cambio de paradigma es central: Gualcamayo deja de ser una mina en declive para convertirse en un distrito minero con múltiples targets, integración de Carbonatos Profundos, exploración brownfield y desarrollo de nuevas áreas auríferas. “Estamos pensando Gualcamayo como distrito, no solo como mina”, explicó Nicolás Bareta, Head of Mining del grupo. En la misma línea, Gabriel Corvo, gerente general de Minas Argentinas, sostuvo que “el primer RIGI aseguró la viabilidad de Carbonatos Profundos; este segundo proyecto apunta a construir una plataforma de crecimiento de largo plazo, con más exploración, más reservas y más oportunidades para San Juan”.
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La estrategia de AISA se apoya en reinversión continua, saneamiento financiero de la operación desde 2023, recategorización de recursos y reactivación de la exploración. Retamero sintetizó en España la lógica corporativa: “El RIGI es una herramienta clave para transformar potencial geológico en inversión real. Nuestra decisión es seguir apostando por el país, por San Juan y por una minería moderna y competitiva”. El caso Gualcamayo abre una nueva lectura regulatoria: el RIGI no solo funciona para proyectos nuevos, sino también para ciclos sucesivos de expansión sobre un mismo distrito, cuando existen reservas, estabilidad normativa y capacidad empresarial para sostener la inversión.
YPF publicará antes de fin de mes los pliegos para la provisión de los tubos de acero de 48 pulgadas destinados al gasoducto de 527 kilómetros que conectará Vaca Muerta con Sierra Grande, la columna vertebral del proyecto Argentina LNG.
La licitación es uno de los componentes más relevantes del cronograma porque determina la capacidad industrial disponible para abastecer una obra que exige fabricación continua, logística de alta complejidad y cumplimiento estricto de estándares técnicos.
El consorcio integrado por YPF, Eni y XRG ya adjudicó la construcción civil del ducto al grupo Pumpco–Bonatti–Contreras Hermanos, mediante un contrato cercano a los USD 1.200 millones. Con esa etapa definida, la provisión de tubos se convierte en el punto que ordena la cadena metalúrgica y fija los tiempos de avance del proyecto: sin tubos, no hay soldadura; sin soldadura, no hay avance lineal; sin avance lineal, no hay conexión con Sierra Grande ni abastecimiento para la planta de GNL.
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La licitación abrirá competencia entre fabricantes nacionales e internacionales en un segmento donde la capacidad técnica es determinante. Los tubos de 48 pulgadas requieren acero de especificación API, laminación de gran diámetro, soldadura longitudinal de alta resistencia, trazabilidad completa y certificaciones que solo un grupo reducido de proveedores puede ofrecer. La decisión impactará en empleo industrial, en la utilización de plantas locales y en la disponibilidad de stock para futuros proyectos de transporte.
El proyecto Argentina LNG marca un cambio de escala en la infraestructura energética argentina. El ducto de 48 pulgadas no es un refuerzo del sistema existente: es una obra diseñada para exportación, con capacidad para alimentar una planta de licuefacción y sostener un flujo continuo hacia mercados externos. En paralelo, obras como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y las ampliaciones del sistema de transporte de gas consolidan un mapa donde la cuenca neuquina deja de operar exclusivamente para abastecimiento interno y pasa a construir corredores destinados a la exportación sistemática.
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La industria metalúrgica observa la licitación como un test de competitividad. La escala del proyecto, la exigencia técnica y la presión de plazos obligan a los fabricantes a demostrar capacidad de producción sostenida, cumplimiento normativo y logística integrada. El sector espera que el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) facilite inversiones en equipamiento y financiamiento, pero también reconoce que el régimen habilita la competencia internacional en condiciones más equilibradas.
La publicación de los pliegos será el punto que defina cómo se distribuye la participación industrial en la obra energética más relevante del año y cómo se ordena la cadena de proveedores para los proyectos que seguirán en 2027 y 2028. La licitación de tubos no es un trámite administrativo: es la pieza que determina la velocidad, el costo y la capacidad de ejecución del proyecto Argentina LNG.
Continental Resources mantiene conversaciones con Mercuria Energy e Integra Capital para evaluar la adquisición total o parcial de Phoenix Global Resources, operadora independiente con presencia en cuatro bloques de Vaca Muerta y una producción cercana a 25.000 barriles diarios.
La negociación se apoya en una valuación reciente que ubicó el conjunto de activos de Phoenix en más de USD 2.000 millones.
Phoenix es controlada en un 95% por Mercuria, mientras que Integra Capital posee una participación minoritaria. La compañía desarrolló un inventario técnico de alrededor de 500 locaciones horizontales y presentó un plan de inversión superior a USD 2.000 millones bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Su principal activo es Mata Mora Norte, donde avanza la construcción de una planta de procesamiento con capacidad para 40.000 barriles diarios.
La negociación se produce en un contexto en el que Mercuria incrementó su exposición en Argentina tras la compra de los activos de downstream de Raízen por USD 1.420 millones, lo que abre la posibilidad de una rotación de portafolio para administrar riesgo y liberar capital. Phoenix, por su parte, enfrenta la necesidad de financiar un programa intensivo de perforación y expansión que requiere escala operativa y disponibilidad de capital.
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Continental desembarcó en Vaca Muerta a fines de 2025 mediante la adquisición del 90% de Los Toldos II Oeste a Pluspetrol y luego incorporó participaciones del 20% en cuatro áreas de Pan American Energy. También presentó una iniciativa privada sobre La Huella en Río Negro, que le otorga derecho de preferencia en la futura licitación del bloque.
Los activos de Phoenix incluyen Mata Mora Norte, Mata Mora Sur, Confluencia Norte y Confluencia Sur, estos últimos ubicados en el borde de cuenca rionegrino, donde la compañía confirmó la continuidad y productividad de Vaca Muerta fuera del corredor tradicional de Añelo.
La operación continúa en etapa temprana, con interés concreto entre las partes para avanzar en un esquema que podría incorporar a Continental producción, reservas e infraestructura ya desarrollada, mientras que Mercuria evalúa alternativas para ajustar su exposición en el país.
San Antonio Oeste presentó el primer paquete de obras financiadas con el aporte comunitario del proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que la Provincia de Río Negro acordó con Southern Energy S.A., el consorcio que desarrolla la primera etapa del sistema de licuefacción y exportación desde el Golfo San Matías.
La inversión total estimada asciende a $1.432.836.795, en línea con lo establecido por la Ley Provincial N.º 5849, que destina estos recursos exclusivamente a infraestructura pública y equipamiento municipal.
El intendente Adrián Casadei formalizó la presentación ante el ministro de Gobierno y Trabajo de Río Negro, Agustín Ríos, con la participación de la legisladora Marcela Rossio. El municipio recibirá el equivalente al 5% de los ingresos provinciales provenientes del aporte comunitario, mecanismo que acompaña la ejecución del proyecto de GNL y su infraestructura asociada.
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El plan de inversiones incluye la adquisición de seis vehículos para el parque automotor municipal por $242,1 millones, la remodelación del Paseo de los Artesanos “Víctor Menjoulou” por $299,4 millones, la construcción de una rotonda de acceso en el barrio Matadero por $44,9 millones, obras de infraestructura básica en el barrio Hípico —red de agua potable, electricidad y alumbrado público— por $809,6 millones, y un derivador vial en el acceso oeste al barrio 150 Viviendas por $36,8 millones.
El aporte comunitario surge del acuerdo entre Río Negro y Southern Energy S.A., empresa creada para desarrollar el primer proyecto argentino de exportación de GNL mediante unidades flotantes de licuefacción (FLNG) frente al Golfo San Matías. El consorcio está integrado por Pan American Energy (PAE), YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, con el objetivo de vincular la producción de gas de Vaca Muerta con infraestructura de licuefacción y exportación capaz de operar durante todo el año.
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El proyecto incluye el desarrollo del gasoducto dedicado entre Tratayén y San Antonio Oeste, cuya logística ya comenzó con la llegada de los primeros embarques de caños al puerto local. La infraestructura asociada al GNL se complementa con obras urbanas y servicios públicos financiados por el aporte comunitario, que buscan acompañar el crecimiento de la ciudad y su integración al nuevo polo energético del Golfo San Matías.
San Antonio Oeste inicia así la ejecución de las primeras inversiones derivadas del proyecto de GNL, en un esquema que combina desarrollo energético, infraestructura pública y fortalecimiento territorial en una zona clave para la expansión de la cadena de valor del gas y la exportación de GNL desde la costa atlántica.
La licitación de la Hidrovía 2024 se presentó como una modernización del corredor fluvial más importante del país. Pero detrás del discurso técnico hubo una decisión política defensiva: evitar un pliego “demasiado exigente” que dejara afuera a casi todos los dragadores globales.
Por eso el Gobierno eligió 40 pies de profundidad, aun sabiendo que el sistema energético solo se optimiza con 44–45 pies, el calado que permite operar buques tanque con mayor eficiencia y reducir maniobras, tiempos y costos en hidrocarburos, combustibles líquidos, biocombustibles y petroquímica.
La explicación oficial fue lineal:
“Si pedimos 45 pies, compiten uno o dos. No podemos hacer un pliego cerrado.”
Pero el pliego terminó cerrándose igual, por otro lado.
La profundidad se moderó, pero la experiencia previa se volvió un filtro absoluto. El sobre técnico pesó más que el económico. El peaje mínimo eliminó la competencia por precio. La concesión integrada dejó afuera a operadores que solo podían competir en dragado o balizamiento, pero no en ambos.
El resultado fue una paradoja: el pliego que buscaba ampliar la competencia terminó reduciéndola a dos oferentes reales.
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La licitación quedó entre Jan De Nul, operador histórico con ventaja estructural, y Emepa–Servimagnus, con experiencia local en balizamiento. Nada más.
DEME, una de las dos empresas del mundo capaces de sostener 45 pies, quedó afuera del proceso formal. No por falta de capacidad técnica, sino porque el diseño del pliego no le permitía mostrarla. Con peaje mínimo no podía competir por precio. Con ponderación técnica dominante no podía competir por antecedentes. Con 40 pies no justificaba desplegar su flota de gran potencia.
La competencia quedó reducida igual.
El riesgo político que se quiso evitar terminó ocurriendo.
La contradicción del pliego es estructural: evitó la exigencia en profundidad, pero impuso una exigencia en experiencia que tuvo el mismo efecto. No pidió 45 pies para no cerrar la competencia, pero cerró la competencia al exigir operación previa en la Hidrovía. El pliego quedó en tierra de nadie: no lo suficientemente profundo para resolver el problema logístico energético, no lo suficientemente abierto para atraer más oferentes, no lo suficientemente eficiente para reducir costos, no lo suficientemente competitivo para revelar el precio real del mercado.
Y acá aparece el impacto que nadie quiso mirar: el energético.
Con 40 pies, los buques tanque que transportan combustibles, hidrocarburos, biocombustibles y productos petroquímicos navegan con algo más de carga, sí, pero no con carga plena. Las restricciones de calado persisten. Las maniobras adicionales persisten. Los tiempos de navegación persisten. El costo operativo persiste. Y el nuevo peaje —un aumento del 87 %— supera cualquier ahorro marginal generado por el dragado.
El costo del parche es concreto:
+US$ 123 millones por año
sobre un movimiento energético que depende de la Hidrovía para abastecer refinerías, mover combustibles líquidos, transportar biocombustibles y sostener la petroquímica del litoral.
El sistema queda más caro, con baja competencia y sin resolución estructural.
La balanza energética argentina alcanzó en el primer semestre de 2026 un superávit estimado en US$ 6.987 millones, el valor más alto registrado para una primera mitad de año.
El salto se explica por la expansión de la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta, el aumento de las exportaciones y la caída de las importaciones, según un informe técnico de la Bolsa de Comercio de Rosario.
El saldo energético creció 87% frente al mismo período de 2025. La producción de petróleo y gas es el factor determinante: la extracción de crudo aumentaría 16% durante 2026 y superaría el récord histórico de 1998. En este contexto, Vaca Muerta ya aporta 68% del petróleo y 67% del gas producidos en el país, consolidando su peso dentro del sistema energético.
El impacto sobre las exportaciones fue inmediato. Las ventas externas de combustibles y energía pasaron de US$ 5.345 millones a US$ 8.118 millones en el primer semestre, un incremento cercano al 52%. El sector ya representa más del 15% de las exportaciones totales, la mayor participación en dos décadas.
El crecimiento se explica mayormente por cantidades: de acuerdo con datos del INDEC citados por la entidad, 79% del aumento de las exportaciones energéticas hasta mayo respondió a mayores volúmenes, mientras que 21% se vinculó a precios internacionales.
Las importaciones energéticas siguieron un camino inverso. La BCR proyecta una caída del 29% interanual en dólares, lo que llevaría las compras externas al nivel más bajo desde 2007 y a su menor participación dentro de las importaciones totales desde 1999.
La reducción se vincula a la mayor disponibilidad de gas y combustibles locales y a la sustitución de importaciones habilitada por la infraestructura puesta en marcha en los últimos años.
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El informe también analiza el contexto internacional. Los precios del petróleo estuvieron atravesados por episodios de tensión en Medio Oriente, especialmente en torno al Estrecho de Ormuz.
Sin embargo, la entidad sostiene que el desempeño exportador argentino respondió más al crecimiento de la producción que al efecto de los precios globales, lo que refuerza el carácter estructural del cambio.
La infraestructura aparece como el próximo factor decisivo. La Bolsa de Comercio de Rosario destaca que la puesta en marcha del oleoducto VMOS entre Allen y Punta Colorada permitirá ampliar la capacidad de evacuación del crudo de Vaca Muerta.
El proyecto prevé incorporar hacia fines de este año unos 190.000 barriles diarios adicionales y avanzar luego hasta una capacidad cercana a 390.000 barriles por día a mediados de 2027. Con ese salto, las exportaciones de energía podrían superar los US$ 18.500 millones en 2027 y llevar la balanza energética a un nuevo máximo histórico.
El informe concluye que la cuenca neuquina seguirá siendo determinante para la posición externa del país. La combinación de mayor producción, infraestructura en expansión y caída de importaciones configuró el superávit energético más alto de la historia y consolidó el peso del sector dentro del comercio exterior argentino.
El desarrollo del gas de Vaca Muerta abrió tres cadenas de valor con infraestructuras, mercados y usos diferenciados: el Gas Natural Licuado (GNL), el Gas Natural Comprimido (GNC) y el Gas Licuado de Petróleo (GLP). Cada segmento requiere inversiones específicas y aporta soluciones distintas para la industria, el transporte y las exportaciones.
El GNL es la vía para colocar gas argentino en mercados lejanos. La cadena exige plantas de tratamiento, unidades de licuefacción, tanques criogénicos, buques metaneros y terminales de regasificación. El proyecto de gran escala previsto en Bahía Blanca avanzó con una estructura societaria integrada por YPF, ENI y ADNOC, luego de la salida de Petronas.
La iniciativa apunta a monetizar excedentes de gas que el país no puede consumir internamente y requiere contratos de largo plazo para asegurar demanda y financiamiento. Su desarrollo se articula con la expansión de gasoductos y con la disponibilidad creciente de gas no convencional proveniente de Vaca Muerta.
El GNC se orienta a usos regionales. Mantiene el gas en estado gaseoso pero a alta presión, lo que permite abastecer vehículos pesados, industrias y localidades sin gasoductos. La infraestructura incluye estaciones de carga, compresores y sistemas de transporte conocidos como gasoductos virtuales.
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Esta cadena puede reducir costos logísticos en operaciones vinculadas a la actividad petrolera y ampliar el abastecimiento energético en zonas alejadas, especialmente en provincias con actividad minera, transporte intensivo y demanda industrial dispersa.
El GLP, compuesto principalmente por propano y butano, surge del procesamiento de corrientes ricas en líquidos del gas natural. Su producción está asociada a plantas de fraccionamiento y sistemas de almacenamiento y transporte de menor complejidad que el GNL.
Empresas como Mega ampliaron capacidad en Bahía Blanca para procesar corrientes provenientes de Vaca Muerta y abastecer tanto el mercado interno como la demanda regional, con Brasil como principal destino. El GLP permite capturar valor adicional del gas húmedo y diversificar exportaciones mediante productos de mayor densidad comercial.
Las tres cadenas requieren planificación integrada para evitar cuellos de botella en transporte, procesamiento y almacenamiento. La coordinación entre empresas productoras, operadores de infraestructura y autoridades nacionales y provinciales será determinante para maximizar el aprovechamiento del recurso y sostener la expansión del sistema energético asociado a Vaca Muerta.
Compañía Mega avanzó en la expansión de su infraestructura de procesamiento de líquidos del gas natural y presentó un proyecto bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para completar la siguiente etapa de crecimiento.
La empresa inauguró un nuevo tren de fraccionamiento en Bahía Blanca, que eleva su capacidad instalada desde 4.800 toneladas diarias a 7.200 toneladas diarias. Actualmente opera en torno a 5.600 toneladas diarias, mientras continúa la ejecución de obras para alcanzar la capacidad final.
Mega procesa etano, propano, butano y gasolina natural. La estructura accionaria está integrada por YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%). En el primer trimestre de 2026, la compañía registró una facturación de $218.477 millones y una utilidad neta de $86.446 millones.
El plan de inversiones asciende a US$ 650 millones, de los cuales ya se ejecutó aproximadamente la mitad. La etapa presentada al RIGI contempla US$ 360 millones destinados a ampliar la capacidad de transporte hacia Bahía Blanca mediante nuevas estaciones de bombeo.
La empresa complementó recursos propios con financiamiento externo, incluyendo una emisión de obligaciones negociables por US$ 60 millones y líneas bancarias.
El etano tiene un único comprador local, la planta PBB Polisur de Dow en Bahía Blanca. En cambio, el GLP y la gasolina natural se destinan mayormente a exportación.
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Brasil es uno de los principales mercados por su elevada demanda de gas envasado, mientras que Asia concentra volúmenes significativos asociados a grandes poblaciones. La gasolina natural se exporta casi en su totalidad debido a su baja utilización en el mercado interno.
La ampliación permitirá producir 1.500 toneladas diarias adicionales, de las cuales cerca del 80% se orientará a exportación. Con precios promedio de 2025, ese volumen representaría ventas anuales estimadas entre US$ 200 y US$ 220 millones. En 2025, con una producción de 4.800 toneladas diarias, Mega facturó alrededor de US$ 650 millones.
La estrategia de expansión se articula con el crecimiento de Vaca Muerta. Mega construyó el Gasoducto Tratayén para captar corrientes con mayor contenido de líquidos, amplió la capacidad de fraccionamiento en Bahía Blanca y ahora ejecuta obras para incrementar el transporte.
La empresa sostiene una estructura de costos orientada a operar con eficiencia en ciclos de precios bajos y mantener disponibilidad de infraestructura en operación continua.
El desarrollo de proyectos como el VMOS, las ampliaciones de oleoductos y gasoductos y las iniciativas de LNG incrementan la capacidad exportadora del país y fortalecen la generación de divisas.
Mega destaca que la mayor producción con destino externo mejora la posición económica del sector y favorece el acceso a financiamiento de largo plazo mediante emisiones, bancos, inversores institucionales y organismos multilaterales.
La compañía monitorea indicadores operativos como seguridad, EBITDA y utilización de infraestructura, y orienta sus decisiones a criterios de largo plazo. La estrategia contempla operar con resiliencia ante ciclos internacionales y aprovechar incrementos de precios cuando se presentan, manteniendo confiabilidad en el procesamiento de gas y petróleo.
El gobernador Gustavo Sáenz recibió en Casa de Gobierno al embajador de Arabia Saudita en la Argentina, Hatem Ghormulla G. Alghamdi, en el marco de una agenda destinada a identificar oportunidades de inversión en sectores estratégicos de la provincia. La reunión incluyó también al Primer Secretario de la misión diplomática, Ibrahim Abdelaziz M. Addkhayel.
El encuentro forma parte de la continuidad de la agenda bilateral iniciada en febrero y constituye la primera visita oficial del embajador a Salta.
Participaron el jefe de Gabinete, Sergio Camacho; los ministros de Producción y Minería, Ignacio Lupión, y de Salud Pública, Federico Mangione; el secretario de Finanzas, Ariel Burgos; y el representante provincial ante Organismos Internacionales, Julio San Millán.
Durante la presentación de la oferta exportable y de desarrollo, el Gobierno provincial expuso el potencial de Salta en minería y minerales críticos, con especial énfasis en los proyectos vinculados al litio, el cobre y otros recursos estratégicos del NOA.
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También se detallaron oportunidades en agroindustria, seguridad alimentaria, turismo, vitivinicultura e intercambios culturales. Actualmente, las exportaciones salteñas hacia Arabia Saudita se concentran en maíz y legumbres, por lo que se busca diversificar la matriz comercial.
En materia sanitaria, se analizó la posibilidad de avanzar en proyectos de infraestructura de mediana y alta complejidad, bajo esquemas de articulación público‑privada y financiamiento externo. El embajador manifestó interés en evaluar iniciativas que puedan integrarse a programas de cooperación bilateral.
La agenda del diplomático en Salta se extenderá hasta el miércoles e incluirá reuniones con el Consejo Económico Social, la Fundación ProSalta, la empresa estatal Recursos Energéticos y Mineros de Salta (REMSA), legisladores provinciales y autoridades universitarias.
El objetivo es profundizar los vínculos institucionales y explorar oportunidades de inversión y cooperación en los sectores productivos y académicos de la provincia.
La energía volvió a convertirse en el principal motor externo de la economía argentina. En el primer semestre de 2026, la balanza comercial del sector habría alcanzado un superávit de US$ 6.987 millones, el mayor registro para una primera mitad de año desde que existen estadísticas comparables.
El dato, elaborado por la Bolsa de Comercio de Rosario, confirma que el salto productivo de Vaca Muerta ya no es un fenómeno sectorial: es un factor macroeconómico que empieza a modificar la estructura del comercio exterior.
El resultado se explica por una combinación que este año se alineó de manera excepcional. Las exportaciones de combustibles y energía crecieron 52%, pasando de US$ 5.345 millones a más de US$ 8.118 millones, mientras que las importaciones de combustibles y lubricantes cayeron 29%, tocando mínimos en dólares corrientes que no se veían desde 2007.
La energía ya representa más del 15% de las exportaciones totales, el nivel más alto en dos décadas.
La clave está en la producción. La extracción de petróleo crecería este año un 16%, suficiente para romper el récord histórico de 1998. El shale neuquino explica 68% del petróleo y 67% del gas del país, y más del 70% del crecimiento exportador del semestre. Según datos del INDEC, 79% del aumento de las exportaciones energéticas se explica por mayores cantidades y solo 21% por precios internacionales.
La guerra entre Estados Unidos e Irán, que volvió a tensionar el mercado del petróleo tras el cierre del Estrecho de Ormuz, aportó volatilidad y mejores valores de exportación, pero el salto estructural proviene de la cuenca neuquina.
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El superávit energético del semestre creció 87% respecto de 2025 y proyecta un cierre de año que podría superar los US$ 12.000 millones, un récord histórico para la balanza del sector. Si las tendencias actuales se sostienen, las exportaciones de combustibles y energía podrían ubicarse por encima de US$ 14.400 millones en 2026.
Pero el dato más relevante no está en el semestre, sino en la infraestructura que se pondrá en marcha antes de fin de año. El oleoducto VMOS, aprobado bajo el RIGI en 2025, conectará Allen con Punta Colorada a través de casi 600 kilómetros y permitirá una capacidad de exportación de hasta 550.000 barriles por día, con posibilidad de escalar a 700.000 barriles diarios si la producción continúa creciendo.
Sobre finales de 2026, VMOS habilitará una evacuación adicional de 190.000 barriles diarios, y hacia mediados de 2027 podría alcanzar los 390.000 barriles por día.
Con VMOS operativo, las exportaciones energéticas podrían superar los US$ 18.500 millones en 2027. Es el salto que el sector esperaba desde hace una década: la transición de un boom productivo a una plataforma exportadora estructural.
La energía se consolidó como el principal generador de divisas del país y como el único sector capaz de sostener un superávit externo robusto.
El semestre marca un hito, pero el verdadero cambio llegará cuando la nueva infraestructura permita exportar a escala global sin depender de cuellos de botella internos. Vaca Muerta ya no es solo el motor del shale: es el eje de la nueva macro argentina.
La bahía de La Serena–Coquimbo empezó a mirar hacia Argentina. No por turismo ni por intercambio cultural, sino por minería. El crecimiento de los proyectos de cobre en San Juan volvió a poner al Puerto de Coquimbo en el centro del corredor bioceánico y abrió una ventana inesperada: capitales argentinos podrían participar en el desarrollo de infraestructura costera y portuaria que, en la práctica, terminaría beneficiando a la propia minería nacional.
El movimiento no surge del gobierno chileno, sino de dos consultoras que decidieron salir a buscar socios del otro lado de la cordillera: Urkan Innovación y Proyectos y AmixTechLab. Ambas trabajan con municipios, actores portuarios y desarrolladores inmobiliarios de la Región de Coquimbo y ahora iniciaron una ronda de contactos en Argentina para sumar inversores privados.
“Estamos buscando partners estratégicos para uno de los mayores procesos de desarrollo del borde costero de la bahía”, explicó Maximiliano Morales, director ejecutivo de AmixTechLab. La frase resume el objetivo: acelerar obras que permitan que Coquimbo funcione como plataforma logística, turística y náutica en un momento en el que la minería binacional empieza a tomar escala.
El puerto que mira a San Juan
Para los proyectos de cobre ubicados en la cordillera sanjuanina, Coquimbo ofrece tres ventajas que ningún puerto argentino puede igualar:
Menos distancia entre la cordillera y el mar.
Acceso directo al Pacífico, donde se concentra la demanda global de cobre.
Infraestructura existente para carga, almacenamiento y recepción de cruceros.
La región recibe más de veinte cruceros por temporada y opera como nodo logístico del norte chileno. Si los proyectos de cobre avanzan, la salida por Coquimbo podría reducir tiempos y costos, y abrir una ruta más competitiva hacia los mercados asiáticos.
Qué buscan las consultoras chilenas
Urkan y AmixTechLab diseñaron un portafolio de proyectos que combina infraestructura portuaria, desarrollos inmobiliarios y obras náuticas. Entre las iniciativas figuran:
una marina recreativa en Coquimbo,
un muelle turístico y pesquero para mejorar la operación de pescadores artesanales,
nuevos espacios para actividades deportivas y científicas,
desarrollos inmobiliarios en Peñuelas, El Faro y la zona norte de La Serena,
intervenciones en áreas cercanas al Puerto de Coquimbo.
La lógica es simple: si la minería crece, la demanda de servicios también. Y la región quiere estar lista antes de que el cobre empiece a salir.
La ventana para inversores argentinos
Aunque Runrun no suele cubrir oportunidades de inversión en el exterior, este caso tiene una particularidad: la inversión chilena termina beneficiando a la minería argentina. Por eso el interés.
Los proyectos que buscan capital argentino se concentran en tres áreas:
Infraestructura portuaria vinculada a minería: depósitos de concentrado, sistemas de carga, servicios de muestreo y pesaje.
Logística del corredor bioceánico: transporte cordillera–puerto, mantenimiento industrial, servicios ambientales y técnicos.
Infraestructura náutica y turística: marinas, muelles, espacios recreativos y científicos.
El marco tributario y los incentivos
Chile no ofrece regímenes francos como Argentina, pero sí un entorno atractivo para inversión extranjera:
estabilidad jurídica y tributaria,
impuesto corporativo competitivo,
tratados de doble tributación con Argentina,
repatriación de utilidades,
procesos administrativos ágiles,
incentivos regionales para proyectos turísticos, náuticos y costeros,
facilidades urbanísticas y esquemas de concesión en infraestructura pública.
La Región de Coquimbo, además, promueve proyectos que integren pesca artesanal, turismo y servicios portuarios, y ofrece rebajas de tasas municipales para desarrollos estratégicos.
Lectura final
Coquimbo no busca capital argentino por cortesía diplomática. Lo busca porque la minería de San Juan está creciendo y necesita un puerto competitivo en el Pacífico. La región chilena quiere adelantarse y construir infraestructura antes de que el cobre empiece a moverse. Y las consultoras que impulsan el proyecto saben que parte del capital que puede acelerar ese proceso está del lado argentino.
La venta de Raízen Argentina —la empresa que opera la marca Shell en el país— superó su instancia más determinante: la aprobación de CADE, la autoridad antimonopolio de Brasil. El organismo dio luz verde sin restricciones y habilitó el avance de Mercuria Energy Group, que pagará USD 1.420 millones por la totalidad del negocio de downstream de Shell en Argentina.
La operación incluye estaciones de servicio, refinería, terminales y aeroplantas, y coloca a Mercuria como nuevo actor de peso en el mercado local.
La validación brasileña era indispensable porque Raízen cotiza en la Bolsa de San Pablo y sus controlantes son brasileños. Aunque los activos están en Argentina, la venta debía ser evaluada por CADE y por la justicia brasileña, que ahora tiene un plazo de 15 días para recibir objeciones. Si no las hay, la aprobación queda firme.
El traspaso comprende 894 estaciones de servicio Shell, la refinería de Dock Sud, una planta de lubricantes, dos aeroplantas (Ezeiza y Aeroparque) y dos terminales de combustibles (Arroyo Seco y Santa Fe). Con estos activos, Shell posee el 19% del mercado de combustibles en Argentina, ubicándose como el segundo jugador detrás de YPF. Mercuria toma control de toda esa plataforma.
La decisión de vender responde a la necesidad de Raízen de obtener liquidez para reestructurar una deuda global de USD 13.240 millones. El grupo busca optimizar su portafolio, simplificar su estructura operativa y ordenar su balance antes de encarar nuevas inversiones. Los fondos netos de la operación se destinarán a la gestión de su estructura de capital.
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En Argentina, Mercuria ya tiene presencia: es socia mayoritaria de Integra Capital en Phoenix Global Resources, la petrolera vinculada a José Luis Manzano. Fuentes del sector señalan que en la operación también participarían Edenor y Manzano a título personal, junto a Daniel Vila y Mauricio Filiberti, los otros dueños de la distribuidora eléctrica.
Mercuria es uno de los grupos independientes de energía y trading más grandes del mundo. Fundada en Ginebra en 2004, opera en más de 50 países, genera ingresos superiores a USD 140.000 millones y participa en toda la cadena de valor: petróleo crudo, refinados, gas natural, LNG, electricidad, renovables y metales. En América Latina opera activos logísticos en Argentina, Panamá y el Caribe.
El cierre definitivo de la transacción está previsto para antes de mediados de 2027, sujeto a aprobaciones regulatorias y judiciales en Argentina.
Con la aprobación brasileña, Mercuria queda en posición de avanzar sobre un negocio que le permite integrar estaciones, refinería y logística en un mercado donde la escala y la capacidad financiera empiezan a pesar tanto como la infraestructura física. La operación abre una etapa distinta en el downstream argentino y suma un jugador global en un sector que atraviesa cambios regulatorios, competencia creciente y un ciclo de inversiones que se acelera.
El mapa de propiedad del petróleo argentino cambió de forma acelerada y Vaca Muerta es el eje de esa reorganización. Aunque existen 120 empresas habilitadas para operar y 52 compañías que hoy producen hidrocarburos, la propiedad del crudo está concentrada en un grupo mínimo: cinco firmas controlan cerca del 70% del petróleo del país. El ranking se define por criterio de propiedad, porque en muchos bloques participan varias empresas como socias aunque solo una opere el yacimiento.
Según datos de Economía y Energía, YPF volvió a liderar con 257.800 barriles propios por día en mayo, de los cuales 218.000 provinieron del shale de Vaca Muerta.
La compañía que conduce Horacio Marín creció 3,7% interanual y sostiene una participación cercana al 29% del petróleo argentino, apoyada en la expansión no convencional que compensó la caída del convencional tras el Plan Andes.
El segundo lugar quedó para Vista Energy, liderada por Miguel Galuccio. La empresa produjo 123.700 barriles propios diarios, casi todos provenientes del shale, con un incremento del 16,4% interanual. Su participación ronda el 14% y consolida un modelo de desarrollo concentrado exclusivamente en Vaca Muerta.
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En el tercer puesto aparece Pan American Energy (PAE), con 94.100 barriles propios por día y una participación del 10% del mercado nacional. A diferencia de otras grandes compañías del ranking, una parte importante de su producción sigue vinculada al petróleo convencional, especialmente por el aporte del histórico yacimiento Cerro Dragón.
Entre las empresas que más crecieron se encuentra Chevron, que alcanzó 69.500 barriles propios diarios en mayo. La mayor parte de esa producción proviene de Vaca Muerta, especialmente por su participación del 50% en Loma Campana, el bloque operado por YPF. La compañía registró un aumento interanual del 31% y pasó a representar cerca del 8% del petróleo argentino.
El quinto lugar quedó para Pluspetrol, que protagonizó uno de los saltos más fuertes del último año. Tras incorporar activos adquiridos a ExxonMobil, elevó su producción un 45,7% y alcanzó 51.100 barriles propios por día, lo que le permitió quedarse con aproximadamente el 6% de la producción nacional y desplazar a Shell del grupo de las principales petroleras del país.
El ranking por empresas operadoras también mostró movimientos. PECOM pasó de no tener operaciones productivas en 2024 a ubicarse como la quinta operadora en mayo, con 33.500 barriles diarios. El salto, impulsado por el yacimiento Manantiales Behr, representó un crecimiento interanual del 281%. Sin embargo, su peso como operadora no se traduce en propiedad suficiente para entrar en el top cinco de dueños del petróleo.
La lectura estratégica es clara: Vaca Muerta reordenó el poder dentro del petróleo argentino. YPF, Vista, PAE, Chevron y Pluspetrol concentran la mayor parte del crudo del país y definen la estructura competitiva del shale. El criterio de propiedad, más que el de operación, es hoy el indicador que muestra quién controla realmente el negocio.
Durante años, la Zona Franca de Zapala (ZFZ) fue presentada como una herramienta logística para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta. El nuevo escenario geopolítico —marcado por la guerra entre Rusia y Ucrania, la tensión entre Estados Unidos e Irán y el cierre indefinido del Estrecho de Ormuz— volvió a colocarla en el mapa como una pieza estratégica para la próxima fase del shale argentino: la industrialización.
La reorganización del mercado global de gas aceleró la búsqueda de proveedores confiables. Europa diversificó su abastecimiento para reducir la dependencia rusa, mientras los productores tradicionales redireccionaron parte de sus exportaciones hacia Asia.
La incertidumbre sobre Ormuz, uno de los corredores energéticos más relevantes del planeta, encendió alarmas en el mayor mercado consumidor de gas del mundo. En ese contexto, Argentina aparece como un actor con capacidad de producción incremental y proyectos de largo plazo bajo el RIGI.
Para Fernando Montero, CEO de la sociedad que administra la ZFZ, la combinación entre un mercado internacional en busca de nuevos proveedores y los incentivos del régimen franco, potenciados por el RIGI, abre una oportunidad inédita para Neuquén.
“La demanda de productos y servicios para Vaca Muerta va a crecer exponencialmente y va a exigir un desarrollo que todavía no tiene”, afirmó. La lectura es directa: la expansión del shale no dependerá solo de perforar más pozos, sino de construir la infraestructura industrial que permita sostener esa escala.
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La Zona Franca ofrece exenciones impositivas, aduaneras y operativas que reducen costos de importación de equipos, maquinaria y tecnología. Con el RIGI, ese esquema suma estabilidad fiscal por 30 años y elimina aranceles para bienes de capital, acelerando el recupero de inversión.
Montero sostiene que esa combinación permite que empresas extranjeras que aún no operan en el país se asocien con socios locales, integrando a firmas neuquinas en desarrollos de mayor escala.
El objetivo, sin embargo, va más allá de la logística. Zapala busca convertirse en un polo industrial capaz de agregar valor antes de exportar. Entre los proyectos en análisis aparecen data centers alimentados con energía de Vaca Muerta, plantas de fertilizantes que transformen gas en productos industriales de mayor valor agregado y instalaciones para fabricar insumos y tecnología destinados al shale. La tesis es clara: “Hay que transformar los recursos naturales en tecnología”, resume Montero.
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En paralelo, la ZFZ firmó un convenio de cooperación con el Hub Integral de Argentina en Shanghái, orientado a fortalecer el intercambio comercial entre la Patagonia y Asia.
El acuerdo contempla intercambio de información estratégica, vinculación empresarial y uso de infraestructura comercial entre ambos países, con foco en Vaca Muerta, minería, energías limpias y agroindustria. La apuesta es integrar a Zapala en la cadena logística y productiva que conecta a Asia con la región.
La Zona Franca de Zapala ingresa en una etapa donde la logística deja de ser suficiente. La demanda de bienes y servicios para Vaca Muerta exige capacidad industrial y un ecosistema que pueda producir, ensamblar y abastecer a escala. La ventana internacional está abierta y la provincia tiene la oportunidad de ocupar un lugar que hasta ahora nadie tomó.
El presidente Javier Milei encabezó el acto por el Día de la Independencia en la Casa Histórica de Tucumán y estructuró su discurso alrededor de tres definiciones vinculadas a energía, minería y economía.
El mandatario afirmó que el Pacto de Mayo establece el compromiso de las provincias para avanzar en la explotación de los recursos naturales y presentó ese punto como condición para sostener inversiones en sectores extractivos y energéticos.
En materia minera, Milei reivindicó la modificación de la Ley de Glaciares, que transfiere a las provincias mayor potestad sobre la autorización de proyectos en zonas de alta montaña y redefine los criterios de protección del ambiente periglacial. La reforma habilita actividades en áreas que antes tenían restricciones más estrictas y se integra al esquema de expansión de proyectos cupríferos, litíferos y polimetálicos.
El Presidente destacó la aprobación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que según datos oficiales mencionados en el discurso acumula compromisos por 150.000 millones de dólares. El régimen vigente cuenta con 16 proyectos aprobados por casi 30.000 millones de dólares, de los cuales nueve corresponden a minería, tres a petróleo y gas, dos a energía y dos a siderurgia e infraestructura. Además, existen 25 proyectos en evaluación por más de 110.000 millones, con predominio de iniciativas de hidrocarburos y minería.
Milei también celebró la media sanción del denominado “Súper RIGI”, que amplía el régimen actual y fija un monto mínimo de inversión de 1.000 millones de dólares. El proyecto incorpora una alícuota de Ganancias del 15%, elimina derechos de exportación desde el inicio, establece exención total para importaciones y acelera la liberación de divisas. El Presidente señaló que el primer proyecto identificado bajo este esquema es la construcción de un reactor nuclear con una inversión superior a los 1.200 millones de dólares.
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En el plano económico, Milei enumeró medidas como la eliminación del cepo cambiario, la reducción del déficit cuasi fiscal, la baja de impuestos y aranceles y la caída del riesgo país. Sostuvo que el Gobierno ya tiene cubiertos los pagos de deuda de 2026 y 2027 y vinculó estos resultados con la mejora de las condiciones para la inversión privada en minería, energía e hidrocarburos. También mencionó la modificación del régimen de zona fría, orientada a concentrar subsidios en sectores vulnerables y reducir transferencias generalizadas en materia energética.
El discurso integró estos elementos como parte de una estrategia que combina explotación de recursos naturales, incentivos fiscales y apertura comercial, y que el Presidente presentó como cumplimiento de los compromisos asumidos en el Pacto de Mayo.
El consorcio YPF–ENI–XRG adjudicó a Pumpco y Bonatti la construcción del gasoducto del proyecto Argentina LNG, una obra estimada en USD 1.200 millones que conectará Meseta Buena Esperanza, en Neuquén, con Sierra Grande, en Río Negro.
La propuesta ganadora se impuso en la subasta inversa con una diferencia de precio cercana al 15% respecto de la oferta presentada por Techint–Sacde.
La infraestructura contempla dos trazas paralelas de 527 kilómetros: un gasoducto de 48 pulgadas, que sería el de mayor diámetro construido en el país, y un poliducto de 24 pulgadas para componentes líquidos. La adjudicación no habilita el inicio inmediato de los trabajos: la ejecución depende de la decisión final de inversión (FID) del consorcio YPF–ENI–XRG, prevista para fines de 2026 o comienzos de 2027.
Pumpco, subsidiaria de MasTec, y Bonatti compitieron con respaldo técnico de Contreras Hermanos, que participó en la ingeniería del proyecto. La licitación fue exclusivamente internacional, por lo que la firma local no pudo presentarse como oferente.
La definición se suma a otras dos adjudicaciones relevantes del año en las que Techint quedó afuera. La obra civil del gasoducto de Southern Energy (SESA) fue otorgada a la UTE Víctor Contreras–SICIM, y la provisión de caños del mismo proyecto quedó en manos de la india Welspun. Estas tres compulsa consecutivas modificaron la posición histórica del grupo en infraestructura de ductos y tuberías vinculada a Vaca Muerta.
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Argentina LNG y SESA avanzan en paralelo sobre el corredor Neuquén–Río Negro, aunque con estructuras de financiamiento y adjudicación independientes. El consorcio YPF–ENI–XRG prepara ahora el pliego para licitar los materiales de los dos ductos, etapa que se definirá en los próximos meses. Si la FID se aprueba, Pumpco, Bonatti y Contreras quedarán a cargo de la ingeniería y la construcción del gasoducto que abastecerá la futura terminal de exportación de GNL en la costa rionegrina.
El presidente de YPF, Horacio Marín, confirmó que la compañía prevé iniciar la exploración offshore en Uruguay entre fines de 2027 y comienzos de 2028, en el bloque OFF‑5, ubicado a unos 200 kilómetros de la costa y con una superficie de 16.836 km².
El área está bajo operación de ENI, que posee el 50% de participación y financia todas las tareas exploratorias, mientras que YPF conserva el otro 50% como socio no operador.
Marín expresó confianza en el potencial del bloque y sostuvo que existen “altas probabilidades” de hallar petróleo, apoyándose en la correlación geológica con los descubrimientos recientes en Namibia, donde ENI y otras compañías identificaron yacimientos en cuencas que comparten origen tectónico con el margen sudamericano. La perforación del primer pozo está prevista para 2028, una vez completada la etapa de estudios sísmicos y modelado de cuenca.
La cuenca uruguaya ya tiene definidos sus operadores. APA Corporation controla los bloques OFF‑6 y OFF‑4, este último en sociedad con Shell, y estimó una probabilidad del 25% de hallar petróleo en la zona. La presidenta de Ancap, Cecilia San Román, pidió cautela y señaló que el organismo aún no recibió resultados técnicos de ENI, por lo que la información disponible corresponde únicamente a estudios geológicos preliminares.
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En paralelo, TotalEnergies manifestó interés en incorporarse al bloque OFF‑5 y espera la respuesta de YPF y ENI, aunque su ingreso todavía no fue definido. La petrolera francesa busca trasladar la experiencia obtenida en Namibia y considera que la cuenca uruguaya podría replicar condiciones geológicas del margen africano.
La exploración en Uruguay se integra con los bloques argentinos CAN 100, CAN 102 y CAN 114, donde YPF participa junto a Equinor y Shell. El único pozo perforado en la cuenca argentina, en CAN 100, arrojó resultado negativo, por lo que OFF‑5 representa una nueva frontera para la compañía.
Si los estudios sísmicos confirman prospectos de interés, el bloque avanzará hacia la perforación exploratoria en 2028 y, en caso de resultados positivos, hacia una decisión final de inversión en los años siguientes.
Eni adquirió el 25% del proyecto de litio Black Giant, en Antofagasta, mediante una inversión escalonada de USD 225 millones, lo que le permitirá acceder hasta al 25% de la futura producción de carbonato de litio grado batería.
El proyecto, desarrollado por EnergyX, prevé una producción inicial de 52.500 toneladas anuales de LCE en sus dos primeras etapas y una inversión total cercana a USD 1.000 millones, con ingresos brutos estimados en USD 1.300 millones anuales a precios de referencia de mayo de 2026. La operación incluye asistencia técnica de Eni en ingeniería, infraestructura y desarrollo industrial, y se apoya en la tecnología de Extracción Directa de Litio (DLE) GET‑Lit, que EnergyX ya probó en planta piloto con salmueras reales.
El documento señala que esta decisión forma parte de una estrategia de diversificación en minerales críticos:
“La operación está en línea con la estrategia de Eni de diversificar sus cadenas de suministro, reforzando su entrada en la cadena de valor de los minerales críticos.”
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En paralelo a su ingreso al litio, Eni amplió su presencia en proyectos energéticos de la región. En Argentina, la compañía controla el 32% del upstream que abastecerá Argentina LNG, en un esquema donde YPF retiene el 36% y XRG otro 32%, tras la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto para avanzar hacia la decisión final de inversión del proyecto.
A la vez, Eni adquirió el 50% y la operación del bloque OFF‑5 en Uruguay, una de las áreas offshore de mayor potencial geológico del Atlántico Sur, con similitudes con la cuenca Orange de Namibia. Estas inversiones —litio en Chile, GNL en Argentina y offshore en Uruguay— muestran una expansión simultánea de Eni en el Cono Sur con una cartera que integra hidrocarburos y minerales críticos.
NGEx Minerals reportó nuevos ensayes de cobre‑oro en la zona Jupiter del proyecto Lunahuasi, en la Cordillera Frontal de San Juan, que confirman la existencia de un sistema de alta ley con coherencia espacial.
Las intersecciones muestran continuidad lateral y vertical y sugieren que el modelo geológico original subestimó el volumen mineralizado. Según el informe,
“Los ensayes de cobre-oro en Jupiter refuerzan… un sistema de alta ley con coherencia espacial.”
La zona Saturn también aportó perforaciones que indican múltiples centros de mineralización activos, consolidando a Lunahuasi como un distrito y no como un blanco aislado.
El proyecto se ubica en una franja metalogénica que ya produjo activos relevantes de cobre en la región y que NGEx viene desarrollando de manera deliberada. La proximidad con Los Helados, otro proyecto del grupo con recurso definido, refuerza la lectura geológica del área. San Juan concentra el núcleo de la ambición cuprífera argentina, con operaciones y proyectos como Veladero, MARA y Josemaría, este último con inversión proyectada superior a USD 4.000 millones en prefactibilidad.
NGEx Minerals opera bajo el paraguas del grupo Lundin, lo que implica acceso a capital institucional, experiencia operativa y sinergias con otros proyectos de base metal en la provincia. Este respaldo aumenta la probabilidad de ejecución en una etapa donde Lunahuasi todavía no cuenta con un recurso formal bajo estándar NI 43‑101 y la compañía continúa expandiendo el sistema antes de cerrar el perímetro.
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El contexto macro del cobre amplifica el valor de estos resultados. Con el precio sostenido por encima de USD 4,50/lb y un déficit estructural proyectado para 2027‑2030, los proyectos de exploración avanzada reciben mayor atención de Toronto, Vancouver y Londres. En Argentina, el RIGI ofrece estabilidad fiscal y cambiaria por 30 años para grandes inversiones, mientras que la Ley de Glaciares sigue siendo un factor de riesgo regulatorio en la Cordillera Frontal y condiciona los tiempos de desarrollo.
El próximo paso técnico es la publicación de un recurso NI 43‑101, aunque NGEx mantiene la estrategia de continuar expandiendo el sistema antes de formalizarlo. Para el pipeline cuprífero argentino, los resultados de Lunahuasi refuerzan la lectura de que San Juan sigue siendo el nodo más activo del país y que el capital minero internacional está reactivando posiciones en la región con datos de campo y no con promesas.
La crisis de abastecimiento en el norte argentino volvió a exponer un problema que Daniel Montamat viene señalando desde hace años: la Argentina no enfrenta una escasez de gas, sino una escasez de infraestructura capaz de trasladarlo desde Vaca Muerta hacia las regiones que lo necesitan.
El exsecretario de Energía, exdirector de Gas del Estado y expresidente de YPF trazó un diagnóstico preciso sobre la situación del NOA y sobre las limitaciones que hoy condicionan al sistema energético nacional.
Montamat explicó que, pese a las obras de reversión del Gasoducto Norte, el abastecimiento sigue siendo endeble porque los trabajos no están terminados. Señaló que faltan plantas de compresión y que la tercera etapa, destinada a habilitar envíos hacia Brasil utilizando capacidad ociosa en Bolivia, recién estaría disponible el próximo invierno.
También advirtió que se necesitan gasoductos de conexión entre Vaca Muerta y La Carlota para que el gas neuquino pueda subir con volúmenes suficientes por el sistema revertido. En los últimos días, Bolivia aportó alrededor de 1,9 millones de metros cúbicos diarios como compensación temporal, pero el problema estructural persiste.
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El exsecretario de Energía remarcó que las reservas de Vaca Muerta alcanzan para abastecer el mercado interno, el regional y los proyectos de exportación, pero que la infraestructura no acompaña ese potencial.
Subrayó además que la Argentina enfrenta una estacionalidad extrema en el consumo residencial: la demanda promedio es de 25 millones de metros cúbicos diarios y en los días más fríos del invierno supera los 90 millones, cuadruplicando el consumo y desplazando a industrias y estaciones de GNC.
Para Montamat, la forma de resolver ese pico es desarrollar la cadena de almacenamiento criogénico, el “peak shaving”, que permite comprar gas barato en verano, almacenarlo y reinyectarlo en invierno. Hoy solo existe una planta construida en los años noventa y la falta de infraestructura obliga a recurrir a importaciones de GNL a precios muy superiores a los del gas nacional.
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El impacto sobre la industria es directo. Montamat detalló que las empresas que pagaban 4,5 dólares el millón de BTU ahora deben afrontar valores superiores a 18 dólares por el GNL importado. En este contexto, mencionó dos alternativas: pagar la mitad del costo y financiar el resto, como propone la Unión Industrial, o migrar temporalmente a combustibles líquidos como el fuel oil, que ronda entre 12 y 14 dólares el millón de BTU.
El diagnóstico también abarca al sistema eléctrico, que Montamat considera el sector más descapitalizado del país. Observó problemas en generación, transporte y distribución, y sostuvo que sin una reconstitución de la industria eléctrica, la abundancia de gas no puede traducirse en electricidad accesible para hogares y sectores productivos.
En materia de subsidios, defendió la focalización y cuestionó los esquemas cruzados como el régimen de zonas frías, al que calificó como distorsivo y ajeno a criterios técnicos.
Sobre la política energética nacional, Montamat afirmó que el rumbo es correcto y que se están recomponiendo señales de precios y reglas de largo plazo, pero advirtió que la inversión privada es indispensable y que sin infraestructura y capitalización eléctrica, las dificultades del sistema continuarán.
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Señaló que la Argentina ya es un país exportador de energía y que eso mejora la balanza comercial, pero que el desafío es sostener ese proceso con obras y reglas estables.
La lectura técnica de Runrún confirma y amplía ese diagnóstico. La crisis del NOA no es un episodio aislado, sino la manifestación más visible de un problema estructural: la infraestructura argentina quedó desfasada respecto del crecimiento de Vaca Muerta.
La producción avanza más rápido que la capacidad de transporte, el país carece de almacenamiento para gestionar la estacionalidad y la descapitalización eléctrica impide transformar gas abundante en energía competitiva.
Sin un shock de inversión en gasoductos, compresión, plantas de tratamiento, almacenamiento y redes eléctricas, la Argentina seguirá dependiendo de GNL caro en invierno y enfrentando tensiones en regiones industriales como Salta, Jujuy y Tucumán.
La crisis del norte es, en definitiva, la advertencia de que la abundancia energética no se convierte automáticamente en desarrollo. Montamat lo plantea con claridad desde su experiencia en la gestión pública y en la industria: el gas está, pero sin obras, reglas y capitalización, no llega a quienes lo necesitan. La transición energética argentina se juega en esa frontera.
Jujuy continúa avanzando en la implementación del estándar internacional de la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI), luego de haber adherido en 2025 como la séptima provincia argentina en incorporarse al esquema.
En ese marco, el ministro de Minería, José Gómez, encabezó la jornada de capacitación “EITI: de la adhesión a la implementación”, organizada con acompañamiento técnico de Fundar y dirigida a los equipos provinciales responsables de producir y sistematizar la información que exige el estándar.
La actividad reunió al presidente de JEMSE, Exequiel Lello Ivacevich; al secretario de Minería e Hidrocarburos, Pablo Bergese; al director de Minería, Osvaldo Córdoba; y a técnicos de distintos organismos provinciales.
Durante la jornada se abordaron los lineamientos centrales de EITI, los mecanismos para su aplicación en Jujuy y las acciones necesarias para fortalecer las capacidades institucionales que permitirán publicar de manera periódica y verificable datos sobre exploración, explotación, producción, pagos realizados por las empresas y los ingresos percibidos por el Estado.
Gómez enmarcó la implementación en una decisión política orientada a sostener una minería con reglas claras y acceso público a la información. Señaló que la transparencia es un componente del modelo minero provincial y que la publicación sistemática de datos contribuye a fortalecer la confianza entre el Estado, las empresas y las comunidades.
La adopción del estándar se vincula además con la necesidad de garantizar previsibilidad y seguridad jurídica en un contexto donde la actividad minera, especialmente la vinculada al litio, requiere instituciones capaces de sostener procesos abiertos y responsables.
EITI es un estándar internacional que promueve la trazabilidad de los flujos económicos entre la industria extractiva y los Estados. En América Latina, su implementación completa se observa en Perú y Colombia, que publican informes periódicos con detalle de producción, pagos y distribución territorial de ingresos.
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Chile y Brasil, aunque no aplican EITI, cuentan con sistemas propios de transparencia sectorial, centrados en catastro minero, concesiones y reportes administrativos.
Bolivia, México y Ecuador operan con esquemas más limitados, sin estándares robustos de trazabilidad fiscal. En este contexto, la incorporación de Jujuy al esquema nacional de EITI posiciona a la provincia en un grupo reducido de jurisdicciones que adoptan prácticas comparables a las de los países mineros más avanzados de la región.
En Argentina, la implementación del estándar se organiza a través de un Grupo Multipartícipe integrado por representantes del Estado, la industria y la sociedad civil. Jujuy y Santa Cruz fueron seleccionadas para participar de ese espacio, aportando la perspectiva provincial en la construcción de una agenda de transparencia y gobernanza para el sector extractivo.
Para Jujuy, la adopción de EITI implica ordenar la información sobre la actividad minera, estandarizar formatos de reporte y hacerla disponible de manera sistemática, en un momento en que la transparencia se convierte en un componente central de la relación entre minería, Estado y sociedad.
La aprobación de la Ley 3.566 por parte de la Legislatura neuquina introdujo un cambio relevante en la política energética provincial: la reducción de regalías para los bloques vinculados al megaproyecto de Gas Natural Licuado que YPF impulsa junto a socios internacionales.
El régimen especial, que fija alícuotas entre el 7,5% y el 12%, se aplica a Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II y Aguada Villanueva Norte, y se complementa con beneficios impositivos, estabilidad fiscal por 30 años y mecanismos de arbitraje internacional.
Un informe de coyuntura elaborado por Paspartú Consultora sostiene que la decisión provincial responde a la necesidad de ofrecer condiciones competitivas para un proyecto que demanda inversiones estimadas en 18.000 millones de dólares y que requiere financiamiento internacional de largo plazo.
El análisis señala que la escala del emprendimiento obliga a Neuquén a utilizar la política fiscal como herramienta para atraer capital y asegurar previsibilidad regulatoria, en un contexto donde los grandes desarrollos de GNL compiten globalmente por recursos y socios estratégicos.
El documento destaca que el proyecto está asociado al plan de crecimiento de YPF y a la participación de las empresas estatales ENI, de Italia, y XRG‑ADNOC, de Emiratos Árabes Unidos.
Según la consultora, la reducción de regalías busca garantizar la producción incremental necesaria para abastecer la futura planta de licuefacción y permitir que Neuquén incremente su oferta de gas en alrededor de 60 millones de metros cúbicos diarios, un volumen equivalente a un aumento cercano al 50% respecto de la producción actual de la provincia.
El informe también detalla que el desarrollo contempla una extensa infraestructura energética: nuevas plantas de tratamiento de gas, gasoductos dedicados, instalaciones para transporte de líquidos y una eventual planta de fraccionamiento de NGL.
Ese conjunto de obras configura un sistema industrial que excede la etapa extractiva y que requiere estabilidad jurídica para sostener inversiones de largo plazo.
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Paspartú Consultora advierte que el debate sobre regalías debe analizarse en términos de oportunidad estratégica. La discusión no se limita a la resignación fiscal inicial, sino a la capacidad de la provincia para habilitar una industria exportadora de GNL que podría generar alrededor de 9.000 millones de dólares anuales en divisas a partir de 2033 y crear unos 20.000 puestos de trabajo directos e indirectos.
Bajo esa lógica, el régimen diferencial se interpreta como una herramienta para viabilizar un proyecto que, de concretarse, modificaría la estructura económica y energética de Neuquén.
El análisis identifica además que el verdadero cuello de botella de Vaca Muerta ya no está en la producción, sino en la infraestructura necesaria para sostener su crecimiento. Entre las principales limitaciones menciona la capacidad de transporte por gasoductos y oleoductos, la necesidad de nuevas plantas de procesamiento y la ampliación de la infraestructura para separar y exportar líquidos asociados.
En ese marco, el informe señala las inversiones que impulsan empresas como TGS, con un plan cercano a 3.000 millones de dólares, y MEGA, que construye un nuevo tren de fraccionamiento en Bahía Blanca.
Para la consultora, el desafío de Vaca Muerta dejó de ser exclusivamente técnico. La política energética provincial debe enfocarse en construir un sistema industrial, logístico y exportador capaz de transformar el potencial geológico en crecimiento económico sostenido.
Bajo ese enfoque, la decisión de Neuquén de ajustar regalías se interpreta como una apuesta estratégica para acelerar uno de los proyectos energéticos más relevantes del país y para posicionar a la provincia dentro del mapa global del GNL.
La Refinería Campana de Pan American Energy (PAE) incorporó un sistema de optimización energética en tiempo real basado en un modelo tipo gemelo digital, que permite evaluar y ajustar el desempeño de los servicios auxiliares del complejo industrial.
La herramienta VM-ERTO modela en tiempo real las redes de vapor, electricidad, combustibles y agua, generando recomendaciones operativas orientadas a reducir el costo energético del sitio sin afectar la operación de los procesos.
El modelo replica el comportamiento de las redes de servicios industriales y valida miles de señales provenientes de la instrumentación de campo. A partir de balances automáticos de masa y energía, identifica desbalances, fallas de sensores y oportunidades de mejora operativa.
La optimización se ejecuta cada hora y utiliza técnicas de programación cuadrática sucesiva para evaluar variables continuas y discretas, como cargas de calderas, intercambios turbina/motor, laminaciones y uso de turbogeneradores.
Impacto operativo
La herramienta permitió ajustar la disponibilidad de las calderas según su eficiencia, reduciendo el consumo promedio de combustible de 10.065,18 m³/h a 9.799,93 m³/h. Este cambio representa un ahorro de 265,25 m³/h y un beneficio estimado de 357.000 USD/año.
Asimismo, se evaluó el desempeño del turbogenerador STG-5, encontrándose que su salida de servicio mejora la eficiencia general del sistema y permite un ahorro potencial anualizado de 193.000 USD/año.
Los beneficios totales capturables por la optimización en tiempo real fueron estimados en 1,016 MMUSD/año, con una reducción de emisiones de 9,636 toneladas de CO₂ por año. Estos resultados se obtuvieron tras la aplicación sistemática de recomendaciones operativas desde julio de 2024.
Monitoreo y auditoría
El sistema centraliza información energética, calcula costos marginales de vapor, electricidad y combustibles, y permite evaluar la brecha entre costos reales y costos óptimos.
Los balances automáticos facilitan la detección de errores de medición y la corrección de sensores, como ocurrió en la red de vapor de baja presión, donde el desbalance se redujo de 2,7 TPH a 0,7 TPH tras la revisión de la instrumentación.
La herramienta permitió realizar estudios específicos, como la evaluación de incentivos para reducir consumo eléctrico en verano, el monitoreo de hornos y quemadores, la actualización de curvas de eficiencia de turbogeneradores y la estimación de caudales a partir de válvulas. Estas tareas contribuyeron a mejorar la operación de los servicios auxiliares y fortalecer la gestión energética del sitio.
La implementación del sistema VM-ERTO en Refinería Campana permitió optimizar el uso de energía, reducir costos operativos y mejorar la eficiencia de los servicios industriales.
La integración de datos en tiempo real, la validación de instrumentación y la generación de recomendaciones operativas constituyen herramientas clave para la mejora continua y la toma de decisiones basada en información técnica confiable.
El Gobierno de Río Negro informó que su Secretaría de Ambiente y Cambio Climático ya fiscaliza en territorio el cumplimiento ambiental del proyecto de exportación de gas natural licuado que Southern Energy desarrolla en el Golfo San Matías.
La intervención provincial abarca las obras terrestres y la infraestructura marítima del emprendimiento, que incluye unidades flotantes de licuefacción y un centro de soporte logístico en el puerto de San Antonio Este, operado por el consorcio integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.
Hasta ahora, la participación provincial se había concentrado en la etapa de evaluación, con estudios de impacto y audiencias públicas que acompañaron los permisos, entre ellos los del gasoducto dedicado Tratayén–San Antonio Oeste y la conexión submarina de la segunda unidad flotante.
Con el inicio de las obras, la autoridad ambiental pasa de autorizar a inspeccionar y activa atribuciones de control directo sobre la ejecución y sobre el cumplimiento de las obligaciones ambientales en territorio.
El esquema de fiscalización se apoya en tres ejes: control integral durante todo el ciclo del proyecto, participación ciudadana en los procesos de evaluación y capacidad estatal para exigir medidas correctivas o aplicar sanciones ante eventuales incumplimientos. El monitoreo declarado incluye el seguimiento de flora y fauna, la protección de ecosistemas marinos y terrestres, la gestión de residuos y la prevención de impactos en las zonas intervenidas.
También supervisa la recomposición ambiental de los sectores afectados por la construcción de la infraestructura terrestre, con obligación de restaurar el entorno una vez finalizadas las obras.
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El componente marino es central en la fiscalización. El sistema FLNG opera sin muelle: los buques licúan el gas a bordo y la transferencia se realiza mediante un sistema de amarre y carga sumergido, con remolque de metaneros y operaciones de transferencia entre buques en aguas del golfo.
Cada unidad incorpora su propio tramo de conexión submarina, conformando un conjunto de tareas sobre un área sensible que queda bajo vigilancia provincial durante toda la vida útil del proyecto.
El avance del emprendimiento se sostiene sobre un marco regulatorio nacional. Las dos unidades flotantes ingresaron al Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones en 2025 y el gasoducto dedicado, a cargo de San Matías Pipeline, sumó su adhesión en junio de 2026 por 1.300 millones de dólares.
El régimen otorga estabilidad fiscal y regulatoria por 30 años, pero no alcanza a la jurisdicción ambiental: la potestad de inspeccionar, exigir correcciones y sancionar permanece en manos de Río Negro como autoridad de aplicación.
El cumplimiento ambiental es un requisito para la inserción del proyecto en el mercado europeo. En marzo, la alemana SEFE acordó comprar 2 millones de toneladas anuales durante ocho años, con entregas desde fines de 2027.
A partir del 1 de enero de 2027, la Unión Europea exigirá que el gas importado provenga de jurisdicciones con reglas de medición, reporte y verificación de metano equivalentes a las suyas.
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La trazabilidad de emisiones, la medición de venteos y quemas y la verificación independiente forman parte de los criterios que los compradores europeos evalúan antes de firmar contratos de largo plazo.
Consultoras internacionales han analizado el impacto de estas exigencias. Rystad Energy sostiene que la oferta global de gas capaz de cumplir el estándar OGMP 2.0 superaría la demanda europea hacia 2027, mientras que Wood Mackenzie advierte que buena parte de los nuevos volúmenes de GNL no llegará a tiempo a la certificación, reduciendo el mercado efectivamente habilitado. En ese contexto, la fiscalización provincial se vuelve un componente operativo para respaldar la credibilidad del proyecto ante compradores y financiadores.
Para Río Negro, la inspección en obra forma parte de su rol como autoridad ambiental en el desarrollo energético del golfo. Para los compradores, el cumplimiento ambiental es cada vez más una condición de acceso al mercado.
La cuenca del Golfo San Jorge registró en mayo el primer crecimiento simultáneo de petróleo y gas en casi un año, un comportamiento que no aparecía desde diciembre de 2025 y que vuelve a ubicar al convencional en el centro del seguimiento sectorial.
Según el informe de OilProduction Consulting, dirigido por el ingeniero Marcelo Hirschfeldt, la zona produjo 27.446 m³/d de petróleo (+1,3%) y 8,285 Mm³/d de gas (+1,1%), un resultado que interrumpe la secuencia de variaciones dispares que dominó los últimos doce meses.
El impulso provino de Santa Cruz, que pasó de 8.670 m³/d a 8.986 m³/d, un aumento de 3,7%, el más alto del último año. La provincia venía de una tendencia bajista sostenida desde mediados de 2025, con descensos mensuales de hasta –2,8% en abril y un retroceso de –12,3% en gas en enero.
En el reparto por operadores, CGC concentró el 26% del petróleo provincial, seguida por PAE con 15,2% y Clear Petroleum con 14,6%, este último incorporado a la cuenca tras la adquisición de activos en el marco del Plan Andes.
Chubut, que aporta 67,3% del petróleo del Golfo con 18.460 m³/d, acompañó con una mejora más acotada: +0,3% en crudo y +2,9% en gas, luego de un abril negativo en ambos rubros. PAE mantuvo su posición dominante en la provincia, con 52% del petróleo y 84,7% del gas.
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El comportamiento mensual convive con un condicionante estructural: la relación agua–petróleo (RAP) alcanzó 20,5 m³ de agua por cada m³ de petróleo, equivalente a 95,3% de agua en el fluido producido. En términos operativos, de cada 100 m³ extraídos, menos de 5 m³ son petróleo y el resto es agua que debe separarse, tratarse y reinyectarse o disponerse.
Este indicador crece de manera sostenida desde hace una década y explica por qué la producción primaria pierde peso frente a la secundaria.
En ese contexto, la recuperación asistida (EOR) continúa como la variable de mayor crecimiento estructural. En mayo alcanzó 2.268 m³/d, prácticamente el doble que hace cinco años, con PECOM concentrando el 78% del total tras la incorporación de Manantiales Behr, uno de los campos maduros más relevantes del país.
El repunte simultáneo de petróleo y gas no altera la posición relativa de la cuenca frente a Neuquina, que concentra 77,8% del petróleo y 76,2% del gas del país, pero sí establece un punto técnico relevante para el seguimiento del convencional.
Mayo aporta una variación que no se veía desde diciembre y que, por primera vez en meses, muestra a Santa Cruz y Chubut moviéndose en la misma dirección.
YPF procesó un promedio de 55,2 mil metros cúbicos diarios de crudo en el primer semestre de 2026, equivalente a 347.000 barriles por día, el mayor registro de su serie histórica.
La producción de combustibles terminados —naftas y destilados medios— llegó a 43,2 mil metros cúbicos diarios, unos 271.700 barriles por día, con aportes de los tres complejos del sistema: Ensenada, Luján de Cuyo y Plaza Huincul.
El dato semestral se apoya en un trimestre ya verificado. Entre enero y marzo, YPF procesó 344.000 barriles diarios, con una utilización del sistema del 102%, por encima de la capacidad nominal de diseño, según el reporte presentado ante la Comisión Nacional de Valores el 7 de mayo.
Ese nivel permitió llevar a cero las importaciones de gasoil y nafta, con la única excepción de un volumen residual de jet fuel.
Como el promedio del semestre (55,2 mil m³/d) quedó por encima del registro del primer trimestre (54,7 mil m³/d), el segundo trimestre necesariamente operó a un ritmo mayor.
El cálculo implícito ubica abril‑junio en torno a 55,7 mil metros cúbicos diarios, cerca de 350.000 barriles por día, cifra que se confirmará cuando la compañía presente su balance del segundo trimestre en agosto.
Horacio Marín adjudicó el desempeño a mejoras de eficiencia y a las obras tecnológicas del Plan 4×4, el programa de gestión iniciado a fines de 2023. Según la compañía, el monitoreo en tiempo real del centro de refinación permitió ahorros por USD 300 millones en su primer año de operación. Todas estas valoraciones se adjudican al diciente.
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El sistema refinador opera con una integración creciente de crudo no convencional. La refinería de La Plata procesa un 70% de petróleo de Vaca Muerta, mientras que Luján de Cuyo avanza hacia una dieta 100% shale tras la modernización del proyecto Nuevas Especificaciones de Combustibles (NEC), que sumó 45.000 barriles diarios de capacidad. Marín calificó a Plaza Huincul como “la mejor de la Argentina”, afirmación que también se adjudica al diciente.
El récord de procesamiento no garantiza un resultado equivalente en el negocio de refino y marketing. En el primer trimestre, con 344.000 barriles diarios, el EBITDA ajustado por barril del segmento cayó de USD 19,5 a USD 14,9, porque los precios en surtidor quedaron alrededor de un 11% por debajo de la paridad de importación, según el propio reporte de YPF.
La rentabilidad del downstream depende del precio local frente a los valores internacionales, una variable distinta del volumen procesado.
La evolución del sistema está atada a la evacuación del crudo de Vaca Muerta. La refinería de La Plata y el complejo de Luján de Cuyo dependen del avance de la infraestructura de transporte, con el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur como obra clave para liberar el cuello de botella hacia 2027. Cuanto más crudo shale llega a las plantas, mayor es la capacidad de sostener niveles récord de procesamiento.
El desempeño del semestre también refuerza la ventana exportadora. Con las importaciones en cero y la producción en su mayor nivel, YPF se acerca a un excedente estructural de combustibles.
Marín planteó en la Argentina Oil & Gas Expo 2025 la posibilidad de exportar Infinia, nafta y gasoil a la región, una definición que se adjudica al diciente y que ahora encuentra respaldo cuantitativo en los volúmenes del sistema.
El balance del segundo trimestre deberá validar el trimestre implícito cercano a los 350.000 barriles diarios y mostrar cómo se comportan las líneas de margen y evacuación que determinan cuánto del récord de procesamiento se traduce en resultado operativo.
El downstream se mantiene como uno de los pilares de generación de caja de la compañía, en línea con el EBITDA ajustado de USD 1.594 millones reportado para enero‑marzo, el más alto de su historia para ese período.
Targa Exploration Corp. presentó los primeros resultados del programa de perforación en el proyecto El Zanjón, en Santa Cruz, y confirmó la presencia de anomalías de plata junto con indicadores mineralógicos compatibles con un sistema epitermal de baja sulfuración.
La compañía completó 2.125 metros en nueve de los diez pozos previstos y espera los análisis de los sondeos restantes en las próximas semanas.
Los primeros datos corresponden a los pozos EZD0001 y EZD0002, perforados en el sector NE‑AOI, donde se evaluaron lineamientos magnéticos asociados a una anomalía geoquímica multielemental.
Ambos pozos interceptaron el basamento volcánico a unos 50 metros de profundidad, debajo de sedimentos terciarios y gravas superficiales. La secuencia está compuesta por andesitas amigdalares alteradas y tobas líticas con intensa alteración hidrotermal.
Los ensayos al fuego no registraron valores significativos de oro, con concentraciones iguales o inferiores al límite de detección de 0,010 ppm. Sí se identificaron anomalías locales de plata entre 2 y 11 ppm en intervalos de entre 0,5 y 4 metros.
La compañía señaló que estos valores no constituyen mineralización económica, pero sí representan un indicador geoquímico relevante en etapas tempranas de exploración.
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Los estudios mineralógicos mediante Terraspec detectaron caolinita, halloysita y beidellita, minerales típicos del halo distal de sistemas epitermales de baja sulfuración. También se identificaron illita, barita y vetillas de cuarzo calcedónico, un conjunto de alteraciones que respalda la hipótesis de circulación hidrotermal en la zona.
Las unidades volcánicas interceptadas fueron correlacionadas con la Formación Chon Aike, del Jurásico Medio al Superior, la misma secuencia que alberga las vetas epitermales de oro y plata de Cerro Vanguardia, ubicado a unos 30 kilómetros del proyecto.
El programa de perforación evalúa tres áreas prioritarias: NE‑AOI, NW‑AOI y la Zona de Falla EZ, esta última caracterizada por una estructura de más de 25 kilómetros de longitud identificada mediante estudios magnéticos.
Los pozos EZD0001 a EZD0007 se concentraron en NE‑AOI, el pozo EZD0008 exploró NW‑AOI y los sondeos EZD0009 y EZD0010 están orientados a la Zona de Falla EZ, considerada uno de los objetivos estructurales más relevantes del proyecto.
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El vicepresidente de exploración de Targa, Ryan Weston, adjudicó a los primeros resultados la posibilidad de estar frente a un sistema epitermal de baja sulfuración.
“Estamos observando áreas con valores anómalos de plata e indicadores positivos de una posible fuente epitermal”, expresó. También sostuvo que la información obtenida sobre el basamento jurásico y la alteración hidrotermal está sirviendo de base para el modelo de prospección.
Según el diciente, El Zanjón parte de la premisa de que el corredor estructural que alberga las vetas de baja sulfuración de Cerro Vanguardia podría extenderse hacia el sureste bajo la cubierta hasta la propiedad del proyecto.
Targa Exploration indicó que los resultados pendientes permitirán precisar el potencial del área y orientar las siguientes etapas de exploración en uno de los distritos auríferos más importantes del país.
El Gobierno nacional lanzó en San Juan la Mesa Federal Minera, encabezada por la secretaria general de la Presidencia, Karina Milei, en un encuentro que reunió a gobernadores, ministros y empresarios del sector.
El objetivo declarado del nuevo órgano es sostener políticamente la reforma de la Ley de Glaciares y coordinar la articulación público‑privada para inversiones mineras en provincias con proyectos de cobre, litio y oro.
Acompañaron a Milei el ministro del Interior, Diego Santilli; el ministro de Justicia, Juan Bautista Mahiques; el secretario de Minería, Luis Lucero; el secretario de Relaciones Económicas Internacionales, Fernando Brun; el subsecretario de Gestión Institucional, Eduardo Menem; y el titular del Consejo Federal de Inversiones, Ignacio Lamothe.
También participaron los gobernadores Raúl Jalil (Catamarca), Martín Llaryora (Córdoba), Carlos Sadir (Jujuy), Alfredo Cornejo (Mendoza), Marcelo Orrego (San Juan) y Maximiliano Pullaro (Santa Fe), junto con representantes empresariales.
Los funcionarios y gobernadores destacaron el trabajo del Gobierno en la construcción de un marco jurídico e institucional orientado a atraer inversiones. Señalaron como herramientas centrales el Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones (RIGI) y la reforma de la Ley de Glaciares, que el oficialismo busca consolidar mediante acuerdos con las provincias.
Karina Milei adjudicó a gestiones anteriores la falta de aprovechamiento del potencial minero argentino y comparó el desempeño nacional con el de Chile. Según expresó, Chile exportó en 2023 más de USD 50.000 millones en minerales, mientras Argentina alcanzó USD 4.000 millones. La diciente sostuvo que la diferencia refleja la necesidad de sostener un marco jurídico estable para que la minería pueda expandirse.
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El gobernador sanjuanino Marcelo Orrego afirmó que la provincia y la Nación atravesaron dos años de trabajo para recuperar seguridad jurídica y posicionar la minería como uno de los motores productivos del país. Señaló que la etapa siguiente requiere que las empresas concreten sus proyectos para generar empleo y actividad económica. Todas estas valoraciones se adjudican al diciente.
Santilli sostuvo que el Gobierno nacional “sentó las bases para que la minería se transforme en una política de Estado” y valoró el respaldo transversal de los gobernadores y del sector privado. Según el ministro, la Argentina debe pasar de ser “un país con minería” a “un país minero”, afirmación que también se adjudica al diciente.
La Mesa Federal Minera se presenta como un espacio de coordinación institucional para sostener reformas normativas, alinear a las provincias y reforzar la señal de seguridad jurídica hacia los inversores.
Su funcionamiento y las definiciones que surjan de los próximos encuentros serán determinantes para evaluar el alcance político de la reforma de la Ley de Glaciares y el rol del RIGI en la agenda minera del Gobierno.
Sendero Resources confirmó la continuidad del proyecto Peñas Negras y ubicó a La Rioja entre los territorios con mayor potencial para la exploración minera del país. La definición se produjo durante una jornada en el Consejo Federal de Inversiones, donde la compañía presentó los avances técnicos y el estado del proyecto.
El director de Desarrollo Corporativo y Mercados de Capitales, Jeremy Gillis, adjudicó a las condiciones geológicas de la provincia y al respaldo institucional recibido la posibilidad de iniciar una nueva etapa de exploración.
Gillis repasó la evolución de la empresa desde su reestructuración y sostuvo que el valor de un proyecto minero depende del recurso natural y de la capacidad de administrarlo y estudiarlo. “Las rocas no cambian. No van a ninguna parte. Lo que cambia son las personas que están a cargo de administrarlas, investigarlas y explorarlas”, afirmó al explicar la continuidad del proyecto pese a los cambios corporativos.
Peñas Negras se ubica en el cinturón metalogénico andino, una de las zonas de mayor actividad minera del continente. El proyecto se encuentra próximo a desarrollos como Lunahuasi, Los Helados y Filo del Sol, y comparte con ellos las mismas formaciones geológicas y estructuras minerales que dieron origen a descubrimientos relevantes en las últimas décadas.
Gillis adjudicó a esa cercanía uno de los principales argumentos técnicos que respaldan el potencial del área y señaló que la información acumulada por la minería argentina en los últimos veinte años permite comprender mejor las características del terreno.
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El directivo también destacó la incidencia del mercado internacional de metales en la evaluación del proyecto. Sostuvo que varios resultados históricos de perforación adquieren actualmente un valor mayor debido al incremento de las cotizaciones y que este contexto mejora la capacidad de atraer inversiones y ampliar las tareas de exploración. “Con los precios de los metales de hoy, esos resultados hacen que este proyecto sea aún más atractivo para el mercado”, expresó.
Gillis valoró el acompañamiento del Gobierno de La Rioja durante el proceso de reorganización de la empresa y el desarrollo del proyecto. Indicó que la actualización de los acuerdos existentes otorgó mayor viabilidad a la iniciativa y facilitó la incorporación de nuevos inversores, además de resultar determinante para obtener financiamiento de actores internacionales vinculados a la actividad minera.
Agradeció especialmente al gobernador Ricardo Quintela, al ministro Federico Bazán y al equipo técnico provincial por el trabajo conjunto realizado.
Según el directivo, el respaldo institucional y las condiciones geológicas del área permiten avanzar hacia una nueva etapa de exploración en Peñas Negras y sostener la presencia de La Rioja dentro del mapa de proyectos con potencial para la minería argentina.
Vaca Muerta es el único desarrollo no convencional de escala industrial en Sudamérica. Su relevancia no surge de la etiqueta, sino de tres elementos verificables: densidad de datos, curva de aprendizaje y capacidad de inversión. Es el punto de referencia para evaluar cualquier roca madre en la región, incluida la Formación Cacheuta en la Cuenca Cuyana.
El primer elemento es geológico. Vaca Muerta cuenta con miles de pozos que atraviesan la formación y permiten caracterizar espesores, continuidad lateral, madurez térmica y calidad de roca con precisión.
Cacheuta, en cambio, tiene información parcial: de los 3.100 pozos perforados en la Cuenca Cuyana, solo unos 700 aportan datos directos sobre la unidad. La comparación no es de potencial, sino de densidad de conocimiento.
El segundo elemento es técnico. Vaca Muerta desarrolló una curva de aprendizaje en perforación horizontal, completación multietapa y fractura hidráulica que redujo costos y aumentó productividad.
Cacheuta está en la fase previa: necesita mapas estructurales, geoquímica sistemática, petrofísica y geomecánica para determinar si la roca puede sostener pozos horizontales de alta complejidad. La distancia entre ambas no es geológica, sino de información.
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El tercer elemento es económico. Vaca Muerta atrajo inversión privada porque la incertidumbre técnica se redujo con datos, pilotos y contratos. Cacheuta requiere ese mismo proceso: transformar información dispersa en un modelo geológico integrado que permita estimar volumen, recuperabilidad y zonas prioritarias. Sin esa base, no hay proyecto no convencional posible.
El cuarto elemento es territorial. Vaca Muerta reorganizó la logística energética del país y generó infraestructura asociada: ductos, plantas de tratamiento, rutas y servicios.
Cacheuta se extiende sobre Mendoza, San Luis y San Juan, con áreas históricas como Barrancas, Vizcacheras y Ceferino. Si la formación confirma potencial, la reorganización territorial será distinta: menor escala, mayor integración con infraestructura existente y foco en áreas específicas de la cuenca.
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El quinto elemento es institucional. Vaca Muerta avanzó cuando se ordenaron contratos, regalías, permisos y marcos regulatorios. Mendoza inicia ese camino con un concurso público para evaluar Cacheuta, con entregables técnicos, confidencialidad y propiedad provincial de la información. La institucionalidad es parte del recurso: sin reglas, la geología no se convierte en desarrollo.
El sexto elemento es estratégico. La comparación con Vaca Muerta no busca replicar su escala, sino adoptar su método: datos, modelos, pilotos y decisiones basadas en evidencia. Cacheuta no es una “mini Vaca Muerta”; es una roca madre que necesita ser caracterizada para saber si puede sostener un desarrollo no convencional. La diferencia es estructural: Vaca Muerta es un sistema probado; Cacheuta es una hipótesis en evaluación.
La lectura final es simple.
Vaca Muerta es el estándar técnico que ordena la discusión sobre recursos no convencionales en Argentina. Cacheuta ingresa en ese marco con un concurso que busca reducir incertidumbre y construir conocimiento. La respuesta no está en la etiqueta, sino en los datos que surjan del estudio.
Vaca Muerta es el único desarrollo no convencional de escala industrial en Sudamérica. Su relevancia no surge de la etiqueta, sino de tres elementos verificables: densidad de datos, curva de aprendizaje y capacidad de inversión. Es el punto de referencia para evaluar cualquier roca madre en la región, incluida la Formación Cacheuta en la Cuenca Cuyana.
El primer elemento es geológico. Vaca Muerta cuenta con miles de pozos que atraviesan la formación y permiten caracterizar espesores, continuidad lateral, madurez térmica y calidad de roca con precisión.
Cacheuta, en cambio, tiene información parcial: de los 3.100 pozos perforados en la Cuenca Cuyana, solo unos 700 aportan datos directos sobre la unidad. La comparación no es de potencial, sino de densidad de conocimiento.
El segundo elemento es técnico. Vaca Muerta desarrolló una curva de aprendizaje en perforación horizontal, completación multietapa y fractura hidráulica que redujo costos y aumentó productividad.
Cacheuta está en la fase previa: necesita mapas estructurales, geoquímica sistemática, petrofísica y geomecánica para determinar si la roca puede sostener pozos horizontales de alta complejidad. La distancia entre ambas no es geológica, sino de información.
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El tercer elemento es económico. Vaca Muerta atrajo inversión privada porque la incertidumbre técnica se redujo con datos, pilotos y contratos. Cacheuta requiere ese mismo proceso: transformar información dispersa en un modelo geológico integrado que permita estimar volumen, recuperabilidad y zonas prioritarias. Sin esa base, no hay proyecto no convencional posible.
El cuarto elemento es territorial. Vaca Muerta reorganizó la logística energética del país y generó infraestructura asociada: ductos, plantas de tratamiento, rutas y servicios.
Cacheuta se extiende sobre Mendoza, San Luis y San Juan, con áreas históricas como Barrancas, Vizcacheras y Ceferino. Si la formación confirma potencial, la reorganización territorial será distinta: menor escala, mayor integración con infraestructura existente y foco en áreas específicas de la cuenca.
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El quinto elemento es institucional. Vaca Muerta avanzó cuando se ordenaron contratos, regalías, permisos y marcos regulatorios. Mendoza inicia ese camino con un concurso público para evaluar Cacheuta, con entregables técnicos, confidencialidad y propiedad provincial de la información. La institucionalidad es parte del recurso: sin reglas, la geología no se convierte en desarrollo.
El sexto elemento es estratégico. La comparación con Vaca Muerta no busca replicar su escala, sino adoptar su método: datos, modelos, pilotos y decisiones basadas en evidencia. Cacheuta no es una “mini Vaca Muerta”; es una roca madre que necesita ser caracterizada para saber si puede sostener un desarrollo no convencional. La diferencia es estructural: Vaca Muerta es un sistema probado; Cacheuta es una hipótesis en evaluación.
La lectura final es simple.
Vaca Muerta es el estándar técnico que ordena la discusión sobre recursos no convencionales en Argentina. Cacheuta ingresa en ese marco con un concurso que busca reducir incertidumbre y construir conocimiento. La respuesta no está en la etiqueta, sino en los datos que surjan del estudio.
La minería del cobre en Sudamérica enfrenta un límite físico: la disponibilidad de agua industrial en zonas de alta montaña. Chile resolvió ese límite con infraestructura marítima.
El Sistema de Desalinización y Transporte de Agua para el Distrito Norte integra una planta desalinizadora en la costa del Pacífico y un acueducto de 160 kilómetros que asciende más de mil metros antes de abastecer a Radomiro Tomic, Chuquicamata y Ministro Hales, tres operaciones críticas del norte chileno.
El sistema combina captación submarina a 100 metros de profundidad, ductos de 48 pulgadas, pendientes de hasta 39 grados y estaciones de bombeo escalonadas. La capacidad inicial es de 840 litros por segundo, con posibilidad de ampliación a 1.956.
El consumo energético de 45 MW se abastece con generación solar. La infraestructura fue diseñada para sostener operaciones mineras que requieren caudales constantes y que ya no pueden depender de cuencas continentales agotadas.
La causalidad técnica es directa. La desalinización desacopla la minería del cobre de la disponibilidad hídrica local en Atacama, una de las zonas más áridas del mundo.
La impulsión desde el Pacífico permite sostener la producción sin tensionar acuíferos y sin depender de variabilidad climática. La ingeniería demuestra que es viable abastecer minas de gran escala con agua marítima bombeada a más de 3.000 metros sobre el nivel del mar.
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La lectura para Argentina surge por proximidad geológica. Los proyectos de cobre de San Juan —Vicuña, Los Azules, El Pachón— enfrentan el mismo desafío: altitud, aridez, distancia a fuentes hídricas y necesidad de caudales industriales constantes.
La experiencia chilena indica que la solución no está en cuencas continentales profundas, sino en infraestructura marítima capaz de integrar desalinización, impulsión y energía renovable.
La causalidad económica también es clara. Transportar agua desde cuencas como el Paraná implicaría costos logísticos y energéticos superiores a los de un sistema marítimo. La infraestructura chilena ya probó que la combinación de ductos de gran diámetro, bombeo en alta montaña y energía solar es operativa y escalable.
La competitividad del cobre argentino dependerá de su capacidad para adoptar modelos equivalentes o integrarse a sistemas existentes del lado chileno.
La dimensión territorial completa el cuadro. La cordillera no es una barrera técnica para el agua industrial; es un desafío de ingeniería que Chile ya resolvió. La expansión del cobre en Argentina exigirá infraestructura hídrica de escala similar, capaz de sostener operaciones durante décadas y de integrarse con la transición energética global, donde el cobre es un insumo crítico.
El modelo chileno no es un antecedente aislado. Es una señal de cómo se reorganiza la minería de cobre en Sudamérica y de qué tipo de infraestructura será necesaria para que los proyectos argentinos pasen de la factibilidad a la producción.
