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Mendoza profundiza su estrategia para construir una minería moderna, con mayor capacidad técnica estatal y un ecosistema de proveedores alineado a estándares internacionales.

En ese marco, la provincia inició una agenda de trabajo con empresas tecnológicas globales especializadas en eficiencia energética, optimización de procesos, monitoreo ambiental y soluciones de economía circular, con el objetivo de fortalecer la competitividad y la trazabilidad de futuros proyectos metalíferos.

La agenda es impulsada por el Ministerio de Producción y la Dirección de Minería, que buscan incorporar tecnologías capaces de mejorar el control de variables críticas —calidad de agua, estabilidad de depósitos, emisiones, consumos energéticos— y de dotar al Estado de herramientas equivalentes a las que utilizan las operadoras internacionales.

La provincia considera que la modernización tecnológica es un requisito indispensable para garantizar estándares ambientales verificables y para sostener procesos de auditoría más robustos en proyectos de alta complejidad.

En los encuentros recientes participaron compañías líderes en procesamiento de minerales, automatización industrial, sensorización remota y gestión de relaves. Las soluciones presentadas incluyen sistemas de monitoreo en tiempo real, plataformas de modelización geológica, tecnologías de reducción de emisiones y procesos de reciclaje industrial que permiten disminuir la huella de carbono.

Estas herramientas se integran a una estrategia provincial que apunta a elevar la calidad técnica de la fiscalización y a mejorar la eficiencia operativa de la cadena minera.

La iniciativa se articula con la política minera que Mendoza viene desarrollando desde 2025, orientada a consolidar un marco de gobernanza moderno y a ampliar la base de proveedores locales capaces de integrarse a cadenas de valor que exigen certificaciones y capacidades tecnológicas avanzadas.

La provincia trabaja en la actualización de protocolos ambientales, en la estandarización de procesos de evaluación y en la cooperación técnica con jurisdicciones mineras consolidadas como Chile y Canadá.

El fortalecimiento de vínculos con proveedores tecnológicos globales también tiene un componente económico. La incorporación de nuevas herramientas abre oportunidades para empresas mendocinas de ingeniería, software, servicios ambientales y mantenimiento industrial, que pueden integrarse a proyectos de mayor escala mediante procesos de transferencia tecnológica y capacitación especializada.

El objetivo es evitar que la modernización derive en dependencia externa y, en cambio, promover un ecosistema local competitivo y alineado con estándares internacionales.

En un contexto de creciente demanda global de minerales críticos y de competencia entre jurisdicciones por atraer inversiones, Mendoza busca diferenciarse mediante la adopción de tecnologías avanzadas, la mejora de la capacidad de auditoría estatal y la construcción de un entorno regulatorio previsible.

La provincia apuesta a que la modernización tecnológica sea un factor determinante para consolidar una minería sostenible, con mayor legitimidad social y con capacidad de integrarse a cadenas globales de valor.

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La actividad petroquímica volvió a ubicarse entre los pocos segmentos industriales con variación positiva en un contexto de caída generalizada de la producción manufacturera. Según el Índice de Producción Industrial Manufacturero (IPI manufacturero) del INDEC correspondiente a febrero de 2026, la industria en su conjunto retrocedió 8,7% interanual, con 14 de las 16 divisiones en terreno negativo.

En contraste, la refinación del petróleo y la producción de insumos derivados —dos ramas directamente vinculadas al desarrollo del shale en la cuenca Neuquina— registraron incrementos significativos que amortiguaron la contracción del índice general.

La división “Refinación del petróleo, coque y combustible nuclear” mostró un crecimiento interanual del 19,7% y acumuló un alza del 9,9% en el primer bimestre del año. Dentro de ese agregado, el gasoil aumentó 23,8% interanual, las naftas 10,8% y otros productos de la refinación —como propano, butano y lubricantes— 27,3%, de acuerdo con los cuadros técnicos del organismo estadístico.

La expansión se explica por una mayor disponibilidad de crudo no convencional y por la mayor utilización de capacidad instalada en plantas que procesan petróleo de Vaca Muerta.

El desempeño de la petroquímica acompaña esta dinámica. La producción de insumos básicos —etileno, propileno, aromáticos y derivados— se vio favorecida por la mayor oferta de gas y líquidos asociados provenientes del shale, que permiten operar con costos más competitivos y sostener niveles de actividad incluso en un contexto de demanda interna debilitada.

La Secretaría de Energía reportó que la producción de petróleo en la cuenca Neuquina creció más de 30% interanual, mientras que el gas no convencional mantiene una participación superior al 60% del total nacional. Ese flujo de materia prima es hoy el principal determinante del comportamiento del complejo petroquímico.

El contraste con el resto de la industria es marcado. Sectores como metalmecánica, textiles, calzado, muebles y automotriz registraron caídas de dos dígitos, afectadas por la contracción del consumo, la baja en la inversión y la desaceleración de la obra pública. En ese escenario, la petroquímica y la refinación se consolidan como núcleos de actividad asociados a la expansión energética, más que al ciclo industrial tradicional.

La dinámica regional también muestra diferencias. Mientras los polos industriales del centro del país operan con niveles reducidos de actividad, la Patagonia —particularmente Neuquén y Río Negro— exhibe indicadores positivos vinculados a la cadena de valor del shale. El crecimiento de la producción de crudo y gas, la mayor demanda de servicios industriales asociados y la expansión de la capacidad de transporte generan un entorno donde la petroquímica encuentra condiciones para sostener su operación.

El comportamiento del sector abre un debate sobre la estructura productiva y la dependencia creciente de la economía respecto de la energía como motor de actividad. La petroquímica se beneficia de un insumo competitivo y de un mercado externo que demanda productos intermedios, pero enfrenta desafíos vinculados a la volatilidad de precios internacionales, la necesidad de inversiones en ampliación de capacidad y la coordinación con la infraestructura energética en desarrollo.

En un año donde la industria manufacturera opera en recesión, la petroquímica emerge como uno de los pocos segmentos con crecimiento sostenido, impulsado por la expansión del shale y por la mayor disponibilidad de insumos básicos. Su desempeño confirma que la energía continúa siendo el principal vector de actividad en un contexto económico adverso y que la articulación entre producción de hidrocarburos y manufactura de derivados será determinante para el perfil industrial de los próximos años.

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Las principales productoras de petróleo y gas presentaron al Gobierno un conjunto de propuestas para ampliar el alcance del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y adecuarlo a las necesidades de proyectos de largo plazo vinculados al desarrollo de hidrocarburos de Vaca Muerta, la infraestructura de transporte y la futura capacidad de exportación de GNL.

El planteo se apoya en un diagnóstico compartido por el sector: sin un marco fiscal y regulatorio estable por más de una década, la Argentina no podrá capturar el volumen de inversiones que requiere la expansión del shale.

El punto de partida es el estado actual del RIGI. Según cifras oficiales expuestas por el ministro de Economía, Luis Caputo, en una presentación pública, el Gobierno ya aprobó 13 proyectos bajo el régimen por alrededor de 28.000 millones de dólares y mantiene en evaluación otros 22 por unos 80.000 millones.

La ventana de ingreso al régimen fue prorrogada hasta 2027 mediante el Decreto 105/2026, y la Secretaría de Energía incorporó proyectos de petróleo y gas con un piso de inversión de 600 millones de dólares.

Sobre esa base, las empresas del sector hidrocarburífero plantearon la necesidad de extender el horizonte temporal del régimen y ajustar su diseño para proyectos integrados que combinan exploración, producción, transporte y exportación.

La propuesta incluye tres ejes: ampliar el plazo de estabilidad fiscal, revisar la carga tributaria aplicable a las exportaciones de hidrocarburos y asegurar un esquema regulatorio previsible para inversiones que superan los diez años de maduración.

El documento técnico que circula entre funcionarios y equipos económicos proyecta dos escenarios de inversión hasta 2035. En el escenario “expansivo”, la inversión acumulada alcanzaría unos 151.000 millones de dólares. En el escenario “acelerado”, la cifra trepa a casi 197.600 millones.

Ambos requieren un entorno competitivo a escala internacional, con reglas estables y un esquema tributario que no penalice la exportación de crudo, gas o GNL. La industria sostiene que la carga fiscal actual —incluidas las retenciones— reduce la competitividad frente a otros polos de producción no convencional.

El potencial exportador es uno de los argumentos centrales. Con el desarrollo pleno del shale y la infraestructura asociada —gasoductos, oleoductos, ampliaciones portuarias y plantas de licuefacción—, la balanza comercial energética podría pasar de un nivel cercano a los 27.000 millones de dólares a más de 50.000 millones hacia 2035, según estimaciones oficiales de la Secretaría de Energía.

Solo en capacidad de licuefacción, los proyectos en carpeta podrían sumar cerca de 24 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL, lo que posicionaría a la Argentina como un exportador relevante en el Atlántico Sur.

La discusión no se limita al plano fiscal. Las empresas también plantean la necesidad de un marco regulatorio que permita estructurar contratos de largo plazo, asegurar acceso a divisas para repago de inversiones y garantizar estabilidad en los criterios de transporte y despacho. La experiencia reciente —con cambios en la asignación de capacidad de transporte y variaciones en los precios estacionales del gas— es señalada como un factor que incrementa la incertidumbre para proyectos de gran escala.

Del lado del Gobierno, la evaluación combina objetivos de competitividad con restricciones fiscales. La eliminación o reducción de retenciones implica resignar ingresos en un contexto de consolidación fiscal, mientras que la ampliación del RIGI para un sector con alto potencial exportador requiere un equilibrio entre incentivos y recaudación. Las provincias productoras también siguen de cerca la discusión, dado que cualquier modificación en la estructura tributaria impacta en regalías e ingresos locales.

La agenda planteada por la industria se inscribe en un momento en que el Gobierno busca consolidar un marco de inversión de largo plazo y acelerar la llegada de capitales a sectores estratégicos. La definición sobre el alcance final del RIGI para petróleo y gas será determinante para ordenar expectativas y establecer un sendero de desarrollo que combine inversión, exportaciones y estabilidad macroeconómica.

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YPF avanzó en el proceso para desprenderse de su participación del 70% en Metrogas, la mayor distribuidora de gas del país, en una operación que reconfigurará el mapa energético y financiero del sector.

Tres grupos empresarios compiten por el control de la compañía, pero el avance de la transacción depende de un punto que aún no está resuelto: la formalización por parte del Gobierno de la extensión de la licencia de la distribuidora hasta 2047. El trámite avanzó en el plano técnico, pero todavía no existe resolución política ni publicación oficial en el Boletín Oficial.

La concesión actual vence en diciembre de 2027 y su prórroga requiere dictamen de la Procuración del Tesoro y resolución del ENARGAS. El organismo regulador ya realizó la audiencia pública correspondiente y elevó el expediente, pero la decisión final sigue pendiente.

Sin esa formalización, el valor de Metrogas se reduce de manera significativa: consultoras que siguen la operación estiman que la falta de extensión podría recortar entre 40% y 50% el precio que YPF aspira a obtener. Citi, que lidera la operación, ya distribuyó información financiera a los interesados, pero el proceso no puede cerrarse sin la definición del Gobierno.

Metrogas es un activo estratégico por su escala y por la estabilidad que recuperó tras la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) 2025–2030, que ordenó ingresos y mejoró la ecuación económica del sector. La empresa atiende a más de 2,4 millones de usuarios en el AMBA, concentra cerca del 28% del mercado nacional y opera en la zona de mayor densidad y estabilidad de demanda del país.

Sus ventas anuales superan los 800 millones de dólares y su EBITDA ronda los 150 millones, según información distribuida a los potenciales compradores.

Tres grupos avanzan en la puja. El primero está integrado por el Grupo Neuss, Mubadala Capital y SIA Capital, una alianza que combina capital local con fondos internacionales de gran escala. El segundo es Central Puerto, que busca integrar distribución a su portafolio de generación y midstream.

El tercero corresponde a un grupo que no fue identificado públicamente, pero que según fuentes del mercado incluye actores con presencia en distribución eléctrica y fondos internacionales que ya firmaron acuerdos de confidencialidad. Cualquiera de los interesados deberá lanzar una oferta pública de adquisición (OPA) por el resto de las acciones, dado que YPF controla el 70% pero el capital restante está en manos de ANSES, Integra Gas Distribution y el mercado.

La venta se produce en un contexto donde YPF busca concentrar recursos en su negocio principal —la producción de petróleo y gas— y reducir exposición en actividades reguladas con retornos más bajos. La compañía estatal necesita liquidez para financiar su plan de inversiones en Vaca Muerta y en proyectos de infraestructura asociados al crecimiento del shale.

Metrogas, con su ecuación económica estabilizada y su escala consolidada, se convirtió en un activo vendible en un momento donde el Gobierno impulsa una mayor participación privada en sectores regulados.

El proceso, sin embargo, no está exento de riesgos. La reasignación de capacidad de transporte realizada por la Secretaría de Energía —la primera en 20 años— modificó la estructura de costos de las distribuidoras. Metrogas debió contratar capacidad en dólares en el Gasoducto Perito Moreno y ceder capacidad previamente contratada en pesos a Ecogas, lo que alteró su ecuación operativa.

Además, el mercado mayorista enfrenta tensiones por la definición del precio del gas para el invierno, lo que agrega incertidumbre al negocio regulado.

Para los interesados, la clave es la previsibilidad. La extensión de la licencia, la estabilidad del marco tarifario y la continuidad de la RQT son condiciones necesarias para cerrar la operación. Para el Gobierno, la venta representa una señal de normalización del sector y de reducción de la participación estatal en actividades reguladas. Para YPF, es una oportunidad de fortalecer su balance y concentrarse en su core upstream.

La definición podría llegar en las próximas semanas. La operación no solo reconfigurará el mapa de la distribución de gas, sino que también marcará el tono de la relación entre el Estado, los reguladores y los inversores en un año donde cada decisión energética tiene impacto macroeconómico.

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Las distribuidoras de gas natural entraron en la fase más delicada del año: deben cerrar antes del 30 de abril los contratos de abastecimiento para cubrir el pico de demanda residencial del invierno, pero lo hacen sin la certeza de que el Gobierno autorizará trasladar a tarifas los precios que surjan de la negociación con las productoras. La indefinición coloca al mercado en un equilibrio inestable, donde cada decisión tiene impacto financiero, regulatorio y político.

Los contratos de muy corta duración —45, 60 o 90 días—, que se utilizan para cubrir los días de mayor consumo, ya se negocian por encima de los 10 dólares por millón de BTU, según admiten en privado las productoras. Ese valor contrasta con los 3,80 dólares reconocidos hoy en los cuadros tarifarios vigentes desde abril, publicados por el ENARGAS.

La brecha es tan grande que las distribuidoras se resisten a convalidar precios que podrían no ser reconocidos en las facturas, especialmente en un contexto donde el Ministerio de Economía busca consolidar la desaceleración inflacionaria.

La Secretaría de Energía, bajo la órbita de Economía, monitorea la negociación entre privados, pero aún no definió el precio estacional del gas para el invierno. La decisión se enmarca en la emergencia energética prorrogada por los DNU 55/2023, 1023/24, 370/25 y 49/26, que habilita revisiones extraordinarias y ajustes mensuales.

Sin embargo, el Gobierno enfrenta un dilema: autorizar un traslado pleno del costo del gas podría presionar la inflación, pero impedirlo obligaría a las distribuidoras a asumir un riesgo financiero que no están dispuestas a tomar.

A la tensión por el precio se suma el reordenamiento del sistema de transporte, que modificó por primera vez en dos décadas la asignación de capacidad entre cuencas. La Secretaría de Energía reconfiguró el esquema para reflejar la centralidad de Vaca Muerta, lo que obligó a Naturgy y Metrogas —las principales distribuidoras del AMBA— a contratar capacidad en dólares en el Gasoducto Perito Moreno, operado por TGS, y a ceder capacidad previamente contratada en pesos a Ecogas.

La transferencia incluyó negocios asociados a la comercialización de gas en períodos de baja demanda, lo que generó fricciones adicionales en un mercado que todavía asimila el cambio.

El abastecimiento de GNL es otro punto crítico. La Secretaría avanzó con la licitación para contratar un agregador comercial que importe y revenda cargamentos de GNL, y Naturgy presentó la oferta más competitiva, con una prima de 4,50 dólares por millón de BTU. Pero aún no está claro si el Gobierno convalidará ese esquema o si mantendrá el modelo vigente desde 2008, con Enarsa a cargo de las importaciones.

La estatal ya adjudicó dos cargamentos para la segunda quincena de mayo, con primas inferiores a 0,50 dólares, uno de ellos a la propia Naturgy. La coexistencia de ambos modelos —agregador privado y Enarsa— abre un interrogante sobre la señal de precios que finalmente se trasladará al mercado.

En este contexto, Economía evalúa alternativas intermedias. Una opción es autorizar un precio de gas para tarifas entre 5 y 6 dólares por millón de BTU —por encima del valor actual, pero por debajo de los contratos invernales— y diferir la diferencia mediante instrumentos regulatorios como las diferencias diarias acumuladas (DDA’s).

Ese mecanismo permitiría que las distribuidoras recuperen más adelante la brecha entre el precio reconocido en tarifas y el efectivamente pagado a los productores. Sin embargo, las empresas advierten que el sistema no funcionó de manera consistente en los últimos 20 años y que asumir ese costo financiero sin garantías es riesgoso.

Las productoras, en cambio, sostienen que la situación financiera de las distribuidoras es hoy más sólida tras la revisión quinquenal tarifaria cerrada el año pasado, que ordenó ingresos y mejoró la ecuación económica del sector. Consideran que existe margen para acordar precios sin comprometer la estabilidad del sistema.

Quedan por contractualizar unos 10 millones de metros cúbicos diarios, cerca del 10% del pico de demanda residencial, que en los días más fríos puede superar los 90 MMm³/día. Pero el sistema completo —incluida generación eléctrica e industria— requiere más de 140 MMm³/día en invierno. La definición del precio estacional será determinante para evitar tensiones de abastecimiento, compras spot más caras o un mayor uso de combustibles líquidos.

El mercado necesita una señal en las próximas dos semanas. La decisión final dependerá del equilibrio que Economía logre entre precios, inflación y seguridad energética. En un invierno donde cada dólar del sistema gasífero tiene impacto fiscal, político y social, el margen de error es mínimo.

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La Expo San Juan Minera sumará este año un espacio específico para visibilizar el trabajo de las mujeres en la industria y generar oportunidades concretas de empleo y formación.

La iniciativa, impulsada por el Ministerio de Minería de San Juan y organizaciones como WIM Argentina, busca conectar a trabajadoras, estudiantes y profesionales con empresas proveedoras y operadoras que hoy enfrentan una demanda creciente de talento técnico. El objetivo es productivo: ampliar la base laboral del sector y fortalecer la competitividad de la cadena minera provincial.

La participación femenina en la minería argentina alcanza el 14,4% del empleo total, según datos oficiales de la Secretaría de Minería de la Nación. En San Juan, la cifra crece de la mano de programas de capacitación, cupos internos y acuerdos con instituciones educativas.

La Expo funcionará como un punto de encuentro entre empresas que necesitan incorporar personal y mujeres que buscan insertarse en áreas como operación de equipos, geología, mantenimiento, seguridad, laboratorios y logística. La presencia de WIM Argentina suma un componente clave: mentorías, formación técnica y acompañamiento para el ingreso laboral.

El espacio de género dentro de la Expo no se plantea como un panel simbólico, sino como una herramienta para acelerar la profesionalización. Las empresas proveedoras podrán identificar perfiles, presentar programas de formación y mostrar casos de incorporación exitosa.

Para las operadoras, la inclusión femenina es un criterio cada vez más relevante en estándares ESG y en procesos de financiamiento internacional. Organismos como el ICMM y el BID sostienen que la diversidad mejora productividad, seguridad y desempeño operativo, un argumento que ya forma parte de las estrategias de las compañías que operan en la provincia.

La minería sanjuanina atraviesa una etapa de expansión que demanda más personal calificado. La incorporación de mujeres permite ampliar la base de talento y reducir brechas en áreas críticas.

La Expo ofrecerá charlas técnicas, espacios de networking y actividades orientadas a mostrar trayectorias reales dentro de la industria. El Ministerio de Minería busca que la iniciativa se traduzca en empleo efectivo, con articulación entre empresas, instituciones educativas y organizaciones especializadas.

San Juan consolida así una agenda de inclusión productiva alineada con las exigencias actuales del sector. La provincia entiende que la competitividad minera no depende solo de inversión y geología, sino también de la capacidad de sumar talento diverso y calificado. Con un mercado laboral que se profesionaliza y una cadena de valor que crece, la Expo se convierte en una plataforma para acelerar oportunidades y fortalecer el desarrollo minero provincial.

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La definición de la traza del gasoducto a Brasil abre un debate que excede lo técnico: si Argentina construye un corredor pensado solo para un comprador, queda expuesta a un sistema rígido y sin capacidad de sumar mercados.

Integrar a Paraguay en la ruta permite diversificar demanda, habilitar financiamiento regional y evitar que el país repita un cuello de botella estructural en plena expansión del gas de Vaca Muerta.

La negociación entre Argentina y Brasil por la futura conexión gasífera entró en su fase más sensible: definir la traza del ducto que llevará el gas de Vaca Muerta al mayor mercado industrial de Sudamérica.

El documento técnico bilateral ordenó las alternativas posibles, pero dejó abierta la decisión estratégica: si el proyecto se orientará exclusivamente a abastecer a Brasil o si se construirá un corredor regional que incluya a Paraguay y permita futuras derivaciones hacia Uruguay y el NEA. La diferencia es estructural. De ella depende si el país consolida un sistema diversificado o si queda atado a un único comprador durante décadas.

El análisis técnico muestra que la opción más robusta es la que atraviesa la zona de las Tres Fronteras. Ese corredor permite integrar a Paraguay, un país sin producción propia, dependiente de combustibles líquidos y con demanda industrial en expansión.

Si el ducto pasa por su territorio, Paraguay se convierte en cliente inmediato y estable, sin necesidad de grandes volúmenes para justificar la conexión. Además, habilita un nodo desde el cual pueden proyectarse ramales hacia el NEA —hoy abastecido con gas caro y vulnerable— y, a futuro, hacia Uruguay a través del litoral.

Las alternativas que evitan Paraguay reducen el alcance del proyecto. El cruce por Monte Caseros es técnicamente viable, pero no agrega mercado propio ni diversificación comercial.

Un ducto directo hacia el sur brasileño concentra toda la operación en un único destino y replica un problema conocido: infraestructura diseñada para un solo cliente que, ante un cambio de condiciones, se convierte en un cuello de botella. Es el mismo patrón que limitó durante años la capacidad exportadora del sistema troncal y que dejó al país sin margen para aprovechar oportunidades regionales.

El nuevo marco regulatorio, que habilita gasoductos de acceso restringido y financiamiento privado, refuerza la necesidad de definir bien el diseño.

Si el ducto se construye a medida de un único comprador, la capacidad quedará condicionada por ese contrato. Si se diseña con nodos intermedios y posibilidad de ampliación modular, el país gana flexibilidad para sumar mercados, reducir riesgo y evitar dependencia comercial. La elección no es solo técnica: es una decisión de política energética regional que marcará la próxima década.

Brasil seguirá siendo el destino principal del gas neuquino, pero la integración por Paraguay permite construir un sistema más equilibrado, con múltiples clientes y mayor resiliencia.

La región de las Tres Fronteras es el único punto donde convergen tres mercados y donde un ducto puede cumplir simultáneamente funciones de exportación, abastecimiento interno y apertura de nuevos corredores. La definición de la traza determinará si Argentina consolida una estrategia de integración regional o si vuelve a quedar limitada por la falta de infraestructura.

El desafío es anticipar la demanda futura y evitar repetir errores. Diseñar un ducto que solo mire a Brasil resuelve el corto plazo, pero deja al país expuesto. Diseñar un corredor que incluya a Paraguay y permita derivaciones abre una agenda de integración energética más amplia y reduce el riesgo de quedar atrapado en un sistema rígido. La decisión marcará el lugar de Argentina en el mapa energético del Cono Sur.

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El Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones ingresó en su etapa de mayor escala desde su creación. Según datos oficiales del Ministerio de Economía, más de 35 proyectos fueron presentados bajo el régimen, por un monto superior a USD 80.000 millones. De ese total, 13 proyectos ya están aprobados, con compromisos que alcanzan USD 28.000 millones.

La flexibilización reciente amplió plazos, ajustó criterios técnicos y habilitó proyectos modulares, lo que aceleró la llegada de nuevas carpetas en energía, minería e infraestructura.

El cambio ocurre en un contexto macro más estable. La corrección fiscal y monetaria redujo la incertidumbre y mejoró la lectura de riesgo país. A la vez, la transición energética global y la demanda de minerales críticos aumentan el valor estratégico de cada proyecto productivo.

En este escenario, el RIGI se consolidó como una herramienta central para atraer capital de largo plazo y ordenar inversiones intensivas en CAPEX.

Las implicancias son directas. Las empresas ganan un marco más claro para estructurar financiamiento y planificar inversiones escalonadas. Los proveedores acceden a un mercado en expansión que demanda ingeniería, construcción, servicios industriales, logística y equipamiento.

Las provincias con recursos energéticos o mineros pueden vincular proyectos locales a un régimen nacional más competitivo. Además, el sistema energético y minero suma una vía concreta para acelerar obras de producción, transporte y exportación.

Los escenarios muestran caminos distintos. En un escenario base, el régimen consolida los 13 proyectos aprobados, avanza con los que están en evaluación y suma parte de las nuevas carpetas.

En un escenario optimista, la combinación de estabilidad macro, reglas claras y financiamiento externo habilita una segunda ola que supera las tres decenas de proyectos activos, con impacto directo en Vaca Muerta, cobre, litio e infraestructura logística. En un escenario restrictivo, la volatilidad financiera o demoras regulatorias podrían frenar decisiones y dejar parte del pipeline en espera.

La expansión del régimen requiere una estrategia que transforme inversiones en capacidad productiva sostenida. Cada proyecto debería integrar planes de abastecimiento local, infraestructura de uso común y programas de capacitación para fortalecer proveedores.

Además, un sistema público de seguimiento con montos ejecutados, plazos y participación de pymes aportaría previsibilidad. Un RIGI estable, transparente y orientado a cadenas de valor puede acelerar inversiones y consolidar un ciclo de crecimiento en sectores estratégicos.

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Tierra del Fuego atraviesa una etapa de reacomodamiento en su producción hidrocarburífera, con foco en mantener la actividad en los yacimientos maduros y asegurar la continuidad operativa en un contexto de declino natural.

La provincia incorporó nuevos equipos de workover y pulling para reforzar tareas de mantenimiento, reparación y optimización de pozos, una necesidad clave para sostener volúmenes en campos que requieren intervención permanente.

La empresa provincial Terra Ignis tomó un rol más activo en la coordinación de estas operaciones, en un esquema que combina recursos propios con servicios contratados. El objetivo es estabilizar la producción y evitar caídas bruscas en áreas donde la actividad depende de intervenciones frecuentes para recuperar caudales, mejorar la inyección y resolver fallas mecánicas.

Los equipos incorporados permiten acelerar trabajos de pulling, reacondicionamiento y limpieza de pozos, además de intervenciones menores que impactan directamente en la curva de producción diaria.

En yacimientos de baja presión y alta madurez, estas maniobras representan buena parte del esfuerzo operativo y explican por qué la disponibilidad de equipos es un factor crítico para la provincia.

El gobierno fueguino busca consolidar un esquema en el que Terra Ignis tenga mayor capacidad de gestión sobre la actividad, con el objetivo de ordenar la operación, mejorar la planificación y reducir tiempos muertos.

La estrategia apunta a sostener la producción local, garantizar el abastecimiento interno y preservar la actividad económica asociada a los hidrocarburos, que sigue siendo uno de los pilares fiscales de la provincia.

El refuerzo operativo llega en un momento en el que Tierra del Fuego necesita estabilizar su base productiva y definir un horizonte de inversiones que permita extender la vida útil de los yacimientos.

La disponibilidad de equipos y la capacidad de intervención continua serán determinantes para evitar un declino acelerado y mantener la actividad en niveles compatibles con las necesidades provinciales.

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El sector hidrocarburífero presentó sus proyecciones hacia 2035 y ubicó a Vaca Muerta en el centro del mapa energético nacional. El informe técnico que circula entre operadoras y consultoras plantea un escenario en el que la cuenca neuquina deja de ser un proyecto de autoabastecimiento y pasa a consolidarse como plataforma exportadora, con un crecimiento sostenido en petróleo y gas y un rol decisivo de la infraestructura.

La producción de petróleo alcanzó en 2026 los 890.000 barriles diarios, un nivel que supera el declino histórico y se encamina a romper el récord de fines de los 90. En gas, la actividad llegó a 161 millones de metros cúbicos por día, el registro más alto en dos décadas.

Este salto permitió revertir la balanza energética: del déficit de USD 4.300 millones en 2022 se pasó a un superávit cercano a USD 7.800 millones, con un aporte acumulado de USD 12.000 millones en tres años.

El informe también destaca la caída de los subsidios energéticos, que promediaron 1,7% del PBI durante la última década y bajaron a 0,6% en 2025, impulsados por la mayor producción local y la menor dependencia del GNL importado.

El eje de la expansión futura es el GNL. El escenario moderado prevé dos buques de licuefacción en el Golfo San Matías entre 2027 y 2028, con una capacidad conjunta de 5,95 MTPA y un gasoducto dedicado de 27 millones de metros cúbicos diarios desde Tratayén.

El escenario expansivo proyecta 24 MTPA hacia 2030 y gasoductos por 85 millones de metros cúbicos diarios, un salto que exige financiamiento de gran escala.

La infraestructura aparece como el factor decisivo. Para sostener un crecimiento del 5% anual se requiere la puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Sur —que aportará 550.000 barriles diarios en 2026—, el refuerzo de las exportaciones a Chile y la ampliación del sistema de transporte de gas.

El escenario de mayor desarrollo adelanta obras clave, como el tramo Tratayén–La Carlota, y eleva la capacidad del oleoducto a 700.000 barriles diarios.

El informe advierte que las cuencas convencionales siguen siendo necesarias para equilibrar el sistema: aportan empleo, sostienen producción madura y proveen el crudo pesado que las refinerías necesitan y que el shale no genera.

Los escenarios hacia 2035 plantean un sector que podría alcanzar 1,6 millones de barriles diarios de petróleo, un aumento del 75% en gas y un nivel de inversiones superior a USD 15.000 millones anuales, con un superávit energético que podría superar los USD 20.000 millones y regalías provinciales por USD 7.600 millones.

El potencial está claro. La incógnita es si Argentina podrá financiar y ejecutar la infraestructura que define cuál de los dos escenarios —moderado o expansivo— será posible.

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El crecimiento sostenido de Vaca Muerta volvió a poner en primer plano el rol de las pymes que integran el tercer anillo de proveedores.

Son las empresas que sostienen la operación diaria —transporte, logística, alquiler de vehículos, servicios auxiliares— y que hoy enfrentan un escenario de mayor demanda, pero también de mayores exigencias para poder escalar dentro de la cadena de valor.

Lucas Albanesi, gerente comercial de una firma con presencia en la cuenca, describió la estructura real del sector: un primer anillo compuesto por las grandes operadoras; un segundo anillo integrado por compañías multinacionales de servicios especiales; y un tercer anillo formado por pymes locales que dan soporte a los dos anteriores.

La brecha entre esos niveles sigue siendo amplia y condiciona la capacidad de crecimiento de las empresas más chicas.

Uno de los desafíos inmediatos es la localización. Muchas pymes aún operan fuera de los parques industriales, lo que limita su competitividad y su acceso a proyectos de mayor escala.

La concentración de actividad en zonas específicas de Neuquén obliga a contar con infraestructura adecuada, algo que no todas las firmas pueden financiar sin apoyo público o sin mecanismos de integración más claros.

A esto se suma un fenómeno que ya se siente en la provincia: un segundo aluvión migratorio. La llegada de trabajadores con distintos niveles de formación genera tensiones en el mercado laboral y obliga a acelerar la capacitación técnica.

Para responder a esa demanda, YPF creó en 2026 el Instituto Vaca Muerta, con cursos cortos orientados a oficios específicos que permiten insertar talento local en los dos primeros anillos, donde la barrera de entrada es más alta.

En paralelo, crecen los espacios de vinculación empresarial. La quinta edición de Conectando Vaca Muerta, que se realizará en el Distrito Industrial de Río Neuquén, apunta a reunir a más de mil participantes y a facilitar reuniones directas entre áreas de compras y pymes.

La primera edición había convocado a apenas 150 asistentes del tercer anillo; hoy el evento incorpora a actores de toda la cadena y utiliza herramientas digitales para coordinar encuentros de quince minutos entre empresas.

El avance de Vaca Muerta abre oportunidades, pero también expone los límites del modelo actual. Las pymes sostienen la operación y generan la mayor parte del empleo, pero siguen lejos de los contratos de mayor valor.

La discusión de fondo es si podrán escalar hacia actividades más complejas o si el esquema de tres anillos continuará consolidando la concentración en los niveles superiores.

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La escalada del conflicto en Medio Oriente volvió a sacudir los precios internacionales del petróleo y del gas, y el impacto ya se siente en la economía argentina. Las proyecciones del sector estiman que, con los valores actuales, el país podría sumar alrededor de USD 10.000 millones adicionales por año al superávit energético.

Con el Brent cerca de USD 90 y el gas TTF en torno a USD 16,2 por MMBTU, algunos escenarios plantean que, hacia 2030, el saldo energético podría acercarse o incluso superar al del complejo agroexportador.

El impulso llega principalmente por el lado del petróleo. Entre enero de 2025 y febrero de 2026, las exportaciones de crudo alcanzaron USD 11.899 millones, mientras que las de gas sumaron USD 764 millones. La diferencia muestra con claridad dónde está hoy la fortaleza del sector y dónde persiste la vulnerabilidad.

La mejora de precios internacionales favorece a Vaca Muerta y consolida su rol como generador de divisas, pero el gas sigue siendo el punto crítico del sistema.

La necesidad de importar GNL durante los meses fríos vuelve a presionar las cuentas públicas. Los precios internacionales del gas licuado están entre 20% y 35% más altos que el invierno pasado, lo que encarece la factura energética y se traslada a los combustibles.

Ese aumento ya impactó en la inflación de marzo, que cerró en 3,4%, con transporte entre los rubros más afectados.

El Gobierno sostiene que el efecto neto del shock externo es positivo, pero admite que la volatilidad global obliga a acelerar decisiones internas. La expansión de Vaca Muerta, la capacidad de transporte y la reducción de la dependencia del GNL siguen siendo los puntos que condicionan el resultado final. Sin resolver ese cuello, la mejora por el lado del petróleo queda parcialmente neutralizada.

El conflicto en Medio Oriente reordenó los precios y volvió a poner a la energía en el centro de la agenda económica.

Para Argentina, la oportunidad existe, pero depende de avanzar en infraestructura y de reducir la exposición a un mercado internacional cada vez más inestable.

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El avance de la actividad en Vaca Muerta volvió a mover población hacia Neuquén y las localidades que sostienen la operación del shale. En los últimos años se consolidó un flujo constante de trabajadores y familias que se instalan en el corredor petrolero, generando un crecimiento demográfico que supera con amplitud el promedio nacional.

El movimiento se concentra en Neuquén capital, Plottier, Centenario, San Patricio del Chañar y, sobre todo, Añelo, donde la capacidad urbana quedó por detrás del ritmo de llegada de nuevos residentes.

La dinámica está directamente vinculada a la estructura productiva del sector. El shale demanda operarios especializados, servicios petroleros, logística, construcción y actividades de apoyo que se expanden a medida que crece la perforación.

A esto se suma la migración por expectativa salarial: Neuquén mantiene uno de los ingresos promedio más altos del país y atrae trabajadores incluso sin empleo asegurado. La combinación de ambos factores presiona la oferta de vivienda y los servicios públicos.

El impacto territorial es evidente. Las ciudades del corredor registran aumentos en el precio del alquiler, expansión de barrios periféricos y una demanda creciente de agua, cloacas, electricidad, transporte y equipamiento social.

Las rutas 7, 8, 51 y 67 operan con niveles de tránsito que superan su diseño original, combinando vehículos livianos, transporte de personal y camiones vinculados a la actividad energética. La saturación se refleja en tiempos de traslado más largos y en un incremento de la accidentología.

Añelo concentra las mayores tensiones. La localidad funciona como base operativa del shale y reúne trabajadores, servicios y logística, pero su infraestructura urbana no acompañó el ritmo de crecimiento. La presión sobre vivienda, servicios y movilidad obliga a planificar ampliaciones que exceden la capacidad municipal y requieren coordinación provincial y nacional.

La evolución demográfica tiene efectos directos sobre la industria. La disponibilidad de mano de obra, la rotación de personal y los costos operativos dependen de que las ciudades puedan absorber el crecimiento.

La infraestructura urbana —rutas, servicios públicos, vivienda y transporte— se vuelve parte del costo energético y condiciona la competitividad del shale. Sin mejoras sostenidas, los límites al desarrollo no provienen del subsuelo, sino del territorio.

El desafío es alinear planificación urbana y planificación energética. La expansión del shale seguirá atrayendo población y actividad económica. Anticipar esa demanda, coordinar inversiones y fortalecer la infraestructura del corredor petrolero es clave para sostener el crecimiento y evitar cuellos de botella que afecten la operación.

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El crecimiento del shale en Neuquén está modificando la estructura del negocio del gas. La mayor presencia de etano, propano, butano y gasolinas naturales en la producción reciente obliga a ampliar plantas de tratamiento, poliductos y capacidad de fraccionamiento.

Ese cambio, que durante años pasó desapercibido, hoy condiciona el ritmo de perforación y define dónde se concentran las inversiones de mayor escala.

La explicación es geológica y económica. El gas no convencional llega a superficie con una proporción de líquidos mucho más alta que la del gas convencional. Ese diferencial mejora el poder calorífico y eleva el valor del producto transportado.

Mientras el metano se comercializa a precios regulados en el mercado interno, los líquidos tienen referencias internacionales y permiten sostener la ecuación económica del upstream incluso cuando la demanda local está cubierta.

La presión sobre el sistema se siente en toda la cadena. Las plantas de acondicionamiento operan cerca de su límite y los operadores avanzan con ampliaciones que requieren inversiones de largo plazo.

Los proyectos incluyen más capacidad de procesamiento en Neuquén, nuevos tramos de poliductos hacia el sur y expansiones en el polo petroquímico de Bahía Blanca, donde se separan los componentes del gas y se definen los flujos de exportación. El RIGI se convirtió en el marco elegido para asegurar estabilidad fiscal y acelerar obras que superan los mil millones de dólares.

El destino de los líquidos muestra la diversidad del negocio. El etano alimenta la producción de polietileno; el propano y el butano abastecen el mercado de garrafas del norte argentino y de Brasil; y las gasolinas naturales se integran a mezclas para refinerías o se exportan según condiciones de mercado.

La demanda externa también se volvió más dinámica: países asiáticos incorporaron cargamentos argentinos para cubrir faltantes puntuales y pagaron primas significativas para asegurar suministro.

La expansión del midstream de gas marca la próxima etapa de Vaca Muerta. Sin más capacidad de tratamiento y fraccionamiento, el crecimiento del shale se desacelera. Con nuevas plantas y poliductos, el país puede ampliar exportaciones, fortalecer el polo petroquímico y sumar una fuente de divisas menos expuesta a los ciclos del petróleo.

El desarrollo del gas rico convierte a los líquidos en un componente estratégico y abre una agenda de inversiones que trasciende al upstream.

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El uso del celular para pagar combustible crece con fuerza en todo el país. Las estaciones de servicio integraron QR interoperable, NFC y apps propias, lo que aceleró la adopción de pagos digitales en un segmento históricamente dominado por efectivo y tarjetas físicas.

Según datos del sistema financiero, los pagos móviles superan los 1.500 millones de transacciones anuales en Argentina, un volumen que impulsa la competencia entre bancos, fintech y petroleras por captar usuarios en un mercado de alto ticket promedio.

El fenómeno responde a un cambio estructural. La digitalización del sistema financiero redujo el uso de efectivo, mientras que las petroleras incorporaron apps para fidelización, descuentos y trazabilidad del consumo. El combustible es uno de los rubros con mayor monto por operación, lo que vuelve al segmento especialmente atractivo para emisores y procesadores de pago.

En paralelo, la interoperabilidad del QR permitió que cualquier usuario pague en cualquier estación sin fricción, acelerando la adopción tanto en grandes centros urbanos como en localidades del interior.

El impacto es amplio. Para los usuarios, el pago móvil reduce tiempos, mejora la seguridad y habilita descuentos bancarios y fintech. Para las estaciones, disminuye el manejo de efectivo, ordena la operación y permite integrar datos de consumo en la gestión comercial.

Para proveedores tecnológicos, crece la demanda de POS inteligentes, QR dinámico, NFC y soluciones para flotas y logística. El sector incorpora así una capa digital que mejora eficiencia y competitividad.

En una proyección conservadora, el pago móvil se afianza primero en las estaciones de mayor volumen y luego avanza hacia el interior a medida que mejora la conectividad y se renuevan los sistemas de cobro.

El crecimiento se sostiene por descuentos bancarios, la interoperabilidad del QR y la adopción de apps de fidelización, mientras el efectivo sigue presente en zonas donde la infraestructura digital todavía es limitada.

La digitalización del pago en combustibles abre espacio para mejorar eficiencia y planificación. La integración de datos de consumo, la expansión de infraestructura digital en estaciones del interior y el desarrollo de soluciones para flotas pueden fortalecer la competitividad del sector.

Un ecosistema de pagos estable, interoperable y orientado a servicios permite reducir costos operativos, mejorar la experiencia del usuario y preparar al mercado para nuevas formas de movilidad.

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El ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Franklin Molina Ortiz Paz, reconoció que la nacionalización del sector no logró sostener la producción ni reponer reservas al ritmo necesario. La caída del gas se profundizó en los últimos años, la inversión privada no acompañó el modelo vigente y el país enfrenta dificultades para abastecer su mercado interno y cumplir compromisos externos.

El gobierno admite que deberá revisar el marco regulatorio para evitar un deterioro mayor.

El giro ocurre en un momento clave para la región. Bolivia fue, desde fines de los 90, el principal proveedor de gas del Cono Sur, pero el declino productivo redujo envíos a Brasil y Argentina. En paralelo, los países vecinos avanzaron con marcos más competitivos y atrajeron inversiones en exploración, producción e infraestructura.

La transición energética y la necesidad de seguridad de suministro aceleran estos cambios y reordenan el mapa energético sudamericano.

El impacto es directo. La menor disponibilidad de gas boliviano explica la inestabilidad del suministro al NOA y refuerza la urgencia de completar la reversión del Gasoducto Norte. Para las empresas, el reconocimiento oficial de las limitaciones del modelo anticipa posibles ajustes regulatorios que podrían abrir oportunidades en exploración y recuperación de campos maduros.

Para las provincias del norte argentino, la situación acelera la necesidad de integrarse a la red de Vaca Muerta y fortalecer infraestructura de transporte y almacenamiento.

Los escenarios plantean caminos distintos. En uno base, Bolivia avanza con ajustes graduales para recuperar producción y estabilizar su mercado interno. En uno optimista, una reforma más profunda atrae capital privado y permite recomponer reservas, mejorando la seguridad energética regional.

En uno restrictivo, la falta de inversión prolonga el declive y obliga a una mayor dependencia de importaciones, con impacto fiscal y operativo.

La evolución del sector boliviano obliga a la región a revisar prioridades. La integración de infraestructura, la diversificación de fuentes y la expansión de redes de transporte pueden fortalecer la seguridad energética del Cono Sur.

Un enfoque coordinado, con reglas previsibles y proyectos de largo plazo, permitiría sostener la oferta regional y acompañar la transición hacia matrices más competitivas.

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El Gobierno de Mendoza participó de una agenda internacional que incluyó reuniones técnicas en Chile y una misión institucional en Canadá, donde se analizaron estándares operativos, marcos regulatorios y oportunidades de integración en la cadena cuprífera.

La presencia provincial apunta a fortalecer su posicionamiento en la agenda minera regional y a incorporar información estratégica en un momento donde el cobre vuelve a ocupar un rol central por su demanda en electrificación, infraestructura y tecnologías de transición energética.

El contexto regional explica el movimiento. Chile mantiene liderazgo global en producción y reservas, con un ecosistema consolidado de proveedores, centros tecnológicos y marcos regulatorios estables. Canadá, por su parte, es referencia en gobernanza minera, estándares ambientales y desarrollo de proveedores especializados.

Mendoza, con un potencial geológico reconocido pero condicionado por restricciones normativas, busca actualizar información técnica y evaluar modelos de gestión que permitan proyectar escenarios de desarrollo futuro.

Las implicancias alcanzan a proveedores, logística y planificación territorial. La industria del cobre demanda ingeniería, metalmecánica, transporte, servicios ambientales y soluciones de mantenimiento de alta complejidad. La posibilidad de articular con empresas y organismos de Chile y Canadá abre un espacio para que proveedores mendocinos accedan a estándares y prácticas que podrían fortalecer su competitividad.

También permite observar cómo se organizan los corredores logísticos transfronterizos y qué infraestructura es necesaria para sostener proyectos de gran escala.

Los escenarios muestran caminos distintos para la provincia. En un escenario base, Mendoza mantiene su política actual y utiliza estos vínculos para fortalecer capacidades técnicas y empresariales sin avanzar en nuevos desarrollos metalíferos. En un escenario optimista, la actualización de información y el diálogo internacional permiten diseñar un marco normativo más claro y previsible, capaz de atraer inversiones en exploración.

En un escenario restrictivo, la falta de consenso interno o la volatilidad macroeconómica podrían limitar cualquier avance y mantener la actividad en niveles mínimos.

La presencia de Mendoza en la agenda del cobre refleja la necesidad de comprender cómo evoluciona un sector clave para la transición energética y qué capacidades requiere la provincia para no quedar al margen de una cadena cuprífera que crece en escala y complejidad en América.

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El Gobierno destacó que los complejos de energía y minería están incrementando su aporte a la generación de divisas y que, en los próximos años, podrían acercarse o incluso superar en ciertos escenarios a sectores tradicionales en volumen exportador.

El planteo se apoya en la expansión de Vaca Muerta, el crecimiento de las exportaciones de petróleo y gas, y en la proyección de nuevos proyectos mineros —particularmente litio y cobre— que se encuentran en construcción o en etapas de preinversión. La combinación de estos factores comienza a modificar la composición de la balanza comercial argentina.

El contexto macroeconómico explica la relevancia del tema. La balanza energética pasó de registrar déficit a mostrar superávit en los últimos períodos, impulsada por el aumento de la producción no convencional y la ampliación de la infraestructura de transporte. En paralelo, la minería consolidó un sendero de crecimiento sostenido, con proyectos que buscan entrar en operación en la segunda mitad de la década.

La comparación con el agro surge de la necesidad de diversificar la matriz exportadora y reducir la dependencia de un solo complejo productivo.

Las implicancias alcanzan a toda la cadena de valor. En energía, la expansión de la producción impulsa demanda de servicios de perforación, logística, metalmecánica, transporte, ingeniería y soluciones ambientales. En minería, los proyectos de litio y cobre requieren construcción, equipamiento, servicios industriales y proveedores especializados en procesos extractivos.

Ambos sectores generan empleo directo e indirecto y movilizan inversiones de largo plazo, con efectos sobre infraestructura, transporte y servicios regionales.

Los escenarios muestran distintos niveles de impacto. En un escenario base, la continuidad de obras como VMOS y la ampliación de gasoductos sostiene el crecimiento exportador energético. En minería, los proyectos en construcción comienzan a aportar volúmenes crecientes hacia la segunda mitad de la década.

En un escenario optimista, la entrada de nuevos desarrollos de cobre y la consolidación del litio amplían el flujo de divisas y fortalecen la balanza comercial. En un escenario restrictivo, demoras regulatorias o dificultades de financiamiento podrían ralentizar el ritmo de expansión.

La mayor participación de energía y minería en las exportaciones abre un nuevo eje de competitividad para la economía argentina. La capacidad de sostener inversiones, asegurar estabilidad regulatoria y fortalecer la cadena de proveedores será determinante para que ambos sectores consoliden su aporte a la generación de divisas y contribuyan a una estructura exportadora más diversificada.

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Las obras del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) movilizaron cerca de 10.000 puestos de trabajo directos e indirectos durante la etapa de construcción en Río Negro y consolidaron una red de proveedores donde alrededor del 60% tiene origen provincial.

El avance del oleoducto y de la infraestructura asociada —plantas, caminos, servidumbres y logística— generó un nivel de actividad que fortaleció la presencia de empresas locales en contratos de obra y servicios. La magnitud del proyecto lo posiciona como uno de los desarrollos energéticos más relevantes del país en términos de empleo y capacidad exportadora.

El contexto explica la escala del impacto. VMOS es la obra que permitirá evacuar crudo de Vaca Muerta hacia Punta Colorada, ampliando la capacidad exportadora y reduciendo cuellos de botella en el sistema de transporte. La construcción de ductos, estaciones de bombeo y obras complementarias demanda mano de obra intensiva y una logística compleja que involucra transporte, metalmecánica, ingeniería, servicios ambientales y provisión de insumos.

La decisión de priorizar proveedores rionegrinos responde a una política provincial orientada a maximizar el derrame local.

Las implicancias alcanzan a toda la cadena de valor. Las pymes de la región ampliaron su capacidad operativa, incorporaron personal y accedieron a contratos que antes quedaban concentrados en grandes empresas nacionales. La obra también impulsó inversiones en talleres, flotas, equipamiento y certificaciones técnicas.

Para los municipios, el movimiento generó demanda de servicios urbanos, alojamiento, gastronomía y transporte, con un efecto multiplicador que se extendió más allá del sector energético.

Los escenarios muestran distintos ritmos hacia la etapa operativa. En un escenario base, la finalización de las obras principales permite iniciar pruebas y calibraciones durante el año, con un impacto sostenido en mantenimiento y servicios asociados. En un escenario optimista, la ampliación de capacidad y la llegada de nuevos contratos de exportación generan un segundo ciclo de inversiones y empleo.

En un escenario restrictivo, eventuales demoras regulatorias o climáticas podrían extender plazos y afectar la continuidad de algunos servicios.

VMOS se consolida como un proyecto que redefine la matriz productiva de Río Negro. La combinación de obra estratégica, participación de proveedores locales y generación de empleo masivo crea un entramado productivo que puede sostenerse en la etapa operativa. El desafío será mantener la integración de pymes y asegurar que la infraestructura se traduzca en mayor competitividad para toda la cadena energética.

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Santa Cruz expuso el potencial de Palermo Aike en una ronda de reuniones técnicas en Canadá y abrió una agenda de encuentros con operadoras, fondos y empresas de servicios interesadas en la formación. La delegación provincial, acompañada por CGC y referentes del sector, presentó las características geológicas del shale y el estado actual de la exploración en la Cuenca Austral, con el objetivo de atraer inversión para perforaciones y estudios adicionales.

La actividad se desarrolló en un entorno donde los no convencionales ganan relevancia en la transición energética.

El atractivo geológico sostiene el interés. Palermo Aike comparte rasgos con shales desarrollados en Norteamérica y se apoya en infraestructura ya instalada en la Cuenca Austral, lo que reduce costos logísticos y facilita la evacuación de producción.

Estimaciones técnicas preliminares señalan un potencial significativo en recursos no convencionales, lo que convierte a la formación en la principal apuesta fuera de Neuquén. La presencia de CGC y el regreso de YPF a trabajos exploratorios aporta información clave para reducir incertidumbre.

La estrategia provincial incorpora incentivos para atraer capital. Santa Cruz estableció un esquema de regalías reducidas para proyectos no convencionales en Palermo Aike y habilitó la incorporación de la actividad exploratoria a regímenes de inversión que mejoran la ecuación económica de los pozos iniciales.

El objetivo es acelerar la perforación de pozos piloto y generar datos que permitan evaluar la viabilidad de un desarrollo a mayor escala.

El impacto potencial alcanza a la cadena de valor regional. La etapa exploratoria demanda perforación, logística, metalmecánica, transporte, servicios ambientales y equipamiento especializado. La llegada de nuevos operadores puede ampliar la actividad de proveedores locales y atraer empresas de servicios con experiencia en shale.

La provincia busca que el desarrollo se traduzca en empleo, infraestructura y mayor participación de pymes en contratos de campo.

Los escenarios muestran distintos ritmos de avance. En un escenario base, CGC continúa con trabajos de evaluación y YPF suma un nuevo pozo exploratorio, lo que permitirá obtener datos adicionales sobre productividad y presión. En un escenario optimista, los incentivos provinciales y resultados técnicos favorables habilitan un programa de perforación más amplio.

En un escenario restrictivo, los costos operativos elevados y la necesidad de infraestructura adicional podrían demorar la transición hacia un desarrollo masivo.

Palermo Aike se consolida como la principal frontera exploratoria del sur argentino. La combinación de incentivos, presencia internacional y articulación con operadoras busca acelerar la etapa de conocimiento del subsuelo y posicionar a Santa Cruz dentro del mapa no convencional.

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YPF avanzó hacia el cierre del Plan ANDES con la transferencia de un conjunto de áreas convencionales a operadores especializados. El movimiento ordena el portafolio de la compañía y concentra recursos en proyectos donde puede escalar producción y tecnología. Las áreas cedidas son yacimientos maduros de cuencas con declinación natural, que requieren esquemas de gestión más flexibles y estructuras de costos ajustadas a operaciones de baja intensidad.

La decisión permite a YPF enfocarse en desarrollos estratégicos y mantener continuidad productiva en regiones donde la actividad convencional sigue siendo relevante.

El contexto ayuda a entender la estrategia. Las cuencas maduras del país necesitan operadores capaces de trabajar con pozos de baja presión, infraestructura antigua y esquemas de recuperación secundaria. Las provincias impulsan acuerdos que aseguren empleo, actividad y mantenimiento de instalaciones.

El Plan ANDES se inscribe en ese marco: YPF retiene los activos donde puede generar mayor valor y transfiere aquellos donde operadores medianos pueden aplicar técnicas específicas y ciclos de inversión más ágiles.

El impacto se siente en la cadena de valor. La llegada de nuevos operadores abre espacio para pymes de servicios que trabajan en mantenimiento, logística, metalmecánica, transporte y soluciones ambientales. Las provincias preservan actividad y evitan cierres prematuros de yacimientos.

YPF reorienta recursos hacia proyectos de mayor escala, tanto en no convencionales como en iniciativas de transición energética. La reorganización también fortalece la producción convencional, que sigue aportando volúmenes estables al sistema.

Los escenarios muestran caminos distintos. En un escenario base, los nuevos operadores estabilizan la producción y sostienen la actividad con inversiones moderadas. En un escenario optimista, la incorporación de tecnología y la mejora de instalaciones extienden la vida útil de los campos y generan más trabajo para proveedores regionales.

En un escenario restrictivo, la falta de financiamiento o la necesidad de renovar infraestructura podría limitar el ritmo de recuperación.

El avance del Plan ANDES consolida un modelo donde cada área queda en manos del operador con mejores condiciones técnicas y económicas para gestionarla. La reorganización permite que YPF concentre esfuerzos en proyectos estratégicos y que las provincias mantengan actividad en zonas maduras.

Para que el proceso tenga impacto sostenido, será clave asegurar coordinación regulatoria, fortalecer la cadena de proveedores y garantizar que los nuevos operadores cuenten con herramientas para sostener inversión y empleo en las cuencas convencionales.

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El Gobierno nacional reglamentó y puso en marcha el Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI), una herramienta destinada a acelerar inversiones productivas y mejorar la competitividad de pymes vinculadas a sectores intensivos en energía.

La norma ordena procedimientos, define plazos y establece criterios de elegibilidad para proyectos industriales, logísticos y de servicios. El régimen apunta a reducir la carga impositiva inicial y facilitar inversiones que suelen postergarse por restricciones financieras.

El contexto macro explica la relevancia del RIMI. Las pymes argentinas enfrentan estructuras de costos condicionadas por el precio de la energía, la disponibilidad de infraestructura y la necesidad de incorporar equipamiento eficiente.

La cadena de valor del petróleo, el gas y la electricidad depende de proveedores que requieren capital para modernizar flotas, ampliar talleres, mejorar procesos y cumplir estándares técnicos. El régimen aparece como un mecanismo para aliviar costos y acelerar inversiones en equipamiento energético eficiente.

Las implicancias alcanzan a toda la cadena energética. Las pymes que abastecen a operadoras, distribuidoras y empresas de servicios pueden mejorar su estructura de costos y acelerar la incorporación de tecnología. La amortización acelerada favorece la compra de equipos de perforación liviana, vehículos, sistemas eléctricos eficientes y soluciones de mantenimiento industrial.

Además, el régimen puede impulsar proyectos de eficiencia energética dentro de plantas y talleres, reduciendo consumos y fortaleciendo la competitividad.

Los escenarios muestran distintos niveles de impacto. En un escenario base, el RIMI permite que pymes energéticas concreten inversiones moderadas y mejoren su capacidad operativa. En un escenario optimista, el régimen se combina con financiamiento productivo y genera un salto en equipamiento, infraestructura y certificaciones técnicas.

En un escenario restrictivo, la volatilidad macroeconómica o demoras administrativas pueden limitar la adopción del régimen y reducir su impacto sobre la cadena de valor.

El RIMI abre una oportunidad para fortalecer el entramado productivo que sostiene al sector energético. Un régimen estable, con reglas claras y procesos ágiles, puede transformar inversiones medianas en mejoras estructurales para proveedores, aumentar la eficiencia operativa y consolidar una base industrial más competitiva.

Para que el impacto sea sostenido, será clave articular el régimen con financiamiento, capacitación técnica y políticas que integren a las pymes en proyectos energéticos de mayor escala.

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El Gobierno nacional trabaja en un esquema de desregulación administrativa que apunta a simplificar trámites productivos, revisar normativas consideradas obsoletas y reducir cargas operativas para pymes y cadenas industriales. La iniciativa incluye la identificación de procedimientos que generan demoras en habilitaciones, permisos y certificaciones vinculadas a la actividad económica.

La revisión abarca normas de distintos organismos y busca unificar criterios para acelerar procesos que hoy requieren múltiples instancias de validación.

El contexto regulatorio explica la iniciativa. La normativa argentina acumula disposiciones de distintos períodos, lo que genera superposiciones y requisitos que no siempre están alineados con estándares actuales de producción. Organismos técnicos y cámaras empresarias vienen señalando la necesidad de simplificar trámites para mejorar la competitividad y reducir costos operativos.

La revisión se concentra en procedimientos que afectan a industrias, comercios y servicios, con foco en habilitaciones, registros y controles que inciden en la operatoria diaria.

Las implicancias alcanzan a pymes, grandes empresas y proveedores industriales. Una reducción de trámites y tiempos administrativos puede mejorar la previsibilidad, facilitar inversiones y acelerar la puesta en marcha de proyectos productivos. También puede favorecer a proveedores que dependen de habilitaciones específicas para operar en sectores regulados.

La simplificación normativa tiene impacto en costos, plazos y capacidad de respuesta frente a nuevas oportunidades de mercado.

Los escenarios muestran distintos ritmos de implementación. En un escenario base, el Gobierno avanza con la revisión y posible derogación de normas en desuso y con la digitalización de trámites prioritarios. Un escenario optimista incluye la armonización de criterios entre organismos y la creación de ventanillas únicas para sectores productivos.

Un escenario restrictivo podría surgir de demoras en la coordinación interinstitucional o de la necesidad de mantener ciertos controles por razones técnicas o de seguridad.

La revisión normativa abre una oportunidad para modernizar el marco regulatorio y mejorar el entorno de negocios. Un esquema más simple y previsible puede fortalecer la competitividad, facilitar inversiones y reducir costos operativos.

Para que el proceso tenga impacto sostenido, será clave asegurar coordinación entre organismos, mantener criterios técnicos en áreas sensibles y garantizar que la simplificación se traduzca en beneficios concretos para empresas y proveedores.

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El Gobierno de Tierra del Fuego presentó Terra Ignis Energía S.A., la nueva empresa provincial destinada a participar de manera directa en la exploración y explotación de hidrocarburos. El lanzamiento incluyó la firma de un acuerdo con Velitec S.A. para desarrollar áreas bajo jurisdicción provincial, en un movimiento que busca fortalecer la presencia estatal en la Cuenca Austral y acelerar proyectos que requieren inversión, ingeniería y capacidad operativa.

La iniciativa se enmarca en la estrategia de la provincia para capturar mayor valor local en un contexto de transición energética y demanda creciente de gas.

El contexto regulatorio explica parte del impulso. Tierra del Fuego cuenta con potestad sobre áreas onshore y offshore someras, y busca consolidar un modelo mixto donde la empresa provincial actúe como socio estratégico en proyectos de exploración y producción.

La creación de Terra Ignis formaliza esa ambición y habilita esquemas de asociación público‑privada que permiten atraer capital y tecnología sin perder control sobre los activos. El acuerdo con Velitec apunta a combinar capacidades: la provincia aporta titularidad y planificación, mientras que la empresa privada suma experiencia operativa y capacidad de ejecución.

El movimiento tiene implicancias para la cadena de valor local. La puesta en marcha de nuevos proyectos en la Cuenca Austral demanda servicios de perforación, logística, mantenimiento, metalmecánica y soluciones ambientales, lo que abre oportunidades para proveedores fueguinos y patagónicos.

También genera un efecto de arrastre sobre infraestructura energética, transporte y almacenamiento, claves para sostener la producción en una región con condiciones climáticas y logísticas exigentes. La presencia de una empresa provincial facilita además la articulación con municipios, cámaras empresarias y programas de formación laboral.

Los escenarios de avance muestran distintos ritmos posibles. En un escenario base, Terra Ignis y Velitec inician trabajos preliminares, estudios y planificación operativa durante 2026, con primeras actividades de campo en etapas posteriores. Un escenario optimista contempla la incorporación de nuevos socios y financiamiento adicional que acelere la perforación exploratoria.

Un escenario restrictivo podría surgir de demoras regulatorias, condiciones climáticas adversas o dificultades para movilizar equipos y personal en zonas remotas.

El lanzamiento de Terra Ignis marca un cambio en la estrategia energética provincial. La combinación de participación estatal, asociación con empresas privadas y foco en la Cuenca Austral permite construir un modelo que prioriza desarrollo local, empleo y mayor captura de renta.

Para que el esquema se consolide, será clave asegurar continuidad regulatoria, fortalecer la infraestructura logística y garantizar que la cadena de proveedores pueda integrarse a los nuevos proyectos con estándares técnicos y ambientales acordes a la industria.

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Calfrac Well Services proyecta un crecimiento significativo de su operación en Vaca Muerta a medida que la actividad no convencional sostiene un nivel elevado de etapas de fractura en la cuenca Neuquina.

La compañía ajusta su estrategia para acompañar la mayor complejidad de los pozos, la demanda de eficiencia operativa y los estándares que exigen las operadoras en servicios de fractura y completación. El foco está puesto en capacidad instalada, disponibilidad de equipos y desempeño técnico en desarrollos masivos.

El contexto productivo respalda el movimiento. La producción de shale oil y shale gas en Neuquén mantiene a Vaca Muerta como el principal motor energético del país y requiere una oferta robusta de servicios especiales. Los reportes oficiales muestran niveles altos y estables de actividad, con un peso creciente del no convencional dentro de la producción total.

En este escenario, empresas como Calfrac cumplen un rol central para sostener el ritmo de perforación y completar pozos con altos niveles de productividad.

La expansión de la compañía tiene impacto directo en la cadena de valor energética. Un mayor despliegue de equipos y cuadrillas demanda logística, mantenimiento, metalmecánica, insumos químicos, transporte y servicios de apoyo, lo que abre oportunidades para proveedores neuquinos certificados bajo la normativa provincial.

La presencia estable de un jugador global también contribuye a fortalecer estándares de seguridad y operación que se integran al ecosistema local.

Los escenarios de corto y mediano plazo combinan oportunidades y riesgos. En un escenario base, la continuidad de la inversión en Vaca Muerta permite que Calfrac incremente gradualmente su actividad. En un escenario optimista, nuevos contratos de largo plazo y mayor integración con programas de desarrollo de proveedores impulsan un salto operativo.

En un escenario restrictivo, la volatilidad macroeconómica o cuellos de botella en infraestructura podrían limitar el ritmo de expansión.

El crecimiento de Calfrac se inscribe en la consolidación del clúster de servicios no convencionales en Neuquén. Para que ese proceso se traduzca en desarrollo local, será clave articular capacitación, financiamiento productivo y esquemas de contratación que integren a proveedores neuquinos en la cadena de servicios de fractura.

Convertir la expansión de las grandes compañías en una plataforma de escala para la industria local es uno de los desafíos centrales de la próxima etapa de Vaca Muerta.

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Un grupo de pymes neuquinas vinculadas a servicios industriales y petroleros participó de una recorrida técnica en uno de los bloques que Vista opera en Vaca Muerta. La visita permitió observar en campo los estándares de seguridad, logística y operación que exige la compañía para su cadena de valor, en un contexto donde la provincia busca que más empresas locales accedan a contratos directos y subcontratos en la formación.

La actividad se alinea con la estrategia provincial de fortalecer el “compre neuquino” y traducir la certificación como proveedor local en oportunidades concretas de trabajo dentro de la cadena de servicios petroleros de Vaca Muerta.

El movimiento se apoya en el marco de la Ley Provincial de Proveedores Neuquinos, que reconoce y certifica a empresas radicadas en la provincia y les otorga prioridad en procesos de contratación. Sin embargo, la brecha entre la certificación formal y la participación efectiva en grandes proyectos sigue siendo un desafío.

Las operadoras requieren escala, cumplimiento estricto de normas de seguridad, capacidad financiera y trazabilidad de procesos, condiciones que muchas pymes locales todavía están construyendo.

Para las empresas neuquinas, acceder al corazón operativo de Vaca Muerta tiene un valor doble. Por un lado, permite entender con precisión qué tipo de servicios, equipamiento y estándares demanda una operación no convencional de alta productividad.

Por otro, abre un canal de diálogo técnico con las áreas de compras, ingeniería y operaciones de la compañía, clave para diseñar propuestas ajustadas a las necesidades reales del yacimiento. La agenda incluye servicios de mantenimiento, obras civiles, logística, metalmecánica, soluciones ambientales y soporte a la operación diaria.

El desafío estructural es convertir estas instancias en procesos continuos de desarrollo. Eso implica planes de capacitación técnica, financiamiento productivo para inversiones en equipamiento, esquemas de asociatividad entre pymes y mecanismos de seguimiento que midan cuánta contratación efectiva se canaliza hacia empresas neuquinas.

La articulación entre la provincia, las operadoras y las cámaras empresarias será determinante para que el “compre neuquino” deje de ser solo una declaración y se convierta en una política medible dentro de la cadena de valor de Vaca Muerta.

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Argentina dio un paso estructural en su política energética: el gobernador Alberto Weretilneck firmó el acuerdo que habilita el megaproyecto de Gas Natural Licuado (GNL) en la costa rionegrina.

Una inversión estimada en USD 15.000 millones que conecta directamente a Vaca Muerta con los mercados globales. El proyecto instala a Río Negro como nodo logístico del gas argentino y consolida una infraestructura que permitirá exportar durante 30 años con dos buques de licuefacción operando en el Golfo San Matías.

El esquema incluye un gasoducto de 48 pulgadas desde Neuquén, un poliducto complementario, una planta de fraccionamiento en la costa y un régimen de estabilidad fiscal y seguridad jurídica para garantizar previsibilidad a inversores internacionales. La provincia aseguró condiciones de contratación local, estándares ambientales y un marco regulatorio diseñado para proyectos de escala global.

La arquitectura empresarial reúne a YPF, Pan American Energy, Pampa Energía, Harbour Energy, Golar LNG, Southern Energy (SESA) y San Matías Pipeline, en coordinación con los gobiernos de Río Negro, Neuquén y la Nación. La magnitud del consorcio confirma que el GNL argentino ingresa en una etapa industrial, con capacidad para competir en un mercado internacional que demanda contratos de largo plazo y volúmenes crecientes.

El impacto económico para Río Negro supera los USD 490 millones en infraestructura, servicios y aportes directos, además de empleo calificado y una red de proveedores locales. Para el país, el proyecto es un punto de inflexión: abre la puerta a un nuevo vector exportador, complementa el desarrollo de Vaca Muerta y posiciona a la Norpatagonia como plataforma energética del Cono Sur.

La firma del acuerdo envía una señal de estabilidad y visión estratégica en un contexto global donde el gas mantiene demanda firme como energía de transición. Si Argentina completa la infraestructura crítica y sostiene reglas previsibles, el GNL puede convertirse en uno de los pilares de su balanza comercial en la próxima década.

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El Gobierno nacional proyecta que Argentina alcanzará un superávit comercial de USD 60.000 millones entre energía y minería dentro de cinco años, impulsado por la expansión del petróleo, la entrada del gas natural al mercado global y el desarrollo del cobre.

La estimación fue presentada por el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, durante el AmCham Summit 2026, donde afirmó que el país ya transita un ciclo de crecimiento exportador que podría acelerarse si se completan las obras de infraestructura críticas.

El cálculo parte de un superávit actual de USD 11.200 millones y se apoya en un salto productivo del sector energético. El Gobierno anticipa que la producción de petróleo superará el millón de barriles diarios en 2026, un hito que consolidaría a Argentina como exportador estructural.

En gas, la primera planta de licuefacción prevista para 2027 permitiría abrir un mercado global que hoy permanece cerrado por falta de infraestructura. La combinación de VMOS, ampliaciones de gasoductos y nuevas terminales marítimas es considerada clave para sostener el ritmo de crecimiento.

La minería aparece como el segundo motor del superávit proyectado. El cobre —con proyectos avanzados en San Juan, Catamarca, Salta y Mendoza— es señalado como el principal multiplicador de divisas hacia 2031. El Gobierno destacó que el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) ya tiene proyectos en ejecución y fue presentado como “una historia de éxito” para atraer capital de largo plazo. La demanda global de metales vinculados a la transición energética refuerza la expectativa oficial.

La estrategia económica se apoya en un mensaje de desregulación: el Estado busca “correrse y dejar trabajar al sector privado”, con reformas en los marcos de hidrocarburos, gas y electricidad para reducir costos y acelerar inversiones. El diagnóstico oficial es que Argentina tiene recursos competitivos, pero necesita infraestructura, estabilidad y escala para capturar la ventana internacional.

La proyección de USD 60.000 millones es ambiciosa, pero se basa en proyectos concretos en ejecución y en desarrollo. Si el país logra completar las obras críticas y sostener reglas previsibles, energía y minería podrían convertirse en los principales motores de divisas de la próxima década.

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Tango Energy atraviesa una reconfiguración profunda de su estructura productiva tras el farm‑out firmado en diciembre de 2024, cuando la compañía aún estaba bajo la gestión de Aconcagua Energía.

Ese contrato transfirió a Vista Energy la titularidad de la producción gasífera de Río Negro, aunque Tango mantuvo la operación de los activos y la disponibilidad física del gas. El cambio contractual explica la caída del 95% en los registros oficiales de producción durante 2025–2026: no se trata de un problema técnico, sino de una reasignación estadística derivada del acuerdo.

La empresa reorganizó su matriz energética y comenzó a utilizar el gas disponible para autoabastecimiento y generación eléctrica propia, una estrategia que reduce costos, estabiliza operaciones y le permite sostener actividad aun cuando la producción ya no figura bajo su nombre en los reportes regulatorios. Tango opera 14 concesiones en Neuquén, Río Negro y Mendoza, lo que le da margen para integrar petróleo, gas y energía en un esquema híbrido que prioriza eficiencia y autonomía.

El farm‑out también incluyó cláusulas de retención de producción ante incumplimientos, mecanismo que Vista aplicó en 2025 y que profundizó la caída estadística. Sin embargo, la disponibilidad real de gas para Tango no se vio afectada. La compañía mantuvo actividad en petróleo con un comportamiento distinto al del gas, incluso con incrementos puntuales por ajustes contractuales.

El nuevo esquema muestra cómo los contratos de cesión pueden distorsionar indicadores sin reflejar la realidad operativa. Tango Energy apuesta ahora a un modelo de generación propia que le permite sostener su estructura mientras redefine su estrategia en un mercado energético más competitivo. En un contexto de transición y presión por eficiencia, la integración entre producción y energía aparece como un camino para recuperar estabilidad y preparar un eventual relanzamiento productivo.

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Chevron confirmó en Neuquén que está dispuesta a ampliar su inversión en Vaca Muerta, pero dejó un mensaje directo al sector: la continuidad del capital dependerá de la competitividad estructural del país.

La compañía, que opera junto a YPF en Loma Campana, uno de los desarrollos no convencionales más importantes del mundo fuera de Estados Unidos, sostuvo que la productividad por pozo y la eficiencia operativa serán determinantes para definir la asignación de fondos dentro de su portafolio global.

La empresa remarcó que Vaca Muerta es uno de sus tres pilares internacionales en materia de shale, pero advirtió que la infraestructura de evacuación sigue siendo el principal límite para escalar producción. En ese sentido, señaló que obras como el Vaca Muerta Oil Sur, la ampliación de gasoductos troncales y la disponibilidad de terminales marítimas son esenciales para sostener un sendero exportador. También planteó que la estabilidad regulatoria y la previsibilidad en costos son condiciones necesarias para contratos de largo plazo.

Chevron destacó los avances en eficiencia logrados en los últimos años: reducción de tiempos de perforación, estandarización de pads y mejoras en completación que permiten mantener altos niveles de productividad. Sin embargo, insistió en que la competitividad debe consolidarse para que Argentina pueda competir por capital con otras cuencas globales donde la compañía opera.

El mensaje deja una señal clara para el sector: Vaca Muerta tiene el potencial técnico y geológico para seguir creciendo, pero el ritmo de inversión dependerá de la capacidad del país para sostener costos, ampliar infraestructura y ofrecer reglas estables. En un contexto internacional de demanda firme por petróleo y gas no convencional, la competitividad será el factor que determine si Argentina logra capturar una mayor porción del capital global destinado al shale.

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El gobernador Claudio Vidal presentó en Alberta el potencial geológico y productivo de Palermo Aike, el play no convencional de la Cuenca Austral que Santa Cruz busca posicionar como la segunda gran frontera energética del país.

La misión incluyó reuniones con empresas, cámaras y fondos del ecosistema petrolero canadiense, además de encuentros institucionales con autoridades de Alberta. El objetivo fue mostrar el volumen de recursos, el plan de desarrollo y el esquema de incentivos diseñado para atraer capital internacional.

La provincia expuso que Palermo Aike cuenta con más de 10.000 millones de barriles equivalentes y 130 TCF de gas estimados por estudios técnicos, con parámetros comparables a Vaca Muerta en espesor, presión y continuidad. Vidal detalló que YPF perforará un nuevo pozo exploratorio en 2026, mientras que CGC avanza con estudios y resultados preliminares alentadores. También destacó que la Cuenca Austral dispone de infraestructura operativa, gasoductos y acceso logístico a Atlántico y Pacífico, un diferencial competitivo para futuros desarrollos.

La presentación incluyó el esquema de incentivos aprobado por Santa Cruz: regalías reducidas al 5% por 10 años para proyectos en Palermo Aike, beneficios fiscales asociados a inversión real y un plan de nuevas licitaciones de áreas. Vidal sumó el proyecto del parque industrial de La Esperanza, orientado a servicios energéticos y proveedores locales, y la articulación con FOMICRUZ para fortalecer la presencia provincial en la cadena de valor.

La misión en Canadá busca instalar a Palermo Aike en el radar de capitales internacionales en un momento de demanda global firme por petróleo y gas no convencional. Santa Cruz apuesta a consolidar una nueva frontera productiva que complemente a Vaca Muerta y diversifique la matriz energética del país. Si logra atraer inversión sostenida, el play podría convertirse en un polo de desarrollo para la provincia y en un nuevo vector exportador para Argentina.

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Santa Cruz puso en marcha una nueva fase de exploración con la Licitación Pública 001/26 de FOMICRUZ S.E., orientada a ejecutar 4.000 metros de perforación diamantina en áreas bajo control provincial.

La apertura de sobres en Río Gallegos confirmó la participación de Macizo del Deseado Perforaciones S.A. y Perforaciones Santacruceñas S.R.L., dos empresas locales con trayectoria en campañas de subsuelo. La iniciativa busca ampliar el conocimiento geológico y generar información técnica que permita evaluar nuevos recursos en un distrito que concentra la mayor producción metalífera del país.

El programa se focaliza en el Macizo del Deseado, una de las provincias metalogénicas más relevantes de Argentina. La perforación diamantina permitirá obtener testigos para análisis mineralógico, estructural y geoquímico, insumos esenciales para definir continuidad de vetas, estimar leyes y planificar futuras etapas de inversión. La zona incluye proyectos activos y targets en evaluación, entre ellos San Agustín, un activo provincial que avanza de manera gradual en su caracterización.

La exploración es un componente crítico para sostener el pipeline minero de Santa Cruz. La provincia concentra más de la mitad de las exportaciones metalíferas del país y depende de nuevas campañas para garantizar la vida útil de yacimientos y habilitar proyectos de próxima generación. Cada metro perforado reduce incertidumbre, mejora la calidad de la información y fortalece la capacidad de atraer capital en un contexto global de alta demanda de metales.

El avance de FOMICRUZ combina empresa estatal, proveedores locales y un esquema de licitación transparente que ordena procesos y genera empleo técnico. La estrategia refuerza la posición de Santa Cruz como distrito minero maduro y con potencial para nuevos descubrimientos. En un escenario internacional donde oro, plata y uranio recuperan protagonismo, la provincia apuesta a consolidar su liderazgo mediante exploración sostenida y una cartera geológica robusta que permita escalar inversiones en la próxima década.

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El AmCham Summit 2026 reunió a Pan American Energy (PAE), Chevron y Central Puerto, tres actores centrales del sistema energético, con un mensaje común: Argentina puede multiplicar sus exportaciones de petróleo, gas y electricidad, pero necesita acelerar obras de infraestructura y consolidar reglas estables.

Las compañías coincidieron en que la transición energética dejó de ser un debate ambiental y pasó a ser una competencia industrial donde el país tiene oportunidades concretas si logra ordenar inversiones y capacidad de transporte.

PAE remarcó que la ventana exportadora está abierta y que el país podría duplicar ventas externas de crudo y gas en los próximos años. Para eso, señaló como prioritarias la ampliación de gasoductos troncales, la ejecución completa del Vaca Muerta Oil Sur, nuevas terminales marítimas y mayor capacidad de bombeo. La empresa, principal productora privada de petróleo, destacó que la estabilidad operativa de Vaca Muerta permite planificar inversiones de largo plazo siempre que exista infraestructura para evacuar volúmenes crecientes.

Chevron reforzó esa lectura y ubicó a Vaca Muerta como uno de los tres pilares globales de su portafolio no convencional. La compañía subrayó que la competitividad será el factor que defina la asignación de capital en los próximos años. Además, planteó que la productividad por pozo, la eficiencia en completación y la previsibilidad regulatoria son condiciones necesarias para sostener un flujo de inversión estable. La empresa también insistió en que la infraestructura de transporte es el principal límite para expandir exportaciones.

Central Puerto llevó la discusión al plano eléctrico y advirtió que el país necesita modernizar redes de alta tensión, incorporar almacenamiento y sumar generación eficiente para acompañar el crecimiento industrial. La compañía detalló su estrategia de diversificación hacia hidrocarburos, minería y proyectos de baterías, y señaló que la electrificación de la economía exige un sistema más robusto y flexible.

El encuentro dejó una señal clara: las empresas globales ven potencial en Argentina, pero el ritmo de inversión dependerá de la capacidad del país para ejecutar obras estratégicas y sostener reglas previsibles. La combinación de infraestructura, competitividad y estabilidad puede convertir a la energía en un motor exportador de escala. En un contexto internacional de demanda firme, el país tiene margen para posicionarse como proveedor confiable si logra ordenar prioridades y acelerar proyectos clave.

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YPF comenzará a utilizar ZEUS, la flota de fractura eléctrica de Halliburton, en sus operaciones de completación en Vaca Muerta.

La tecnología reemplaza los motores diésel tradicionales por motores eléctricos de alta potencia, capaces de operar con energía generada en sitio a partir de gas del yacimiento o mediante conexión a red. El sistema reduce consumo de combustibles líquidos, baja emisiones y disminuye el nivel de ruido en superficie, un punto clave para operaciones continuas en áreas de alta actividad.

ZEUS integra turbobombas eléctricas, generación modular y un sistema de control digital que monitorea presión, caudal y desempeño en tiempo real. Además, incorpora OCTIV AutoFrac, una plataforma que automatiza cada etapa de fractura y mantiene parámetros constantes durante toda la operación. Esta consistencia técnica reduce variabilidad, mejora la eficiencia del bombeo y acorta los tiempos de terminación por pozo, dos factores centrales para la competitividad del shale.

Halliburton es hoy el principal operador de completación de la cuenca y realizó cerca del 44% de las etapas de fractura en los últimos meses. La incorporación de ZEUS se enmarca en un contrato plurianual adjudicado por YPF para servicios integrados, con foco en estandarización, reducción de costos y menor huella ambiental. La flota eléctrica también disminuye la logística asociada al transporte de diésel y permite operar con mayor estabilidad en locaciones de alta demanda.

La llegada de ZEUS posiciona a Vaca Muerta entre los primeros polos internacionales en adoptar fractura eléctrica a gran escala. La combinación de menor impacto ambiental, mayor eficiencia operativa y digitalización del proceso fortalece la competitividad del yacimiento y mejora la productividad por etapa. En un contexto de expansión de proyectos y mayor exigencia de mercados internacionales, la incorporación de tecnología avanzada consolida a la cuenca como un referente global en innovación para petróleo y gas no convencional.

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Puerto Quequén completó una operación inédita para la logística energética nacional con la descarga de 12 anclas de gran porte y 12 cadenas de alta resistencia destinadas al sistema de amarre offshore del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

El buque BBC Odesa realizó la maniobra en el Giro 10 bajo supervisión del Consorcio de Gestión del puerto, Aduana y equipos técnicos especializados. Las piezas, de dimensiones excepcionales, forman parte del equipamiento crítico que permitirá instalar la terminal marítima de Punta Colorada, punto de salida del crudo neuquino hacia exportación.

Las anclas superan las 40 toneladas y alcanzan casi ocho metros de largo, mientras que cada cadena ronda las 70 toneladas y los 400 metros de extensión. Este tipo de equipamiento se utiliza en sistemas de amarre de boyas de última generación, necesarios para operar buques de gran porte con seguridad y continuidad. La carga quedó almacenada en la plazoleta logística de ALN, desde donde será trasladada en etapas hacia la obra marítima.

La operatoria continuará con el buque Skandi Hera, que realizará dos viajes para transportar el equipamiento hacia Punta Colorada. El primero incluye seis anclas y seis cadenas; el segundo, previsto para fines de mayo, completará el envío. Este esquema escalonado confirma que VMOS avanza en su fase de instalación offshore y que la infraestructura portuaria del país puede sostener cargas de proyecto de alta complejidad.

La descarga posiciona a Quequén como un puerto multipropósito capaz de integrarse a obras energéticas estratégicas. Además, muestra coordinación entre YPF, logística privada y organismos estatales en un proyecto que permitirá multiplicar exportaciones de crudo y ampliar la capacidad de transporte del país. En un contexto de mayor demanda global de petróleo no convencional, la eficiencia logística se vuelve un factor decisivo para sostener inversiones y consolidar a Argentina como proveedor energético regional.

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TSB incorporó 40 camiones Scania configurados para operaciones de petróleo y gas en la Cuenca Neuquina.

La empresa suma unidades G360, G420 y G550 en versiones 6×2 y 6×4, diseñadas para soportar cargas pesadas, caminos de ripio y operación continua en entornos de alta exigencia. La renovación fortalece una flota que supera los 600 camiones pesados y que sostiene servicios críticos en perforación, fractura y producción.

Los equipos incluyen el sistema Scania Smart, que permite monitorear consumo, seguridad y desempeño en tiempo real. Además, integran mantenimiento predictivo y gestión digital de flota, dos elementos que reducen costos operativos y mejoran la disponibilidad en un yacimiento que trabaja 24 horas. La marca instaló un taller in situ dentro de la base de TSB para asegurar repuestos y asistencia técnica inmediata, un diferencial clave en una cuenca donde cada hora de detención impacta en la productividad.

La operación también refuerza el ecosistema de proveedores regionales. Feadar, concesionario oficial en Neuquén, participa del soporte técnico y logístico, mientras la estandarización de flota permite mejorar eficiencia, seguridad y tiempos de respuesta en los servicios petroleros. La logística pesada es uno de los segmentos con mayor inversión privada en Vaca Muerta y se consolida como un pilar para sostener el crecimiento del shale.

La incorporación de estos camiones muestra cómo la cadena de servicios se profesionaliza y adopta tecnología para acompañar la expansión del yacimiento. La combinación de digitalización, mantenimiento en sitio y renovación de flota mejora la competitividad de TSB y eleva el estándar operativo de la cuenca. En un contexto de mayor actividad y nuevos proyectos, la logística eficiente se convierte en un factor decisivo para atraer inversión y ampliar la capacidad productiva de Vaca Muerta.

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El CEO de Pan American Energy (PAE), Marcos Bulgheroni, planteó que Vaca Muerta debe sostener su competitividad en un contexto global marcado por precios volátiles y decisiones de inversión más selectivas. El ejecutivo participó de un encuentro sectorial donde remarcó que el shale argentino necesita costos estables, tecnología de punta y reglas previsibles para mantener el ritmo de crecimiento.

La advertencia llega en un momento en que el Brent oscila entre USD 75 y 90, con recortes parciales de la OPEP+ que generan incertidumbre en la planificación de largo plazo.

PAE es el mayor productor privado de petróleo del país y mantiene un plan de inversión anual superior a USD 1.500 millones. La compañía opera en Vaca Muerta, el Golfo San Jorge y la Cuenca Austral, y participa en áreas clave como Lindero Atravesado, Bandurria Centro y Aguada Pichana.

Bulgheroni destacó que la competitividad del shale depende de la productividad por pozo, la disponibilidad de servicios de completación y la capacidad de evacuar crudo mediante nuevos oleoductos. La Secretaría de Energía confirma que Vaca Muerta ya aporta más del 60% del petróleo y más del 50% del gas del país, lo que vuelve central la infraestructura de transporte.

El ejecutivo también subrayó que la volatilidad del mercado obliga a planificar con horizontes más amplios y a consolidar contratos que permitan sostener inversiones incluso en ciclos de precios bajos.

La empresa considera que la estabilidad regulatoria y la expansión de infraestructura son condiciones necesarias para que Argentina pueda escalar producción y acceder a mercados externos con mayor volumen.

El mensaje de PAE refuerza una idea clave: Vaca Muerta es un activo estratégico que requiere previsibilidad, inversión continua y eficiencia operativa.

La combinación de infraestructura, tecnología y reglas claras permitirá transformar el potencial geológico en un flujo sostenido de divisas, empleo y oportunidades para proveedores locales.

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La mina Lindero, operada por Fortuna Silver Mines, cerró el primer trimestre de 2026 con un desempeño superior al del cierre de 2025 y confirmó una tendencia de crecimiento sostenido en la producción aurífera del NOA. El yacimiento alcanzó 21.545 onzas de oro, un incremento del 12% respecto del trimestre previo, impulsado por mejores leyes y una operación más estable en el circuito de lixiviación.

La compañía procesó mineral con una ley promedio de 0,62 g/t, mientras que el mineral depositado en plataforma superó 1,5 millones de toneladas, con un contenido estimado de 30.538 onzas.

La operación inició a fines de marzo una parada técnica programada para reemplazar los cimientos de acero de la trituradora primaria, una intervención clave para asegurar confiabilidad en el proceso de trituración.

La empresa acumuló mineral con anticipación para sostener el ritmo de apilamiento durante los 30 días de mantenimiento, lo que permitió mantener la continuidad operativa sin afectar el plan de producción. Este tipo de intervenciones es habitual en minas de lixiviación en pilas y forma parte de los ciclos de mantenimiento estructural.

Fortuna mantiene además un programa activo de exploración para extender la vida útil del proyecto. Dos equipos de perforación trabajan dentro del yacimiento para convertir recursos inferidos en categorías superiores, mientras que una campaña de 7.000 metros avanza en Cerro Lindo, a 70 kilómetros de Lindero.

El objetivo es ampliar el potencial aurífero regional y sostener la actividad en el largo plazo, un factor clave para la cadena de proveedores locales.

El desempeño de Lindero confirma que Salta consolida un polo aurífero estable, con producción creciente, exploración activa y una operación que genera empleo, servicios y demanda de insumos en toda la región.

La continuidad del proyecto fortalece la base fiscal provincial y aporta previsibilidad a un sector que combina inversión, tecnología y oportunidades para proveedores del NOA.

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YPF adjudicó a Halliburton un contrato plurianual para completar pozos no convencionales en Vaca Muerta, en un movimiento que busca asegurar capacidad operativa en la etapa más crítica del desarrollo shale. El acuerdo contempla cinco años de servicios integrados de completación, con foco en estimulación hidráulica, terminación de pozos y operación continua de cuatro sets de fractura.

La compañía estadounidense implementará en Argentina su tecnología Zeus Electric Fracturing, un sistema de fractura totalmente eléctrico que mejora caudal, presión y eficiencia desde el inicio de cada operación.

El contrato se alinea con la estrategia de YPF de estabilizar costos y garantizar disponibilidad de equipos en un contexto donde la completación representa hasta 60% del costo total de un pozo shale. La empresa busca sostener el ritmo de crecimiento de Vaca Muerta, que ya supera los 600.000 barriles diarios de petróleo y se proyecta como uno de los polos no convencionales más dinámicos del hemisferio.

La incorporación de flotas eléctricas permitirá reducir tiempos entre etapas, disminuir emisiones y mejorar la productividad por pozo, un factor clave para mantener competitividad frente a operadores globales.

Halliburton aportará servicios integrados que combinan ingeniería, bombeo, logística, química y control digital de operaciones. La continuidad operativa de los sets de fractura es hoy el principal cuello de botella del desarrollo shale, y la adjudicación busca evitar interrupciones en un momento de expansión acelerada.

El acuerdo también refuerza la presencia de proveedores internacionales en Neuquén y abre espacio para contratistas locales en mantenimiento, transporte, insumos y servicios auxiliares.

La decisión de YPF marca un paso estructural para consolidar un ecosistema de servicios de alta intensidad tecnológica en Vaca Muerta. La combinación de contratos de largo plazo, flotas eléctricas y mayor integración operativa mejora la eficiencia del shale argentino y genera oportunidades para proveedores locales en ingeniería, logística, metalmecánica y soluciones digitales.

El desarrollo sostenido de la cuenca dependerá de esta capacidad de escalar servicios críticos con previsibilidad y estándares globales.

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Las exportaciones mineras argentinas alcanzan en 2026 el mejor inicio de año de toda la serie estadística y consolidan al sector como uno de los motores de divisas del país. El informe oficial de la Secretaría de Minería confirma que el bimestre enero–febrero totalizó USD 1.513 millones, un nivel 79,9% superior al del mismo período de 2025 y 157% por encima del promedio de los últimos quince años.

El oro y el litio explican la mayor parte del salto, en un contexto de precios internacionales firmes y mayor producción en las provincias del NOA y la Patagonia.

El oro lidera el crecimiento con USD 439 millones exportados en febrero y un avance interanual del 76,6%, impulsado por operaciones de Santa Cruz y San Juan. El litio se consolida como segundo producto del complejo, con mayores volúmenes desde Jujuy, Salta y Catamarca y una demanda global sostenida por la electrificación.

La plata muestra una caída del 20,1% por menor volumen exportado, aunque mantiene un aporte relevante dentro del total metalífero. En conjunto, los minerales metalíferos representan 80,9% de las exportaciones mineras del bimestre.

El mapa territorial confirma la concentración productiva: Santa Cruz y San Juan continúan al frente en oro y plata, mientras que el NOA sostiene el crecimiento del litio con nuevos proyectos en expansión.

La minería ya explica 12% de las exportaciones totales del país y se posiciona como el segundo complejo exportador, detrás del agroindustrial. El desempeño del sector contribuye a aliviar la restricción externa y a sostener ingresos fiscales en provincias con fuerte presencia metalífera.

Desde la óptica de Runrun Energético, el salto exportador de 2026 muestra el potencial de una minería integrada a cadenas globales y con capacidad de generar divisas en escala.

El desafío pasa por consolidar infraestructura, acelerar permisos y ampliar la base de proveedores locales para acompañar un ciclo que combina precios altos, inversiones en marcha y una ventana internacional favorable para los minerales críticos.

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Río Negro convocó a audiencia pública para evaluar el Gasoducto Dedicado Tratayén–San Antonio Oeste, la infraestructura clave que permitirá abastecer las primeras unidades flotantes de licuefacción previstas en el Golfo San Matías.

La audiencia se realizará el 22 de mayo bajo la órbita de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático provincial, en el marco del proceso de Evaluación de Impacto Ambiental. El proyecto es promovido por San Matías Pipeline S.A., la sociedad creada para desarrollar el sistema de transporte asociado al futuro polo exportador de GNL.

El gasoducto tendrá 472,5 kilómetros de extensión, con 443,5 km en Río Negro y 29 km en Neuquén. Operará con un diámetro de 36 pulgadas y una capacidad de 28 millones de m³/día, suficiente para abastecer dos unidades flotantes de licuefacción.

El diseño incluye una planta compresora en Allen, una estación de medición en San Antonio Oeste y dos ductos submarinos de 6 km cada uno para vincular el sistema terrestre con las instalaciones offshore. La inversión total asciende a USD 1.200 millones, financiada mediante un préstamo sindicado estructurado por bancos internacionales.

La composición societaria del proyecto confirma su escala: PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%) integran Southern Energy, la empresa que lidera el desarrollo del sistema de GNL en Río Negro.

El proyecto generará 1.900 empleos directos durante la construcción y se integra al plan nacional para posicionar a Argentina como exportador de gas en la próxima década.

Desde la óptica de Runrun Eléctrico, la audiencia pública es un paso decisivo para consolidar un nuevo corredor energético que conectará Vaca Muerta con el Atlántico. La obra combina infraestructura, financiamiento y capacidad técnica, y abre una ventana de oportunidades para proveedores locales en ingeniería, montaje, válvulas, cañerías, servicios ambientales y logística.

Si el proceso avanza con previsibilidad, Río Negro podrá convertirse en un hub de GNL y sumar un vector exportador capaz de transformar la matriz macroeconómica del país.

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Uruguay consolida el ciclo exploratorio más activo de su historia reciente y se instala en el radar de las grandes petroleras globales. La Ronda Uruguay Abierta mantiene siete bloques vigentes (OFF‑1 a OFF‑7) en el Atlántico Sur, con una superficie total cercana a 250.000 km² y profundidades que alcanzan los 3.000 metros.

Los contratos firmados con ANCAP avanzan en su primer subperíodo exploratorio, con compromisos que incluyen sísmica 3D, estudios geológicos y la perforación de un pozo en aguas profundas en el bloque OFF‑6.

El mapa societario confirma el interés global. Shell opera OFF‑2 y OFF‑7; Chevron lidera OFF‑1 y participa en OFF‑7; QatarEnergy se asoció en dos bloques; APA Corporation opera OFF‑4 y OFF‑6; y YPF participa como socio en uno de los contratos. La inversión comprometida supera los USD 129 millones hasta 2028, con campañas sísmicas que cubrirán entre 2.500 y 5.000 km² según bloque.

ANCAP estima una probabilidad de éxito exploratorio del 25%, impulsada por similitudes geológicas con Namibia, hoy uno de los hotspots mundiales por descubrimientos en el Cretácico.

El atractivo combina estabilidad regulatoria, contratos claros y un esquema donde el riesgo inicial lo asume el privado. Uruguay ofrece además infraestructura portuaria apta para logística offshore y un rol estatal técnico, no financiero, que facilita la entrada de majors.

La estrategia apunta a reposicionar al país en el Atlántico Sur y captar inversiones en exploración de frontera, un segmento donde la competencia global se intensifica.

Desde la óptica de Runrun Eléctrico, el avance uruguayo reconfigura el tablero regional. Mientras Argentina enfrenta una pausa exploratoria en la Cuenca Argentina Norte, Uruguay capta el interés de las mismas compañías que operan en el margen atlántico.

La región entra en una fase donde la capacidad de atraer sísmica, perforar profundo y sostener reglas estables definirá quién lidera la próxima ola offshore en el Cono Sur.

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Petrobras confirmó un nuevo descubrimiento de hidrocarburos en la Cuenca de Campos, a 201 kilómetros de la costa de Río de Janeiro, dentro del bloque C‑M‑477. El pozo exploratorio alcanzó 2.984 metros de profundidad y registró indicios de petróleo y gas mediante registros eléctricos, muestras de fluidos y análisis de laboratorio.

El bloque fue adjudicado en la 16ª Ronda de Licitaciones y es operado por Petrobras con 70%, junto a bp, que participa con 30%.

El hallazgo se suma a la estrategia brasileña de reforzar la exploración en áreas de frontera para sostener la reposición de reservas en cuencas maduras. La Agencia Nacional del Petróleo (ANP) confirmó que Brasil cerró 2025 con 17.488 millones de barriles de reservas probadas, un aumento del 3,84%, impulsado por la expansión del presal, que ya explica más del 78% de la producción nacional.

La Cuenca de Campos, históricamente clave para el offshore brasileño, atraviesa una fase de revitalización con nuevos FPSO, campañas sísmicas y pozos de alta complejidad.

El descubrimiento fortalece la posición de Petrobras como operador dominante en el Atlántico Sur y consolida un mapa energético regional donde Brasil amplía su capacidad de producción en aguas profundas.

Para Argentina, el movimiento marca un punto de referencia: la competencia futura en el offshore —especialmente en la Cuenca Argentina Norte y la Cuenca Austral— dependerá de marcos regulatorios estables, infraestructura portuaria y capacidad técnica para operar en profundidades similares.

Desde la óptica de Runrun Eléctrico, el hallazgo confirma una tendencia estructural: la exploración offshore vuelve a ser un vector estratégico en Sudamérica, con impacto en inversiones, proveedores y desarrollo tecnológico.

La región se encamina hacia un escenario donde la capacidad de perforar profundo, procesar datos sísmicos avanzados y acelerar la reposición de reservas definirá la competitividad energética de la próxima década.

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La economía energética argentina entra en una fase de máxima concentración: diez empresas y diez yacimientos explican la mayor parte del crecimiento, las inversiones y la proyección exportadora del país.

El núcleo es Vaca Muerta, que ya tracciona más del 60% del petróleo y más del 50% del gas nacional, y que sostiene un plan de inversiones superior a USD 52.000 millones en los próximos años. Este nivel de concentración define precios, infraestructura, empleo, regalías y la capacidad de Argentina para consolidar un sendero exportador estable.

Las compañías que lideran el ciclo —YPF, Vista, PAE, Tecpetrol, Shell, Pluspetrol, Pampa Energía, TotalEnergies, ExxonMobil y Phoenix— operan los bloques más productivos y eficientes del país. Entre ellos se destacan Loma Campana, Bajada del Palo Oeste, La Amarga Chica, Aguada Pichana, Fortín de Piedra, Sierras Blancas–Cruz de Lorena–CASO, Bandurria Sur, El Orejano, Rincón de la Ceniza y Aguada Federal.

Estos yacimientos concentran la mayor parte del shale oil y del shale gas, y explican la curva ascendente de producción que sostiene la macroeconomía.

El mapa completo de cuencas confirma esta dinámica. La Cuenca Neuquina domina el sistema y es el motor del crecimiento. La Cuenca del Golfo San Jorge mantiene peso en petróleo convencional, aunque con declino estructural. La Cuenca Austral gana relevancia por el gas y por el potencial de Palermo Aike.

La Cuenca del Noroeste profundiza su caída, lo que obliga a sostener importaciones puntuales mientras se completa la reversión del Gasoducto Norte. La estructura productiva se vuelve más dependiente del shale y más sensible a decisiones de inversión de un grupo reducido de jugadores.

Desde la óptica de Runrun, la concentración del negocio energético plantea un doble desafío económico. Por un lado, permite escalar producción, atraer divisas y consolidar exportaciones con actores de alta capacidad técnica y financiera. Por otro, exige infraestructura, reglas estables y competencia efectiva para evitar cuellos de botella y garantizar que el crecimiento se traduzca en empleo, proveedores locales y desarrollo territorial.

La economía argentina entra en una etapa donde la energía vuelve a ser un vector central: el ritmo de inversión en estos diez bloques y la capacidad de evacuar producción definirán la macro de los próximos años.

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La salida del principal operador privado de estaciones de servicio del país abre una reconfiguración profunda en el negocio de combustibles. El activo en venta incluye la refinería de Dock Sud, la red completa de estaciones, la logística y el negocio mayorista.

La operación, valuada entre USD 1.000 y 1.500 millones, se aceleró por la necesidad del grupo vendedor de obtener liquidez en medio de una reestructuración global de deuda.

El comprador más avanzado es un holding energético y financiero internacional con presencia en trading, infraestructura y energía. La adquisición le permitiría integrar la cadena completa: desde la compra de crudo hasta el surtidor. Este movimiento es inédito en el mercado local y altera la competencia en un sector donde YPF concentra más de la mitad del share y el resto se reparte entre tres jugadores privados.

La entrada de un actor global con músculo financiero cambia la escala del negocio y presiona a los competidores a revisar estrategias de precios, abastecimiento y logística.

El impacto económico es directo. La nueva conducción buscaría alinear precios a paridad de importación, lo que puede modificar márgenes de refinación y la estructura de costos del mercado. La integración vertical permite optimizar compras, refinación y distribución, reduciendo costos internos y aumentando la presión competitiva.

La operación también consolida la expansión del holding comprador en sectores estratégicos como energía, minería e infraestructura, reforzando su presencia en la economía real.

Desde la óptica de Runrun, la venta de la mayor red privada de estaciones es un movimiento tectónico: cambia la estructura del downstream por primera vez en décadas, introduce un jugador global con capacidad de inversión y obliga a revisar regulaciones en un mercado que se vuelve más concentrado y más internacionalizado.

La operación marca un nuevo ciclo para las empresas del sector, donde la escala, la logística y la integración serán determinantes para sostener competitividad.

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YPF ratificó que Palermo Aike es su principal frente exploratorio fuera de Vaca Muerta y confirmó que perforará un nuevo pozo en el segundo semestre de 2026, una decisión que mantiene vivo el desarrollo no convencional de la Cuenca Austral.

La compañía ya definió la locación y trabaja en agrupar servicios para reducir costos en un entorno donde cada pozo supera los USD 80 millones, entre cinco y seis veces más que en Neuquén por la falta de infraestructura previa. La prioridad es confirmar el recurso, no compararlo todavía con Vaca Muerta.

El primer pozo horizontal perforado en la formación —MAYPA.x‑1, ejecutado por YPF y CGC— mostró respuesta a la estimulación, con 12 etapas de fractura y más de 4.600 metros entre vertical y rama lateral. Aunque no alcanzó producción comercial, permitió validar parámetros geológicos y operativos que sostienen la continuidad del plan exploratorio.

En paralelo, Santa Cruz presentó un nuevo esquema de incentivos para atraer inversiones y ordenar la transición tras la salida de YPF de áreas maduras.

El paquete incluye regalías al 5% por 10 años para nuevas inversiones y beneficios fiscales asociados a niveles de actividad. Las operadoras respaldaron la medida y la consideran clave para nivelar costos entre el convencional y el no convencional, especialmente en una cuenca donde la logística encarece cada etapa del desarrollo.

Palermo Aike es el único play no convencional relevante fuera de Neuquén y concentra estimaciones técnicas que superan los 10.000 millones de barriles equivalentes y más de 130 TCF de gas.

Para YPF, su desarrollo es estratégico: diversifica la matriz productiva, amplía la frontera exportadora y sostiene la visión de un país capaz de superar los USD 30.000 millones anuales en exportaciones de hidrocarburos hacia 2031.

Desde la óptica de Runrun, el avance en Palermo Aike combina visión de largo plazo, riesgo exploratorio y política pública.

Si la provincia logra consolidar infraestructura, reglas estables y un esquema de incentivos competitivo, podrá transformar este play en un nuevo polo energético, con oportunidades para proveedores locales en perforación, servicios especiales, logística, remediación y obras civiles.

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La discusión sobre el futuro minero de Mendoza se juega por encima de los 2.600 metros, en la franja cordillerana donde se concentran los pórfidos de cobre y los sistemas metalíferos de mayor potencial.

En esa altura se cruzan geología, agua, glaciares, logística, clima y gobernanza, y es allí donde se toman las decisiones críticas: accesos, permisos, controles, infraestructura y manejo ambiental. La columna que disparó este análisis plantea que el debate real no está en el llano, sino en la montaña, donde se define la minería que viene.

Los proyectos estratégicos de la provincia se ubican en tres corredores: Uspallata–Paramillos, Malargüe (MDMO I y II) y San Rafael–Cordillera Sur. En esas zonas se encuentran iniciativas como Cobre Mendocino, Cerro Amarillo, Las Choicas, La Adriana, El Burrero y El Perdido, todas condicionadas por la altura, los caminos de cornisa, la disponibilidad de agua y las ventanas climáticas cortas.

Operar en estos ambientes exige marcos regulatorios claros, controles modernos y un Estado con capacidad técnica para auditar procesos complejos.

El análisis aparece en un momento donde Mendoza aprobó 27 DIAs de exploración en el MDMO II, impulsa Cobre Mendocino como proyecto insignia y discute regalías, fondos ambientales y estándares de sostenibilidad.

La columna funciona como un posicionamiento conceptual: pide que la minería se discuta con criterios técnicos, sin simplificaciones, y que la provincia construya un modelo propio, aprendiendo de experiencias regionales sin replicarlas de manera automática.

Desde la óptica de Runrun, la minería mendocina no se define en el debate urbano, sino en la alta montaña, donde se combinan oportunidades geológicas y desafíos ambientales.

Si la provincia logra articular infraestructura, controles, diálogo territorial y planificación de largo plazo, podrá transformar su potencial metalífero en una política de desarrollo real, con proveedores locales, empleo calificado y una institucionalidad capaz de sostener proyectos de escala.

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El crecimiento acelerado de Vaca Muerta desbordó la capacidad vial del Alto Valle y Neuquén, donde el tránsito pesado y la expansión demográfica superaron la infraestructura disponible.

Más de 100.000 vehículos diarios circulan por tramos críticos de la Ruta Nacional 22, mientras la Ruta 7, principal acceso a Añelo, opera al límite en horarios pico. La provincia ya supera los 700.000 vehículos registrados, impulsados por el empleo energético y la logística asociada a la industria.

Las obras en marcha buscan ordenar el flujo, pero llegaron tarde y generan más congestión en el corto plazo. El Bypass de Añelo avanza para desviar camiones de los accesos urbanos. El Acceso Norte a Neuquén mejora la conectividad metropolitana con financiamiento multilateral.

El rediseño de la ex Ruta 22 continúa entre Neuquén y Cipolletti, con demoras que afectan la circulación diaria. La rotonda de Casimiro Gómez sigue siendo un cuello de botella donde confluyen tránsito urbano e industrial. En paralelo, la Ruta Provincial 65 en Río Negro enfrenta saturación por obras simultáneas que reducen capacidad operativa.

El colapso responde a causas estructurales: más camiones de arena y equipos de perforación, más transporte de operarios, más población y una red vial que no se amplió al ritmo de la actividad.

Las operadoras advierten que la logística se volvió el principal condicionante operativo y que la seguridad vial es un riesgo creciente. La infraestructura quedó atrás del ciclo productivo y hoy define la eficiencia del sistema.

Desde la óptica de Runrun, el desafío es transformar este cuello de botella en una oportunidad de inversión pública y privada. Un plan vial sostenido, con ampliaciones, circunvalaciones y accesos industriales, permitiría reducir costos logísticos, mejorar la seguridad y abrir espacio para proveedores locales de obra civil, mantenimiento, señalización, ingeniería y servicios viales.

La infraestructura es el eslabón que puede consolidar el crecimiento de Vaca Muerta y darle previsibilidad a la expansión energética de la próxima década.

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El Gobierno de Neuquén aprobó la cesión del 100% de la participación de Pluspetrol en las áreas Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas a favor de YPF, en una reorganización jurídica que busca ordenar la titularidad de activos estratégicos vinculados al futuro proyecto Argentina GNL.

La transferencia fue formalizada mediante los Decretos 0475, 0476 y 0496, que validan la operación bajo los requisitos de la Ley de Hidrocarburos, donde toda cesión debe contar con autorización expresa de la autoridad concedente.

Las tres áreas presentan características distintas. Meseta Buena Esperanza y Aguada Villanueva son concesiones de explotación convencional, con superficies de 303,71 km² y 281 km² respectivamente.

Las Tacanas, en cambio, inició como permiso de exploración con objetivos no convencionales y hoy figura como Lote Bajo Evaluación, con 411 km² de superficie. Con la aprobación provincial, YPF queda como titular y operadora única, lo que simplifica la administración contractual y la planificación de largo plazo.

La cesión no implica inversiones inmediatas, pero sí un ordenamiento legal clave para la estrategia de exportación de GNL. La consolidación de áreas bajo un único operador mejora la previsibilidad regulatoria, facilita la certificación de reservas y fortalece la posición de YPF como operador ancla para respaldar la futura planta de licuefacción.

Para Neuquén, la operación alinea su mapa de concesiones con un proyecto que apunta a exportar 12 millones de toneladas anuales hacia 2030, con potencial de expansión.

Desde la óptica de Runrun, la decisión provincial refuerza la seguridad jurídica del esquema de GNL y envía una señal clara a inversores y socios tecnológicos. Un marco contractual ordenado permite acelerar procesos de due diligence, reducir riesgos y abrir espacio para proveedores locales en ingeniería, servicios de pozo, mantenimiento y logística.

La consolidación de activos en manos de YPF es un paso necesario para que el proyecto avance con escala, coherencia operativa y capacidad de producción sostenida.

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El Noroeste Argentino volvió a tomar gas desde Bolivia a pesar del crecimiento sostenido de la producción en Vaca Muerta. La causa es estructural: la reversión del Gasoducto Norte sigue incompleta y limita el envío de gas neuquino hacia las provincias del norte.

En marzo hubo nueve días con importaciones y en abril el sistema volvió a requerir 1,5 millones de m³ diarios para abastecer a centrales termoeléctricas. Las compras son spot, realizadas por generadoras y comercializadores privados, ya que el contrato bilateral con Bolivia venció en septiembre de 2024 y no fue renovado.

La obra principal de la reversión —el tramo Tío Pujio–La Carlota, de 122,8 kilómetros— fue inaugurada en noviembre de 2024 con financiamiento de la CAF, pero el proyecto quedó frenado por la falta de finalización de cuatro plantas compresoras en Córdoba, Santiago del Estero y Salta.

La contratista Esuco paralizó los trabajos en octubre de 2025 por falta de pago y las instalaciones quedaron en distintos niveles de avance. Sin estas plantas, el sistema no puede invertir completamente el flujo y aportar los 4 millones de m³ diarios adicionales previstos para el NOA.

La caída de la producción en la Cuenca del Noroeste, que retrocedió 24,5% entre 2024 y 2025, agrava la dependencia regional. El gas boliviano funciona como refuerzo puntual cuando sube la demanda o faltan combustibles líquidos para generación. No hay riesgo de desabastecimiento general, pero sí un cuello de botella logístico que condiciona la operación del sistema.

Desde la óptica de Runrun, la situación confirma que la infraestructura sigue siendo el factor crítico para integrar plenamente a Vaca Muerta con el norte del país. Completar las plantas compresoras permitiría sustituir importaciones, reducir costos para el sistema y generar un flujo estable de demanda para proveedores locales de obra, mantenimiento, instrumentación y servicios energéticos.

La prioridad es ordenar pagos, reactivar obras y asegurar continuidad técnica, un paso indispensable para cerrar la brecha histórica entre el potencial productivo y la capacidad real de transporte.

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Mendoza realizó una nueva edición de Networking Minería en Vendimia 2026, un encuentro que reunió a más de 100 empresas del sector minero, energético, logístico, tecnológico y financiero.

La actividad fue organizada por la Cámara de Servicios Mineros de Mendoza (CASEMMZA) y contó con el acompañamiento de Minergy, en un formato orientado a articular actores y fortalecer la cadena de valor provincial. El evento se desarrolló el 11 de abril y convocó a operadoras, exploradoras, proveedores, cámaras empresarias, funcionarios y referentes técnicos.

El presidente de CASEMMZA, Carlos Ferrer, destacó el rol de las cámaras en la articulación del ecosistema y remarcó la necesidad de avanzar hacia una minería “sostenible, con protocolos y buenas prácticas verificables”. También subrayó el compromiso de los proveedores que sostuvieron la actividad en los años de mayor incertidumbre.

Por su parte, el ministro de Producción, Rodolfo Vargas Arizu, afirmó que la minería es “una deuda de 50 años” para Mendoza y comparó el potencial provincial con los USD 30.000 a 40.000 millones que exporta anualmente la industria del cobre en Chile.

El encuentro funcionó como un espacio de alineación estratégica entre empresas y Estado, con foco en estándares operativos, sostenibilidad, oportunidades de inversión y articulación territorial.

La presencia de firmas de ingeniería, servicios ambientales, logística, perforación, tecnología y financiamiento mostró la amplitud del entramado productivo que busca consolidarse en la provincia.

Desde la óptica de Runrun, el networking confirma que Mendoza está reconstruyendo su ecosistema minero desde la base, priorizando articulación, profesionalización y sostenibilidad.

Si la provincia sostiene esta agenda y consolida reglas claras, podrá activar un círculo virtuoso de inversión, empleo y demanda de servicios locales, donde proveedores mendocinos de ingeniería, mantenimiento, logística y tecnología capturen contratos en una minería que busca despegar con mayor previsibilidad y competitividad.

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El Gobierno de Mendoza puso en marcha el primer encuentro del ciclo “+ Capacidad Local”, una agenda de formación diseñada para fortalecer proveedores mineros con foco en sostenibilidad, gestión estratégica e innovación.

La iniciativa es coordinada por el Ministerio de Energía y Ambiente, a través de la Dirección de Minería, y se desarrollará en 10 encuentros quincenales entre abril y agosto de 2026, con la participación de 49 expositores de empresas, universidades, cámaras y consultoras.

El programa recibió 138 propuestas en la convocatoria abierta y se estructura en tres ejes: gestión estratégica y sostenibilidad, innovación y tecnología y financiamiento y nuevos mercados.

El primer encuentro se realizó en la Universidad Nacional de Cuyo y abordó estándares ambientales, bienestar laboral, compliance y criterios ESG aplicados a la cadena de valor minera. Los próximos módulos serán itinerantes, con actividades los viernes de 10 a 15 en distintos puntos de la provincia.

La estrategia oficial apunta a profesionalizar pymes y prestadores locales antes de la llegada de grandes proyectos metalíferos, elevando capacidades en planificación, digitalización, eficiencia energética y acceso a financiamiento.

El ciclo articula al Estado provincial con organismos como Impulsa Mendoza, fundaciones y áreas de empleo y capacitación, en un esquema de política pública orientada al desarrollo de proveedores.

Desde la óptica de Runrun, “+ Capacidad Local” funciona como un laboratorio de competitividad para la futura minería mendocina: prepara empresas, ordena expectativas y alinea la agenda productiva con estándares de sostenibilidad.

Si la provincia sostiene esta línea de trabajo, podrá construir un ecosistema de proveedores calificados, capaz de capturar contratos en ingeniería, servicios ambientales, tecnología, logística y mantenimiento cuando los proyectos avancen, reduciendo dependencia externa y maximizando el impacto territorial de la inversión minera.

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Shell y Qatar Petroleum completaron su retiro de la Cuenca Argentina Norte (CAN) y devolvieron al Estado los bloques CAN 107 y CAN 109, ubicados frente a Mar del Plata. La Secretaría de Energía declaró la extinción de ambos permisos de exploración mediante las resoluciones 73/2026 y 87/2026, luego de que las compañías renunciaran a continuar con el segundo período exploratorio.

Las empresas informaron que no obtuvieron resultados positivos en los estudios realizados y optaron por no avanzar hacia nuevas etapas.

En el caso de CAN 107, Shell y Qatar Petroleum ejecutaron una inversión exploratoria cercana a los USD 90 millones y abonaron el canon correspondiente, que en 2025 superó los $383 millones, según los registros oficiales.

La autoridad energética confirmó que las obligaciones contractuales fueron cumplidas y que la renuncia se produjo sin controversias regulatorias. En CAN 109, el esquema fue similar: se completó el programa de trabajo previsto y luego se formalizó la devolución del área.

El retiro se suma al antecedente del pozo Argerich x‑1 en el bloque CAN 100, operado por Equinor, que fue clasificado como pozo seco tras la perforación realizada en 2024. Con la salida de Shell, Qatar Petroleum y la falta de resultados en Argerich, la Cuenca Argentina Norte queda sin actividad exploratoria en curso y con un único pozo perforado sin indicios comerciales de hidrocarburos.

El offshore argentino entra así en una fase de pausa, a la espera de nuevas rondas o de un rediseño de la estrategia exploratoria.

Desde la óptica de Runrun, el cierre de esta primera etapa en la CAN no implica el fin del offshore argentino, sino un punto de inflexión para reordenar expectativas, actualizar la información geológica y revisar los incentivos de largo plazo.

Un esquema que combine reglas claras, plazos realistas y coordinación entre Estado, empresas y proveedores puede sostener el interés exploratorio sin sobredimensionar resultados.

A la vez, la experiencia acumulada en estudios sísmicos, logística marítima, servicios ambientales y operación en aguas profundas deja capacidades instaladas donde proveedores argentinos de ingeniería, servicios offshore y monitoreo ambiental pueden seguir posicionándose para futuros ciclos de exploración.

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YPF consolidó uno de los saltos productivos más rápidos y agresivos de la historia del shale argentino: La Angostura Sur, un bloque 100% propio de la compañía, pasó de producir 2.000 barriles diarios a 47.000 en menos de un año y medio.

El crecimiento por veinte posiciona al área entre las cinco más productivas de Vaca Muerta y la transforma en un caso emblemático del nuevo modelo operativo que impulsa la conducción de Horacio Marín.

El bloque se desarrolló bajo un esquema industrial que combina diseño modular, escalabilidad y monitoreo en tiempo real a través del centro RTIC. La replicación acelerada de pads y facilidades redujo tiempos muertos, mientras que la digitalización permitió ajustar parámetros pozo por pozo con una precisión inédita.

La consistencia operativa —baja variabilidad entre pozos, curvas estables y eficiencia en completación— consolidó a La Angostura Sur como un activo de referencia para la nueva etapa de YPF.

El impacto trasciende a la compañía. El salto productivo aporta volumen adicional a la cuenca en un momento en que la infraestructura de transporte y exportación se expande con el nuevo oleoducto y las obras de VMOS.

La Angostura Sur se integra así a la ecuación que permitirá sostener el crecimiento exportador del país en los próximos años, con un aporte directo a la estabilidad de la curva de producción y a la competitividad del shale argentino.

Para la cadena de proveedores, el bloque abre una agenda inmediata: servicios de completación y fractura, logística de equipos y químicos, metalmecánica, mantenimiento de facilidades, instrumentación, servicios ambientales y soluciones digitales.

El modelo modular de YPF multiplica la demanda de pymes y consolida un ecosistema industrial que acompaña la aceleración del desarrollo.

Desde la óptica de Runrun, La Angostura Sur es más que un éxito operativo: es la demostración de que el shale argentino puede escalar con velocidad, consistencia y captura de valor local.

YPF muestra que, con ingeniería, digitalización y un modelo industrial claro, Vaca Muerta puede sostener un ritmo de crecimiento que reposiciona a la Argentina en el mapa energético global.

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La modificación de la Ley de Glaciares, aprobada con 137 votos a favor, redefine el concepto de ambiente periglacial y otorga mayor precisión técnica al inventario que determina qué zonas deben ser protegidas.

La industria minera venía reclamando esta actualización desde hace más de una década, argumentando que la redacción original generaba incertidumbre jurídica y bloqueaba proyectos metalíferos de escala internacional. Con la nueva normativa, las provincias recuperan protagonismo en la validación técnica y se elimina la interpretación expansiva que impedía avanzar en áreas sin función hídrica efectiva.

El cambio regulatorio reactivó de inmediato el interés inversor. Proyectos como Vicuña, El Pachón y Los Azules en San Juan; MARA en Catamarca; y Taca Taca en Salta —todos pórfidos de cobre de clase mundial— vuelven a estar en agenda.

Son iniciativas que requieren inversiones por USD 30.000 millones, con capacidad para transformar la matriz exportadora argentina en menos de una década. El cobre, mineral crítico para la electrificación global, es el eje de esta nueva ola: autos eléctricos, transmisión, energías renovables y digitalización sostienen una demanda internacional en máximos históricos.

La Cámara Argentina de Empresarios Mineros estima que el sector ya emplea a más de 100.000 personas entre puestos directos e indirectos, y que la reactivación de estos proyectos podría duplicar ese número.

La construcción de una mina de cobre demanda entre 5.000 y 10.000 trabajadores, además de una cadena de proveedores que incluye metalmecánica, perforación, transporte, servicios ambientales, ingeniería, campamentos, mantenimiento industrial e instrumentación. La minería opera con estándares internacionales —HMS/TSM, ISO— y recircula entre 70% y 90% del agua utilizada, un dato que las provincias destacan para sostener la licencia social.

Desde la óptica de Runrun, la reforma no solo corrige una ley que había quedado desfasada: redefine la competitividad de las provincias cordilleranas y abre una ventana de desarrollo comparable al agro y Vaca Muerta.

La claridad normativa permite planificar inversiones de largo plazo, atraer capital internacional y expandir la participación de proveedores argentinos en una industria que demanda escala, tecnología y continuidad. Con reglas más precisas y un contexto global favorable, la minería vuelve a posicionarse como uno de los motores estratégicos de la economía nacional.

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El Gobierno nacional avanza en la privatización del sistema de importación de GNL, un cambio estructural que desplaza a Enarsa del rol de comprador y transfiere al sector privado la responsabilidad de asegurar el abastecimiento invernal.

La definición es estratégica: entre 15 y 25 barcos metaneros ingresan cada año por la terminal de Escobar, y su costo impacta directamente en tarifas, subsidios y en la planificación de la producción de gas en Vaca Muerta.

La licitación enfrenta a dos jugadores globales con presencia local. Naturgy, con fuerte posición en distribución y conocimiento del mercado interno, busca integrar la cadena desde la compra hasta el usuario final. Trafigura, con músculo logístico y comercial, apuesta a su capacidad de optimizar fletes y contratos internacionales, apoyada en su operación en Bahía Blanca.

La apertura de ofertas está prevista para el 13 de abril y la adjudicación para el 21, en un proceso acelerado por la necesidad de garantizar suministro antes del invierno.

El cambio implica que el privado decidirá cuándo, cuánto y a qué precio comprar GNL, asumiendo riesgo comercial y definiendo la logística de abastecimiento. Para Vaca Muerta, la transición no es menor: aunque la producción crece, Argentina seguirá necesitando importaciones durante los picos invernales.

La coordinación entre oferta local y compras externas será determinante para sostener inversiones, evitar apagados de pozos en verano y estabilizar la curva de producción.

Desde la óptica de Runrun, la disputa por el negocio del GNL es parte de una reconfiguración más amplia del mercado del gas. La salida del Estado como intermediario redefine incentivos, ordena señales de precios y obliga a una planificación más integrada entre productores, transportistas y distribuidoras.

También reorganiza la demanda de servicios locales en terminales, logística, mantenimiento e instrumentación, donde proveedores argentinos pueden capturar contratos en un esquema más competitivo y menos burocrático.

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El Gobierno de Santa Cruz presentó el programa “Más Producción y Trabajo en el sector hidrocarburífero santacruceño”, una iniciativa que busca reactivar áreas convencionales, atraer inversiones y sostener empleo en una provincia que atraviesa una transición marcada por la salida de YPF de varios bloques maduros.

El esquema apunta a ordenar la actividad, generar previsibilidad y coordinar políticas entre Estado y empresas, en un contexto donde la producción convencional necesita nuevas estrategias para sostener su aporte económico.

Las operadoras destacaron el clima político y la orientación del programa. Desde YPF, Horacio Marín reafirmó el compromiso con la exploración y el desarrollo, y recordó que Argentina ya es exportador neto de petróleo y gas. También confirmó que la locación del pozo exploratorio en Palermo Aike está lista y que la perforación está prevista para el segundo semestre.

CGC, por su parte, valoró la coordinación público–privada y consideró que la iniciativa llega en un momento clave para consolidar actividad. Patagonia Resources y Neuss Capital subrayaron la importancia de incorporar tecnología y de contar con reglas claras para invertir.

Roch fue más explícita al señalar que la salida de YPF de áreas convencionales representa una oportunidad para nuevos jugadores. La empresa destacó que Santa Cruz ofrece condiciones favorables y un entorno seguro para volver a invertir, con un rol activo del gobernador Claudio Vidal y del ministro Jaime Álvarez en la articulación con el sector.

El programa provincial se presenta así como un intento de recuperar dinamismo en cuencas maduras que requieren servicios intensivos y decisiones rápidas.

Desde la óptica de Runrun, la iniciativa abre una agenda concreta para proveedores locales en servicios de operación, mantenimiento, instrumentación, logística, seguridad industrial y trabajos de campo. La reactivación de áreas convencionales depende de una cadena de pymes que sostienen la actividad diaria y que pueden encontrar en este programa un marco más estable.

Si la provincia logra mantener previsibilidad y coordinación, Santa Cruz puede reposicionarse en la agenda energética nacional y capitalizar una etapa de mayor inversión en hidrocarburos.

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La ampliación del sistema troncal de Oldelval avanza hacia su etapa final y se perfila como la obra que permitirá sostener el crecimiento de Vaca Muerta durante la próxima década.

El ducto, que conecta la cuenca neuquina con Allen y los nodos de salida hacia la costa bonaerense, completó la soldadura y el tendido de sus tramos principales y se encuentra en fase de montaje y calibración de estaciones de bombeo, válvulas y sistemas de control. Los ensayos hidráulicos están programados para junio y julio, con una habilitación operativa prevista para el segundo semestre de 2026.

La ampliación elevará la capacidad del sistema en 160.000 barriles diarios en su primera etapa y alcanzará los 250.000 barriles diarios cuando opere a régimen completo. Es el incremento más significativo en más de cuatro décadas y permitirá reducir los cuellos de botella que hoy limitan la evacuación de crudo desde Neuquén.

La obra incluye tuberías API 5L, recubrimientos anticorrosivos tricapa, estaciones de bombeo de alta eficiencia y un sistema SCADA que monitorea presión, caudal y seguridad en tiempo real.

El impacto territorial abarca Neuquén, Río Negro y Buenos Aires, con cruces de rutas, ríos y zonas productivas que requieren coordinación ambiental y operativa. En su pico de actividad, la obra empleó a más de 1.000 trabajadores, con participación de empresas de servicios, ingeniería, logística y montaje.

Aunque los paquetes críticos —soldadura, tuberías, válvulas y EPC de estaciones— ya están adjudicados, la etapa de puesta en marcha abre demanda para instrumentación secundaria, ensayos complementarios, mantenimiento predictivo, servicios eléctricos y apoyo logístico.

Desde la óptica de Runrun, el nuevo oleoducto es la pieza que completa la ecuación exportadora: sin capacidad de transporte, Vaca Muerta no puede sostener su curva de crecimiento ni aprovechar precios internacionales. La infraestructura midstream define competitividad, reduce costos y da previsibilidad a productores y provincias.

Con la habilitación prevista para este año y la operación plena proyectada para 2027, Argentina se acerca a un escenario donde la producción incremental podrá fluir sin restricciones y consolidar un perfil exportador estable hacia 2027.

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El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanza en simultáneo en Punta Colorada y en la estación cabecera de Allen, consolidándose como la obra estratégica que ampliará la capacidad de almacenamiento y despacho marítimo del crudo argentino.

En la terminal rionegrina se completó el montaje del techo del tanque TK404, una estructura de aluminio de 57 toneladas, ensamblada con 30.000 bulones y diseñada para almacenar 120.000 m³. Cada tanque demanda 1.500 toneladas de acero y más de un millón de pulgadas de soldadura, lo que refleja la escala industrial del proyecto.

En Allen, YPF supervisó la instalación del domo geodésico del tanque TK AG 007, una maniobra que requirió una grúa de 600 toneladas, 32 puntos de soporte y 75 especialistas.

La ingeniería estuvo a cargo de Tecnagent y el montaje fue ejecutado por AESA bajo norma API 650 – Apéndice G. Los domos reducen evaporación, mejoran la seguridad operativa y bajan costos de mantenimiento, un estándar que se replica en los ocho tanques previstos para las distintas etapas del proyecto.

VMOS ya superó la fase crítica de ingeniería y se encuentra en pleno montaje de tanques, domos, piping y sistemas auxiliares. La obra apunta a crear más de 1 millón de m³ de capacidad de almacenamiento y una terminal marítima capaz de despachar volúmenes crecientes de crudo hacia mercados internacionales.

Con una inversión superior a 1.200 millones de dólares, el proyecto es clave para sostener el crecimiento exportador de Vaca Muerta entre 2026 y 2030.

Desde la óptica de Runrun, VMOS no solo amplía la infraestructura energética: también abre una agenda de servicios para proveedores argentinos en etapas de operación, mantenimiento, instrumentación secundaria, ensayos, logística y ampliaciones futuras.

Con la ampliación prevista para 2027–2028, la terminal se convertirá en un nodo clave para el despacho marítimo del crudo neuquino, consolidando un ecosistema industrial que trasciende el montaje inicial y proyecta oportunidades sostenidas para la cadena local en la próxima década.

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Baker Hughes dio un paso estratégico en el mapa energético argentino tras adjudicarse el suministro de tres turbinas de gas NovaLT16 y tres compresores centrífugos para el nuevo gasoducto que conectará Vaca Muerta con el Golfo San Matías, infraestructura clave para alimentar los dos buques flotantes de GNL de Southern Energy.

El contrato, firmado con San Matías Pipeline S.A., marca la primera instalación de la tecnología NovaLT en Sudamérica, un dato que posiciona al país en la agenda global de turbomaquinaria de alta eficiencia.

El equipamiento se instalará en una estación de compresión cerca de Allen, Río Negro, y estará acompañado por servicios de puesta en marcha, repuestos, herramientas especiales y monitoreo remoto.

La elección de la plataforma NovaLT responde a su rendimiento, menores emisiones y tiempos de entrega competitivos, atributos que se vuelven críticos en un proyecto que busca acelerar la capacidad exportadora de gas argentino.

Para Baker Hughes, la adjudicación consolida presencia en un mercado donde la infraestructura de gas vuelve a ganar protagonismo. Para Argentina, el movimiento es más profundo: la incorporación de tecnología de compresión de última generación permite sostener el flujo hacia los buques de GNL y avanzar en una cadena de valor que combina midstream, licuefacción flotante y exportación.

Desde la óptica de Runrun, el contrato abre una agenda concreta para proveedores locales en montaje, servicios eléctricos, instrumentación, mantenimiento predictivo y soporte operativo.

La estación de compresión del San Matías Pipeline se convertirá en un nodo crítico del ecosistema GNL, y su desarrollo demanda capacidades técnicas que pueden ser abastecidas por pymes argentinas con experiencia en oil & gas. Si el país sostiene esta línea de inversión, la infraestructura de gas puede transformarse en un vector exportador tan relevante como el crudo.

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La Energy Trade Mission 2026 reunirá en Houston a empresas, cámaras, universidades y autoridades argentinas para impulsar inversiones y acuerdos tecnológicos vinculados a Vaca Muerta. El encuentro se realizará del 3 al 6 de mayo, en paralelo a la Offshore Technology Conference (OTC), el evento energético más influyente del mundo.

La misión es organizada por la Argentina–Texas Chamber of Commerce y apunta a posicionar al país en un mercado clave para el desarrollo de proyectos energéticos.

La agenda incluye el Bilateral Energy Summit en el Houston Petroleum Club, donde se analizarán oportunidades de inversión, exportaciones y proyectos de infraestructura. También habrá workshops en la University of Houston sobre digitalización, inteligencia artificial, eficiencia operativa y automatización industrial.

En paralelo, el Global Energy & Geopolitics Forum abordará tendencias internacionales y el rol de América Latina en la seguridad energética.

Uno de los ejes centrales será el Energy B2B Matchmaking Program, que en la edición anterior generó más de 100 reuniones de negocios entre empresas argentinas y estadounidenses. La misión también contempla visitas técnicas a compañías líderes en upstream, midstream y servicios, además de centros de innovación vinculados a la transición energética.

La inscripción permanece abierta hasta el 15 de abril y ya confirmaron su participación proveedores, ingenierías y desarrolladores tecnológicos del ecosistema argentino.

Desde la óptica de Runrun, la misión consolida una estrategia proinversión que combina tecnología, financiamiento y apertura de mercados. Houston ofrece un espacio para mostrar capacidades locales y proyectar a las empresas argentinas hacia nuevas oportunidades de integración productiva.

Si el país sostiene esta agenda, podrá fortalecer a sus proveedores, ampliar su base tecnológica y acelerar el desarrollo energético de la próxima década.

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Una investigación publicada en Nature Communications demostró que los residuos plásticos pueden transformarse en hidrocarburos líquidos de alto valor mediante un proceso catalítico asistido por agua. El método utiliza catalizadores de rutenio y logra una conversión del 96,9%, muy superior a la pirólisis tradicional.

La clave está en el rol del agua, que acelera la depolimerización y reduce la formación de coque, el residuo carbonoso que suele frenar la operación industrial.

El proceso genera fracciones líquidas equivalentes a nafta pesada, kerosene y gasoil liviano, conocidas como “fuel‑range hydrocarbons”. No son combustibles finales, pero sí un insumo compatible con las refinerías existentes.

Para alcanzar calidad comercial, estas fracciones deben pasar por destilación, hidrotratamiento y mezclas controladas, los mismos pasos que se aplican al petróleo crudo. Esto permite cumplir normas ASTM y EN sin necesidad de construir plantas nuevas.

La tecnología ofrece ventajas operativas relevantes. Permite procesar poliolefinas mixtas —PE y PP— que representan el 60% del residuo plástico del país. Además, extiende la vida útil del catalizador y reduce costos de mantenimiento.

Para Argentina, esto abre una ventana concreta en polos petroquímicos como Bahía Blanca, Campana y San Lorenzo, donde ya existe infraestructura para integrar estos flujos a cadenas de valor industriales.

El estudio incluye un análisis técnico‑económico favorable para su escalado. Los CAPEX y OPEX dependen del suministro de rutenio, pero la mayor durabilidad del catalizador mejora la ecuación en pesos argentinos.

Municipios con alta generación de residuos, como el AMBA, podrían abastecer plantas piloto sin etapas costosas de clasificación. La integración con cooperativas de reciclado también permitiría asegurar trazabilidad y abastecimiento estable.

Desde la óptica de Runrun, esta tecnología combina tres vectores estratégicos: reducción de residuos, producción de energía local y fortalecimiento industrial. Convertir plástico en un insumo refinable permite sustituir importaciones, generar empleo calificado y aliviar la presión sobre rellenos sanitarios.

Con señales regulatorias claras y pilotos bien diseñados, Argentina puede transformar un pasivo ambiental en un activo energético competitivo para la próxima década.

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Neuquén adjudicó la construcción del bypass de Añelo, la obra vial más relevante para ordenar el tránsito pesado de Vaca Muerta. El proyecto quedó en manos de la UTE Losi–Rovella Carranza, seleccionada entre nueve oferentes por competitividad económica y capacidad técnica.

La adjudicación fue formalizada por el Gobierno provincial junto a la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) y al fideicomiso integrado por diez operadoras.

El bypass contempla 51 kilómetros de infraestructura nueva y repavimentada. Incluye el nuevo trazado de la Ruta Provincial 8, la repavimentación de la Ruta Provincial 17 y la ejecución del Camino de la Tortuga, un corredor clave para desviar camiones y equipos pesados del casco urbano de Añelo.

La obra tendrá un plazo de ejecución de 18 meses, con inicio en el primer semestre y finalización estimada para octubre de 2027.

El financiamiento proviene de un fideicomiso conformado por YPF, Vista, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Tecpetrol, Chevron, Shell, Phoenix Global Resources y Total Austral.

Cada empresa aporta entre el 5% y el 13,3% del total, bajo un esquema de donación con cargo que transfiere la obra terminada al Estado provincial. Neuquén deberá implementar un sistema de peaje para garantizar mantenimiento y repago.

El Gobierno provincial destacó que el bypass reducirá la congestión en Añelo, mejorará la seguridad vial y permitirá una logística más eficiente para equipos de gran porte. Además, la obra acompaña el crecimiento sostenido de la producción no convencional y se integra al plan de infraestructura que incluye rutas, accesos, servicios y ampliación de capacidad aeroportuaria.

Desde la óptica de Runrun, el bypass marca un punto de inflexión en la infraestructura estratégica de Vaca Muerta. La combinación de financiamiento privado, ejecución rápida y transferencia al Estado crea un modelo replicable para otras provincias productoras.

Para proveedores, constructoras y empresas de servicios, la obra abre una agenda de oportunidades en ingeniería, movimiento de suelos, pavimento y mantenimiento vial en una cuenca que sigue expandiendo su escala operativa.

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Neuquén incorporará un nuevo vuelo internacional directo a Santiago de Chile, operado por LATAM, que comenzará a volar en junio. La ruta fue autorizada por la ANAC y forma parte del plan provincial para ampliar la conectividad aérea vinculada al crecimiento de Vaca Muerta.

El aeropuerto Presidente Perón mantiene categoría internacional y cuenta con infraestructura para recibir aeronaves de fuselaje angosto.

El servicio utilizará Airbus A320 con capacidad para 174 pasajeros. Operará cuatro veces por semana, con vuelos los martes, jueves, viernes y domingos. El tiempo de viaje será inferior a dos horas y permitirá conexiones inmediatas con Estados Unidos, Brasil y Europa a través del hub de Santiago. La tarifa promedio ronda los 200 a 220 dólares por tramo, según disponibilidad.

El Gobierno de Neuquén destacó que la nueva ruta reduce la dependencia de Buenos Aires para viajes corporativos y técnicos vinculados a la industria energética. Además, mejora la logística de proveedores, ingenierías y empresas de servicios que operan en Añelo y en los corredores productivos de la cuenca.

La provincia registró un crecimiento del 25% en tráfico aéreo durante el último año, impulsado por la actividad hidrocarburífera.

En paralelo, la concesión del aeropuerto vence en octubre de 2026 y la provincia evalúa nuevos operadores para ampliar rutas y capacidad.

También analiza el desarrollo de terminales complementarias en Zapala y Chos Malal para descongestionar la operación y acompañar la expansión productiva.

Desde la óptica de Runrun, la nueva conexión internacional consolida a Neuquén como nodo logístico de Vaca Muerta. La combinación de vuelos directos, mayor frecuencia y nuevas alternativas de concesión abre oportunidades para proveedores, empresas de servicios y operadores turísticos.

Si la provincia sostiene esta agenda, la conectividad aérea puede transformarse en un activo estratégico para el desarrollo energético de la próxima década.

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YPF confirmó que perforará un nuevo pozo exploratorio en Palermo Aike, la formación no convencional que Santa Cruz busca convertir en su plataforma energética para las próximas décadas.

El anuncio lo realizó el CEO de la compañía, Horacio Marín, tras la firma del programa provincial “Más Producción y Trabajo”, un esquema que combina incentivos fiscales, baja de regalías y compromisos de inversión para sostener la actividad hidrocarburífera en la provincia.

Marín explicó que el pozo se ejecutará en el segundo semestre, condicionado a la disponibilidad de servicios y a la logística necesaria para operar en una zona sin actividad comercial previa.

Señaló que el desarrollo del no convencional en Santa Cruz está en una etapa inicial y que el proceso requiere descubrimiento, pilotos y validación técnica antes de escalar. Además, remarcó que se trata de un proyecto intensivo en capital y tiempo, con incertidumbre geológica y operativa.

El programa provincial incluye una reducción de regalías para incentivar la producción en áreas maduras y estimular nuevas inversiones. Marín calificó la medida como una decisión acertada para paliar la declinación natural de los yacimientos convencionales.

Aunque YPF ya no opera en ese segmento en Santa Cruz, sostuvo que la baja de regalías mejora la ecuación económica de las empresas y genera condiciones para sostener empleo, proveedores y actividad en la provincia.

Otro eje central es la remediación ambiental en la zona norte, donde YPF dejó áreas convencionales. Marín destacó que la compañía contrató a la Universidad de Buenos Aires como tercera parte para realizar un relevamiento independiente y que el informe se encuentra en su etapa final. Subrayó que YPF decidió asumir los pasivos ambientales y avanzar con un proceso transparente, cumpliendo la normativa provincial y nacional.

En paralelo, Marín vinculó la apuesta por Palermo Aike con la agenda energética nacional. Recordó que Argentina ya es exportador neto de petróleo, con más del 30% de su producción destinada al exterior, y proyectó exportaciones energéticas superiores a los 30.000 millones de dólares en los próximos años. Con el desarrollo del gas natural licuado, las proyecciones internas de la compañía alcanzan los 45.000 millones, apoyadas en mayor producción y nueva infraestructura.

En este contexto, Palermo Aike aparece como una oportunidad estratégica para diversificar la base productiva del país y sumar una nueva cuenca no convencional al mapa energético. Para Santa Cruz, el pozo exploratorio, la baja de regalías y el programa “Más Producción y Trabajo” conforman una hoja de ruta que combina inversión, empleo y remediación ambiental. Para proveedores y pymes de servicios, el avance del proyecto abre una ventana concreta para integrarse a una agenda que demanda ingeniería, logística, servicios de campo y soluciones ambientales en una provincia que busca construir un nuevo ciclo energético de largo plazo.

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Neuquén superó por primera vez los 600.000 barriles diarios de producción total, un registro que consolida a la provincia como el principal polo energético del país y confirma la madurez operativa del desarrollo no convencional.

El volumen incluye petróleo, condensados y líquidos asociados, y refleja la continuidad de un proceso de expansión que ya se sostiene de manera estable en todas las áreas de mayor actividad.

El desempeño de las operadoras explica el salto. YPF, PAE, Vista, Shell y Tecpetrol sostienen niveles de actividad elevados, con mejoras en tiempos de perforación, mayor eficiencia en fractura y una curva de productividad que mantiene valores altos en los primeros meses de producción.

Los pozos horizontales superan los 3.000 metros, con entre 35 y 55 etapas de fractura, y los caudales iniciales (IP30) se ubican en rangos de 1.000 a 2.500 barriles diarios, según bloque y diseño de completación.

El crecimiento también se refleja en los resultados financieros. Las compañías registraron incrementos de EBITDA de entre 20% y 35%, impulsados por mayores volúmenes, exportaciones crecientes y costos operativos que se mantienen entre los más competitivos del hemisferio.

El costo de lifting se ubica entre USD 8 y 12, y la productividad por pad continúa mejorando a partir de la estandarización de diseños y la incorporación de equipos de mayor capacidad.

La expansión de Neuquén tiene impacto directo en el mercado externo. Más del 30% del petróleo argentino se destina a exportación, con contratos que se consolidan en mercados de crudo ligero. Las empresas incrementaron su participación en ventas externas y ampliaron su cartera de destinos, lo que mejora el flujo de divisas y fortalece la posición financiera del sector.

El récord provincial se produce en un contexto de mayor interés internacional. Fondos globales y bancos de inversión incorporaron a Vaca Muerta en sus proyecciones de crecimiento para los próximos años, con estimaciones que ubican la inversión potencial en torno a USD 60.000 millones en un período de cinco años.

La competitividad técnica, la escala alcanzada y la consistencia operativa explican la atención del mercado.

Neuquén cierra así un trimestre con niveles de actividad y producción sin precedentes, impulsado por la performance de las operadoras y por la consolidación de un modelo de desarrollo que combina eficiencia, escala y continuidad operativa.

El récord de 600.000 barriles diarios marca un nuevo punto de referencia para la cuenca y confirma la capacidad del sector para sostener volúmenes crecientes con estándares técnicos elevados.

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El sector energético volvió a posicionarse como uno de los activos más sólidos de la economía argentina. Las principales petroleras del país lograron su mejor trimestre financiero desde 2017, impulsadas por balances robustos, exportaciones crecientes y una mejora en las condiciones del mercado internacional de crédito.

La reapertura de la ventana de deuda permitió a las compañías emitir obligaciones negociables, refinanciar pasivos y extender plazos en un contexto de mayor estabilidad cambiaria y menor percepción de riesgo.

Los datos financieros confirman el cambio de ciclo. Las empresas registraron un crecimiento de EBITDA de entre 20% y 35%, con márgenes operativos fortalecidos por la productividad del shale y la expansión de exportaciones.

Más del 30% del petróleo argentino ya se destina al exterior, con un incremento interanual superior al 40%, lo que mejora el flujo de divisas y reduce la dependencia del mercado interno. La combinación de costos de lifting competitivos —entre USD 8 y 12 por barril— y un break-even de USD 35–45 consolida a Vaca Muerta como una de las cuencas más eficientes del hemisferio.

En el plano financiero, la reapertura del mercado permitió emisiones corporativas de entre USD 300 y 500 millones por compañía, con plazos de 5 a 10 años y tasas más bajas que en los ciclos previos.

Fondos especializados en energía y mercados emergentes volvieron a demandar activos argentinos, atraídos por la mejora del riesgo país, la estabilidad del tipo de cambio y la expectativa de crecimiento del sector. Las empresas aprovecharon la ventana para refinanciar deuda cara, reperfilar vencimientos y financiar proyectos de perforación, fractura y logística.

El contexto macro acompañó parcialmente este movimiento. La inflación mensual se estabilizó en torno al 2,9%, con proyecciones de desaceleración gradual según el Relevamiento de Expectativas de Mercado del Banco Central.

El dólar mayorista se mantuvo dentro de bandas cambiarias estables, con cotizaciones entre $1.398 y $1.415, y el Banco Central acumuló más de USD 4.400 millones en compras netas durante el primer trimestre. Organismos internacionales proyectan un crecimiento del 4% para 2026, impulsado por exportaciones, energía y minería.

Aun así, el mercado sigue monitoreando riesgos estructurales: acceso a divisas para repago de deuda, estabilidad regulatoria en exportaciones, avance real de infraestructura y tensiones en transmisión eléctrica.

La sostenibilidad del ciclo financiero dependerá de la capacidad del país para consolidar reservas, mantener la estabilidad cambiaria y acelerar obras clave como oleoductos, gasoductos y ampliaciones eléctricas bajo concesión privada.

La reapertura de la ventana de deuda confirma que el sector energético argentino volvió a ser financiable a nivel internacional. Si el país sostiene estabilidad macro y avanza en infraestructura, las petroleras podrán financiar el salto de escala que requiere Vaca Muerta. Si no lo hace, la oportunidad podría cerrarse tan rápido como se abrió.

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Goldman Sachs ubicó a Vaca Muerta entre los principales polos de inversión energética de la próxima década y estimó que la cuenca podría atraer hasta USD 60.000 millones en cinco años, siempre que el país acelere infraestructura crítica y estabilice condiciones macroeconómicas.

La proyección coincide con los datos oficiales de producción, exportaciones y capacidad instalada, y consolida a la formación neuquina como uno de los activos estratégicos más competitivos del hemisferio.

La productividad de la cuenca explica el interés internacional. Argentina produce más de 900.000 barriles diarios de petróleo, con un crecimiento interanual superior al 20%, y más del 70% del shale oil proviene de Vaca Muerta. En gas, la producción supera los 80 millones de metros cúbicos diarios, con picos que requieren mayor capacidad de transporte.

Los costos de lifting se ubican entre USD 8 y 12, y el break-even ronda los USD 35–45, niveles que posicionan al shale neuquino entre los más competitivos del mundo.

El análisis de Goldman Sachs se apoya en tres vectores: petróleo, gas y GNL. En petróleo, Argentina ya exporta más del 30% de su producción, con un crecimiento anual superior al 40%.

En gas, la expansión del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y la reversión del Gasoducto Norte permitirán liberar volúmenes adicionales para la industria y la exportación. En GNL, los proyectos de licuefacción podrían sumar 20 a 25 millones de toneladas anuales, con inversiones estimadas entre USD 10.000 y 15.000 millones.

El límite, sin embargo, es la infraestructura. El sistema de oleoductos opera al borde de su capacidad y requiere la puesta en marcha del Oleoducto Vaca Muerta Sur, que sumará 360.000 barriles diarios adicionales. En gas, la Etapa II del GPNK y la reversión del Norte son indispensables para sostener el crecimiento.

La infraestructura eléctrica también enfrenta tensiones crecientes: la demanda de potencia para fractura, bombeo y plantas de tratamiento supera la capacidad disponible.

En este punto, el nuevo régimen de ampliaciones eléctricas bajo concesión privada abre un camino concreto para acelerar obras que, bajo el esquema tradicional, demoraban entre cinco y siete años.

Para Goldman Sachs, la ventana global para el shale se mantendrá abierta hasta 2035, pero requiere decisiones rápidas. La oportunidad existe, la productividad está probada y la demanda internacional es real. Lo que falta es resolver infraestructura, acceso a divisas, previsibilidad fiscal y un marco regulatorio estable para proyectos de largo plazo como el GNL.

Si Argentina acelera oleoductos, gasoductos, líneas eléctricas y capacidad portuaria, Vaca Muerta puede convertirse en un motor estructural de exportaciones y alcanzar los USD 30.000 millones anuales en ventas energéticas. Con GNL, el potencial asciende a USD 45.000 millones. Si no lo hace, la cuenca corre el riesgo de frenar su expansión justo en el momento de mayor oportunidad global.

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Vaca Muerta atraviesa su mejor momento productivo, pero también el más desafiante. La producción crece, las empresas aceleran inversiones y la demanda internacional existe, pero la infraestructura disponible ya no acompaña el ritmo del desarrollo.

El sistema de transporte, energía eléctrica, logística y capacidad portuaria opera al borde de su límite técnico, y los próximos dos años serán decisivos para evitar un cuello de botella estructural.

Los datos oficiales muestran la magnitud del salto. Argentina produce cerca de 900.000 barriles diarios de petróleo, el nivel más alto en más de dos décadas, con un crecimiento interanual superior al 20%. Neuquén superó por primera vez los 600.000 barriles diarios, consolidándose como el principal motor energético del país.

Más del 60% del petróleo argentino proviene de Vaca Muerta, y el shale oil neuquino ya supera los 560.000 barriles diarios, con exportaciones que crecen por encima del 40% anual.

En gas, la cuenca neuquina supera los 80 millones de metros cúbicos diarios, con picos que requieren infraestructura adicional para evacuar volúmenes crecientes. La Secretaría de Energía advierte que, sin nuevas obras, la producción podría estancarse en 2027 por saturación de transporte y capacidad eléctrica insuficiente.

El sistema de oleoductos es el punto más crítico. La capacidad actual está prácticamente saturada. El tramo Allen–Puerto Rosales opera al límite y el Oleoducto Vaca Muerta Norte requiere ampliaciones para sostener el ritmo de extracción.

La obra clave es el Oleoducto Vaca Muerta Sur, que permitirá transportar hasta 360.000 barriles diarios adicionales hacia la costa rionegrina. Su puesta en marcha es indispensable para duplicar exportaciones y evitar que la producción quede atrapada en la cuenca.

En gas, el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner alivió el sistema, pero aún falta completar la Etapa II, que conectará con San Jerónimo, y avanzar con la reversión del Gasoducto Norte, necesaria para abastecer al NOA y reemplazar importaciones.

Las transportadoras estiman que, con estas obras, el país podría sumar 15 a 20 millones de metros cúbicos diarios adicionales de capacidad firme. Sin ellas, el crecimiento del shale gas quedará condicionado por restricciones estacionales.

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Santa Cruz ingresó en la etapa decisiva de negociación de un acuerdo energético integral que busca ordenar reglas, reactivar equipos y sostener la producción en toda la provincia. La convocatoria del gobernador Claudio Vidal reunió a los principales ejecutivos del sector, en una señal política que confirma el interés de las operadoras por alinearse con la nueva estrategia provincial.

El encuentro se consolidó como un punto de inflexión para la relación entre el Gobierno y la industria, con foco en inversión, empleo y previsibilidad.

La mesa de trabajo incluyó a las principales compañías que operan en la provincia, cuyos directivos viajaron para participar de la ronda convocada por el Ejecutivo. La presencia de los CEOs fue interpretada como un respaldo explícito al proceso que impulsa Santa Cruz.

El objetivo es acordar un marco común que permita recuperar equipos parados, incrementar la actividad en áreas maduras y establecer compromisos de inversión con plazos y metas verificables.

El Gobierno provincial planteó la necesidad de reactivar la cadena de proveedores, sostener empleo local y mejorar la eficiencia operativa en yacimientos con más de seis décadas de actividad.

Las áreas técnicas de la provincia aportaron información sobre producción, declino natural y requerimientos de inversión para estabilizar la curva. Las empresas coincidieron en que la previsibilidad regulatoria y la coordinación operativa son condiciones centrales para avanzar en un esquema de mayor actividad.

El acuerdo que se negocia incluye incentivos, compromisos de perforación, metas de producción y mecanismos de seguimiento. La provincia busca un entendimiento amplio, no fragmentado, que permita ordenar la transición entre el convencional maduro y los nuevos proyectos exploratorios, como el avance en Palermo Aike.

La expectativa oficial es cerrar un documento marco que establezca reglas claras y una hoja de ruta común para los próximos años.

En este contexto, Santa Cruz está construyendo un nuevo esquema de gobernanza energética basado en articulación público-privada, incentivos y metas de producción. El respaldo empresarial confirma que la provincia logró instalar una agenda productiva seria, con impacto directo en empleo, proveedores y actividad económica.

Si el acuerdo se concreta, Santa Cruz podría iniciar un nuevo ciclo de inversión que combine recuperación de áreas maduras, exploración de nuevas fronteras y una estrategia provincial orientada al desarrollo sostenible del sector.

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Río Negro realizó un relevamiento integral de la actividad de diatomita en Ingeniero Jacobacci, una de las zonas con mayor tradición y capacidad instalada del país para la extracción y procesamiento de este mineral sedimentario. La diatomita tiene más de 70 años de desarrollo industrial en la región y es un insumo clave para múltiples cadenas productivas.

La provincia concentra las principales plantas procesadoras del país, con empresas que abastecen a los sectores de absorbentes industriales, arenas sanitarias, filtrantes para alimentos y aditivos agrícolas. La actividad sostiene empleo local estable y forma parte de la estructura económica histórica de Jacobacci, con operaciones que combinan extracción, clasificación, secado y molienda.

El relevamiento oficial incluyó visitas a yacimientos y plantas, revisión de procesos productivos y verificación de estándares operativos.

La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático evaluó condiciones de acopio, manejo de material particulado y procedimientos de carga, y avanzó en medidas para ordenar áreas de trabajo y reducir emisiones de polvo en zonas cercanas a la operación.

La diatomita de Jacobacci mantiene una participación relevante en el mercado nacional por su calidad, pureza y volumen disponible. Su uso en absorbentes industriales la vincula directamente con la actividad petrolera, mientras que su aplicación en filtración y agricultura amplía la demanda hacia otros sectores.

La continuidad de la producción y la presencia de plantas activas consolidan a la región como un polo minero–industrial con trayectoria y capacidad de abastecimiento sostenido.

El trabajo provincial forma parte de un esquema de actualización de información técnica y seguimiento de actividades mineras con presencia territorial. Jacobacci se mantiene como un punto estratégico dentro del mapa productivo de Río Negro, con una industria que combina historia, empleo y una cadena de valor diversificada.

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El precio internacional del petróleo registró una caída cercana al 10% luego del anuncio de una tregua temporal entre Estados Unidos e Irán que incluye la reapertura parcial del Estrecho de Ormuz.

La baja fue confirmada por organismos oficiales como la Agencia Internacional de Energía, la Administración de Información Energética de Estados Unidos y la OPEP, que atribuyen el movimiento a la reducción inmediata del riesgo geopolítico y a la expectativa de mayor flujo de crudo en una de las rutas más sensibles del comercio energético global.

El Brent retrocedió entre 14% y 15% en las últimas 24 horas, mientras que el WTI cayó hasta 16%, ubicándose ambos en un rango de 93 a 96 dólares por barril. La corrección se produce tras semanas de precios elevados que habían superado los 109 dólares, impulsados por tensiones militares y restricciones logísticas en Medio Oriente.

Según la Agencia Internacional de Energía, la reapertura parcial de Ormuz —por donde circula el 20% del petróleo mundial— reduce la prima de riesgo que había presionado al alza al mercado.

La OPEP señaló que la baja responde a una normalización parcial de la oferta y a una corrección técnica luego de un período de alta volatilidad. Además, la Administración de Información Energética de Estados Unidos indicó que la tregua no modifica la tendencia estructural del mercado, que continúa ajustado por demanda firme y por inventarios en niveles históricamente bajos.

Los organismos marítimos internacionales también confirmaron la reactivación gradual de rutas comerciales que habían sido desviadas por razones de seguridad.

Para Argentina, el nuevo rango de precios mantiene la competitividad del shale neuquino, que opera con costos por debajo de los 60 dólares por barril. La Secretaría de Energía destacó que las exportaciones de crudo continúan viables y que los proyectos de infraestructura en ejecución permiten sostener el crecimiento de la producción.

Además, YPF había anticipado estabilidad en los precios internos por 45 días, lo que reduce el impacto inmediato en el mercado local.

En este contexto, la caída del petróleo aparece como un ajuste transitorio más que como un cambio estructural. La demanda global sigue firme y la Agencia Internacional de Energía proyecta un piso cercano a los 90 dólares para todo 2026.

Para Argentina, este escenario sostiene el atractivo de Vaca Muerta, consolida el perfil exportador y refuerza la necesidad de avanzar en infraestructura de transporte para convertir producción en divisas de manera estable y previsible.

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Mendoza transita la cuenta regresiva hacia el Andean Capital Forum, que se realizará del 20 al 22 de abril y que ya se posiciona como uno de los encuentros más relevantes del año para proyectos mineros, mercados de capital e instituciones financieras.

No se trata de un evento más: es la pieza central de la estrategia provincial para conectar proyectos de la región andina con financiamiento internacional bajo estándares técnicos y económicos de nivel global.

El programa incorpora workshops especializados junto al London Metal Exchange, enfocados en dinámica de precios, volatilidad y estrategias de cobertura. Además, suma un seminario técnico desarrollado con la Universidad de Toronto sobre fundamentos financieros y técnicos de la minería moderna.

Estas instancias fortalecen el posicionamiento de Mendoza como espacio de formación aplicada y como punto de encuentro entre conocimiento, proyectos e inversión.

El encuentro reunirá a gobiernos, empresas mineras, fondos, mercados de capital y proveedores estratégicos. Más de 25 proyectos de Argentina, Chile y Perú participarán del Projects Showcase, un espacio articulado con la Bolsa de Toronto que permite presentar PEA, PFS y FS ante inversores especializados.

Además, el programa incluye paneles sobre infraestructura regional, tecnologías de agua y desalación, extracción directa de litio y estrategias de financiamiento para minerales críticos.

La agenda contará con referentes del sector público y privado. Entre los oradores confirmados figuran Alfredo Cornejo, Jimena Latorre, Guillaume Legaré de la TSX, Carlos Galli de Lithium Argentina, Adriana Bekerman de Ganfeng Lithium, Javier Robeto de Aldebaran Resources y representantes de la CAF, BYMA, InvestChile y la Bolsa de Comercio de Mendoza.

El evento también incorpora un esquema estructurado de reuniones 1 a 1 y espacios de matchmaking para acelerar la vinculación entre proyectos y capital.

El Andean Capital Forum forma parte de la iniciativa Andean Bridge, impulsada por Impulsa Mendoza junto a organismos financieros y bolsas de valores. El objetivo es claro: estructurar proyectos con estándares internacionales, mejorar su calidad técnica y facilitar el acceso a financiamiento.

La provincia busca consolidarse como nodo regional para inversiones en cobre, litio y minerales críticos, integrando territorio, proyectos y mercados de capital en una misma estrategia.

En este contexto, Mendoza avanza hacia un modelo que combina minería, financiamiento y formación técnica como motores de desarrollo. La articulación con mercados globales, la presencia de organismos multilaterales y la participación de empresas de escala confirman que la provincia está construyendo un ecosistema competitivo.

Para proveedores, ingenierías y desarrolladores, el Andean Capital Forum abre una ventana concreta para integrarse a proyectos de alto impacto y a una agenda regional que demanda inversión, infraestructura y capacidades técnicas.

Datos de contacto para participar

Los interesados en acreditarse o solicitar información pueden hacerlo a través de los canales oficiales del evento:
• Inscripciones y agenda: info@impulsamendoza.com.ar
• Consultas institucionales: contacto@netzerocircle.org
• Información para empresas y proveedores: inversiones@impulsamendoza.com.ar

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El gobierno de Brasil puso en marcha un paquete fiscal de US$ 5.671 millones destinado a moderar el impacto de la variación internacional del precio del crudo en el mercado interno. La medida incluye la suspensión temporal de impuestos federales aplicados al diésel y un refuerzo de R$ 7.000 millones para el programa de subsidio al gas de cocina.

El objetivo oficial es estabilizar los costos internos durante un período de volatilidad externa.

En paralelo, Petrobras presentó su Plan Estratégico 2025-2029, que prevé una inversión total de US$ 111.000 millones. Del monto anunciado, US$ 20.000 millones se asignarán a proyectos de refino y transporte de hidrocarburos. La compañía proyecta alcanzar una producción de 3,2 millones de barriles diarios hacia fines de 2029.

El ministro Alexandre Silveira indicó que la política comercial de la empresa continuará bajo los criterios definidos por su directorio.

Las refinerías brasileñas operan actualmente por encima de su capacidad nominal para asegurar el abastecimiento interno. El esquema combina medidas fiscales transitorias con el programa de inversiones definido por Petrobras para el período 2025-2029.

El financiamiento del paquete incluye retenciones temporales a las exportaciones de petróleo crudo, aplicadas para sostener el equilibrio fiscal durante la vigencia de las medidas.

Desde una perspectiva operativa, el escenario articula instrumentos fiscales de corto plazo con un plan de expansión de capacidad productiva y de refino.

La evolución del sector dependerá de la consistencia entre ambos componentes y de la capacidad del sistema energético brasileño para sostener niveles crecientes de producción y procesamiento.

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Vaca Muerta está entrando en un momento que no se parece a nada de lo que vimos en los últimos diez años.

No se trata de un número aislado ni de un cálculo optimista: la proyección de USD 130.000 millones en cinco años surge de datos oficiales, planes de inversión ya anunciados y obras de infraestructura que están en ejecución. Es la primera vez que todos los actores —Estado, operadoras, consultoras y organismos internacionales— coinciden en un mismo diagnóstico: el shale neuquino dejó de ser una promesa y empezó a funcionar como un sistema económico completo.

El corazón de esa cifra está en el upstream, donde las operadoras prevén alrededor de USD 70.000 millones para sostener el ritmo de perforación y completación que hoy permite producir más de 400.000 barriles diarios. La productividad alcanzada en Neuquén no es casual: es el resultado de diez años de aprendizaje, de una curva técnica que ya compite con los mejores plays de Estados Unidos y de una infraestructura que empieza a acompañar la escala.

El segundo bloque de inversión —unos USD 25.000 millones— corresponde al midstream, el punto donde Argentina siempre se quedó corta. Hoy, en cambio, hay obras concretas: la ampliación de Oldelval, nuevos oleoductos hacia Chile, etapas futuras del Gasoducto Néstor Kirchner y proyectos regionales que permitirán evacuar más gas. Sin esa infraestructura, el crecimiento se frena; con ella, la producción encuentra salida y las exportaciones se vuelven estructurales.

El tercer componente es el GNL, con otros USD 25.000 millones asociados al proyecto YPF–Petronas. No es un anuncio más: es la llave para que Argentina deje de depender del mercado interno y pueda vender gas al mundo con contratos de largo plazo. El gasoducto dedicado, la planta de licuefacción y las terminales portuarias forman parte de un mismo paquete que ya está en los planes estratégicos de la compañía.

El resto —unos USD 10.000 millones— corresponde a logística, servicios, caminos, energía y agua industrial. Es la parte menos visible, pero la que sostiene la vida cotidiana de la industria: sin rutas, sin energía, sin bases operativas, no hay shale que funcione.

Lo que está en juego no es solo un volumen de inversión. Es la posibilidad de que Argentina consolide un nuevo ciclo exportador, con petróleo, gas y GNL como motores de divisas, empleo y desarrollo territorial. Neuquén ya lo entendió y ordenó su agenda en función de esa escala. Nación también lo sabe: sin reglas estables y sin infraestructura, el potencial se diluye; con previsibilidad y obras, Vaca Muerta puede duplicar su producción y convertirse en un actor relevante en el mercado energético global.

La discusión ya no es si Vaca Muerta puede hacerlo. La discusión es si el país está dispuesto a acompañar el ritmo que la formación está marcando.

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Argentina y Brasil dieron un paso político y técnico para consolidar una sociedad energética de largo plazo basada en el gas de Vaca Muerta.

El eje del entendimiento es la creación de un fondo de garantía que permita asegurar contratos firmes, reducir el riesgo financiero y viabilizar inversiones en infraestructura para exportación de GNL. La señal es clara: Brasil busca gas estable y competitivo; Argentina necesita demanda asegurada para escalar producción y financiar obras estratégicas.

Brasil enfrenta una demanda anual de gas que supera los 50 millones de m³/día, con picos industriales que requieren volúmenes firmes. Su producción doméstica no cubre esa necesidad y la dependencia del GNL spot lo expone a precios que en 2022 llegaron a superar los US$ 40 por millón de BTU. El gas argentino, incluso con transporte y licuefacción, puede ubicarse en una banda de US$ 8 a 12, lo que representa un ahorro estructural para la industria brasileña y una reducción de su vulnerabilidad ante la volatilidad internacional.

Para Argentina, el beneficio es igual de concreto. Vaca Muerta tiene capacidad para producir más de 200 millones de m³/día, pero la infraestructura actual solo permite evacuar una parte. Para justificar nuevas etapas del gasoducto troncal y la planta de GNL, se necesitan contratos de largo plazo y compradores ancla. Brasil puede absorber entre 10 y 20 millones de m³/día de manera sostenida, suficiente para respaldar financiamiento internacional y acelerar inversiones en midstream.

El fondo de garantía bilateral apunta justamente a eso: asegurar pagos, reducir riesgo para inversores y dar previsibilidad a proyectos que requieren desembolsos de miles de millones de dólares. Para el GNL argentino —con YPF como actor central— esto significa viabilidad financiera y comercial. Para Brasil, significa acceso estable a un recurso estratégico a precios competitivos.

El impacto sobre Vaca Muerta es directo. Más producción, más infraestructura, más empleo y más proveedores. El gas deja de ser un recurso abundante pero subutilizado y pasa a convertirse en un activo exportable con destino asegurado. La integración energética con Brasil también reposiciona a Argentina en el mapa geopolítico regional, con capacidad de influir en la seguridad energética del mayor mercado sudamericano.

Si el acuerdo avanza, el GNL puede transformarse en una plataforma de desarrollo para la macro y para las provincias productoras. Con demanda firme, financiamiento y contratos previsibles, Vaca Muerta podría consolidar una nueva etapa de expansión, con más infraestructura, más actividad y más encadenamientos territoriales. La apuesta es que la alianza con Brasil no sea solo un entendimiento diplomático, sino un motor real para convertir al gas argentino en un jugador global.

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El movimiento empresario que protagonizan José Luis Manzano y sus socios suizos tomó una dimensión más amplia en las últimas horas.

A la expansión anunciada en el flanco oriental de Vaca Muerta —un megaproyecto de USD 6.000 millones impulsado por Phoenix Global Resources y Mercuria— ahora se suma el interés por ingresar en el negocio local de Shell, operado por Raízen. Ambas operaciones forman parte de una misma estrategia: construir un bloque energético integrado que abarque producción, infraestructura, refinación y comercialización.

El proyecto presentado ayer en Runrún Energético detalla la apuesta por ampliar la frontera productiva de Vaca Muerta, con inversiones en perforación, midstream y logística para sostener un crecimiento de largo plazo. La participación de Mercuria aporta financiamiento global, capacidad de trading y acceso a mercados internacionales, mientras que Phoenix concentra su operación en el desarrollo del shale neuquino. Ese plan territorial implica más infraestructura, más capacidad de transporte y una mayor presencia en zonas que buscan diversificar su matriz productiva.

La novedad de hoy agrega la otra mitad del tablero. El grupo Manzano–Mercuria está en conversaciones para ingresar al negocio downstream de Shell en Argentina, que incluye estaciones de servicio, plantas logísticas y la refinería de Dock Sud. Se trata de activos premium en un mercado altamente competitivo, donde la marca Shell mantiene uno de los tickets promedio más altos del país. Para el holding suizo-argentino, el movimiento representa la posibilidad de cerrar la cadena de valor: del pozo al surtidor.

La integración vertical es el eje que conecta ambas operaciones. Con presencia en upstream, midstream, energía eléctrica y minería, el desembarco en combustibles completa un esquema que permite capturar márgenes en todas las etapas del negocio. Para Mercuria, uno de los mayores traders globales, la sinergia con logística y refinación local potencia su capacidad de arbitraje y abastecimiento. Para Manzano, consolida su posición como uno de los actores más influyentes del sector energético argentino.

El mercado observa estos movimientos como señales de una reconfiguración profunda. Shell reorganiza su portafolio global, Raízen evalúa alternativas en un contexto de transición energética y los grupos con espalda financiera buscan posicionarse antes del próximo ciclo de inversiones. En paralelo, Vaca Muerta avanza hacia una etapa de mayor escala, que exige infraestructura, mercados externos y jugadores capaces de integrar producción con comercialización.

Si ambas operaciones se concretan, el bloque Phoenix–Mercuria–Manzano quedará posicionado como uno de los conglomerados energéticos más relevantes del país, con presencia simultánea en shale, transporte, refinación y venta minorista. Un movimiento que no solo cambia el mapa empresario, sino que anticipa cómo se reorganizará el sector en los próximos años, en un escenario donde la integración será clave para competir en un mercado cada vez más exigente.

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La Ley de Glaciares obtuvo dictamen en comisión y quedó lista para ser tratada en la Cámara de Diputados, reactivando una discusión central para las provincias cordilleranas y para los proyectos de cobre, oro, plata y litio ubicados en alta montaña.

El avance legislativo vuelve a poner en primer plano el equilibrio entre protección ambiental, seguridad jurídica y desarrollo productivo en territorios donde la minería es una de las principales fuentes de inversión y empleo.

El dictamen apunta a precisar definiciones técnicas sobre ambiente periglacial y a actualizar criterios del inventario de glaciares, una herramienta que determina qué zonas quedan excluidas de actividades extractivas. Las provincias mineras sostienen que la ley vigente genera superposiciones y áreas de incertidumbre que afectan exploraciones y proyectos en marcha. Organizaciones ambientales, en cambio, reclaman mantener el estándar de protección actual y evitar cualquier flexibilización.

El debate involucra a gobernadores, legisladores de la cordillera, organismos científicos como el IANIGLA y cámaras empresarias que advierten que la falta de claridad regulatoria frena inversiones estratégicas. En provincias como San Juan, Catamarca, Santa Cruz y Jujuy, la minería de alta montaña representa exportaciones, regalías, infraestructura y empleo local. La discusión legislativa impacta directamente en la planificación de nuevos proyectos y en la continuidad de operaciones existentes.

El fondo de la discusión es político y territorial. Las provincias buscan reglas claras que permitan avanzar con proyectos de cobre y oro en zonas donde la geología y el clima exigen precisión técnica. El Gobierno nacional intenta equilibrar protección ambiental con desarrollo económico, en un contexto en el que Argentina compite con Chile y Perú por inversiones globales en minerales críticos.

Si la ley logra un marco más claro y previsible, las provincias cordilleranas podrían consolidar una nueva etapa de inversiones en alta montaña, con más empleo, más infraestructura y más encadenamientos productivos. El desafío es construir una regulación que proteja los glaciares y, al mismo tiempo, permita que la minería siga siendo un motor de desarrollo para las economías regionales.

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La Rioja inició el proceso político y técnico para evaluar su adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), un giro relevante para una provincia que hasta ahora había mantenido distancia del esquema.

El movimiento responde a una presión concreta: las provincias cordilleranas que ya avanzaron con la adhesión están capturando el interés de las empresas de cobre, litio y tierras raras, mientras que La Rioja corre el riesgo de quedar fuera del radar de capitales internacionales.

El RIGI ofrece estabilidad fiscal por 30 años, amortización acelerada, beneficios aduaneros y un esquema de disponibilidad de divisas que resulta determinante para proyectos de más de USD 200 millones. Para una provincia con infraestructura limitada y proyectos en etapa temprana, el régimen puede marcar la diferencia entre atraer inversiones o seguir relegada frente a San Juan, Catamarca, Salta y Jujuy, que ya compiten con marcos más previsibles.

La Rioja tiene en carpeta exploraciones de cobre, litio y tierras raras que requieren financiamiento intensivo, caminos mineros, energía y agua industrial. Sin un marco estable, esos proyectos no avanzan. Con el RIGI, la provincia podría mejorar su competitividad y acelerar la llegada de empresas interesadas en minerales críticos, un segmento donde Argentina compite directamente con Chile y Perú.

El análisis también involucra a las empresas estatales riojanas y a la relación con Nación, que impulsa el régimen como herramienta para atraer inversiones de largo plazo. La adhesión permitiría ordenar la agenda minera provincial y enviar una señal de previsibilidad en un contexto global donde los proyectos de cobre y litio se deciden comparando marcos regulatorios.

Si La Rioja finalmente se suma al RIGI, podría reposicionarse en el mapa minero nacional y abrir una nueva etapa para su cartera de proyectos. El desafío será equilibrar protección ambiental, participación provincial y competitividad, en un momento en que las inversiones globales se orientan hacia jurisdicciones con reglas claras y estabilidad a largo plazo.

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Neuquén se prepara para recibir un simposio internacional que reunirá a especialistas, operadoras, empresas de servicios, universidades y organismos públicos para debatir la agenda estratégica de Vaca Muerta.

El encuentro posiciona a la provincia como centro técnico del shale en la región y como anfitriona de un espacio donde se discutirán productividad, infraestructura, exportaciones y desarrollo territorial.

El Gobierno neuquino impulsa el evento como una señal de apertura global y como una plataforma para mostrar la madurez operativa alcanzada por Vaca Muerta. La presencia de referentes internacionales permitirá comparar experiencias, evaluar tecnologías de perforación y completación, y analizar los desafíos de la próxima etapa: más infraestructura, más eficiencia y más capacidad de exportación.

El simposio también funcionará como vidriera para proyectos de inversión en midstream, ampliación de gasoductos, oleoductos de exportación y logística. Las operadoras y empresas de servicios tendrán un espacio para presentar innovaciones, mientras que el sector público buscará alinear la agenda regulatoria con las necesidades de escala que exige el shale.

La participación de universidades y centros tecnológicos apunta a fortalecer la formación local y a consolidar un ecosistema de conocimiento que acompañe el crecimiento de la industria. El objetivo es que Neuquén no solo produzca más, sino que también genere capacidades propias en ingeniería, datos, geociencia y tecnología aplicada.

Con este simposio, la provincia busca consolidar su liderazgo energético y atraer capital internacional en un momento en que Vaca Muerta necesita más infraestructura y mercados externos. El encuentro refuerza la idea de que el desarrollo del shale no depende solo de la producción, sino de una articulación inteligente entre Estado, empresas, academia y territorio.

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Vaca Muerta está atravesando un punto de inflexión: por primera vez, la infraestructura empieza a alinearse con el ritmo de producción.

No es un detalle técnico, es el factor que determina si Argentina podrá sostener un ciclo exportador o si volverá a chocar contra sus propios límites. Las obras avanzan, pero cada una tiene un peso político y económico que explica por qué el sector privado habla de “salto exportador” y por qué Neuquén ordena su agenda alrededor de estos proyectos.

El Oleoducto Vaca Muerta Sur, dentro del proyecto Duplicar de Oldelval, es la pieza más inmediata. Aumenta más del 50% la capacidad de transporte hacia Bahía Blanca y permite que el crecimiento del shale oil no quede atrapado en Neuquén. Es una obra que ya cambió la conversación: sin ella, las exportaciones no podrían sostener el ritmo actual; con ella, el país empieza a jugar en otra liga.

El Gasoducto Néstor Kirchner marca el pulso del gas. La Etapa 1 ya está operativa y liberó volúmenes que antes se perdían en importaciones. La Etapa 2, todavía pendiente de definición política y financiera, es la que habilita el verdadero salto: más gas para exportar a Chile y Brasil, más capacidad para contratos firmes y, sobre todo, la base para el proyecto de GNL. Sin esa ampliación, el gas queda limitado al mercado interno; con ella, se abre un negocio de escala internacional.

El gasoducto dedicado al GNL, asociado al proyecto YPF–Petronas, es la obra estratégica de la próxima década. No es solo un caño: es la infraestructura que conecta Vaca Muerta con un mercado global que paga precios completamente distintos a los del Cono Sur. La planta de licuefacción, las terminales portuarias y la ingeniería en marcha muestran que el proyecto dejó de ser un concepto y empezó a tomar forma.

A esto se suman los oleoductos hacia Chile, que reabren la salida por el Pacífico y diversifican rutas de exportación, y toda la infraestructura complementaria que sostiene la vida operativa del shale: rutas, energía eléctrica, agua industrial, plantas de tratamiento, bases logísticas y ampliaciones en Añelo. Son obras que no aparecen en los titulares, pero sin ellas la actividad no se sostiene.

El mapa es claro: la infraestructura dejó de ser un cuello de botella y empezó a convertirse en el habilitador del próximo ciclo. Cada obra que avanza libera producción, ordena expectativas y acerca a Argentina a un escenario donde el petróleo, el gas y el GNL pueden convertirse en motores estables de divisas. El desafío ahora es sostener el ritmo: la producción ya está lista para exportar más; la infraestructura tiene que acompañar esa velocidad.

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El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, afirmó que Cutral Co y Plaza Huincul podrán integrarse al proyecto de GNL que impulsa la provincia.

El mensaje apunta a recuperar el peso histórico de la comarca petrolera, que durante décadas fue el centro operativo de la Cuenca Neuquina antes del ascenso de Añelo y el shale.

Plaza Huincul fue el lugar donde YPF descubrió petróleo en 1918 y, junto a Cutral Co, conformó el primer polo energético neuquino. Allí se instalaron talleres, bases operativas, logística y servicios que sostuvieron la actividad durante gran parte del siglo XX. Ese entramado industrial y laboral sigue presente, aunque perdió protagonismo con la reconfiguración territorial que trajo Vaca Muerta.

Figueroa planteó que el GNL debe generar empleo, infraestructura y actividad en todas las localidades vinculadas al gas neuquino. La integración de la comarca se daría a través de servicios industriales, logística, metalmecánica y proveedores que ya operan en la zona. La base instalada permite una adaptación rápida a las necesidades del proyecto sin requerir grandes inversiones iniciales.

El gobernador insistió en que Neuquén no puede limitarse a ser proveedora de moléculas. La provincia busca capturar más valor en la cadena del gas, desde la producción hasta los servicios asociados. En ese esquema, Cutral Co y Plaza Huincul pueden funcionar como nodos logísticos y operativos del corredor industrial que une la capital provincial con la comarca.

El proyecto de GNL se apoya en tres pilares: asegurar volúmenes firmes desde Vaca Muerta, desarrollar la infraestructura de transporte hacia la costa y construir la planta de licuefacción para exportación. Neuquén quiere que ese proceso deje inversión, empleo y encadenamientos dentro de su territorio, y no solo en los puntos finales del proyecto.

La incorporación de la comarca permitiría distribuir mejor los beneficios del GNL y reactivar una zona que fue el corazón energético de la provincia durante décadas. Si la estrategia avanza, Cutral Co y Plaza Huincul podrán reposicionarse en la nueva etapa del gas neuquino, con más actividad, más proveedores locales y más oportunidades para su entramado productivo. El desafío es que el GNL funcione como motor territorial y no como un desarrollo aislado, integrando a las ciudades que construyeron la historia energética de Neuquén.

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Terra Ignis Energía S.A., la empresa estatal de Tierra del Fuego, firmó un acuerdo con Velitec S.A. para garantizar la continuidad operativa de las áreas hidrocarburíferas Lago Fuego, Los Chorrillos y Tierra del Fuego.

El convenio permitirá sostener la producción mientras avanza la conformación de la Unión Transitoria de Empresas que administrará el desarrollo de los yacimientos.

La firma del acuerdo reunió a las autoridades de Terra Ignis, encabezadas por su presidente Maximiliano D’Alessio, junto al vicepresidente Pablo Carreras Meyer, la gerenta institucional Verónica Tito y el equipo técnico de la empresa. Desde Tierra del Fuego participaron la ministra de Energía, Gabriela Castillo, y la secretaria de Hidrocarburos, Julieta Balderrama, lo que reforzó el carácter institucional del proceso.

El entendimiento se apoya en la convocatoria pública lanzada en enero de 2026 para seleccionar socios estratégicos con solvencia financiera y experiencia en la industria. Diez compañías participaron del proceso y Velitec fue elegida tras un análisis técnico y económico que priorizó la capacidad de operar yacimientos maduros sin interrupciones.

Terra Ignis asumió la operación de las áreas a comienzos de año, en un contexto de declino natural y varios años de desinversión. La prioridad fue garantizar la continuidad productiva, preservar el empleo y evitar una caída adicional en los volúmenes de petróleo y gas. Según la gerenta institucional, Verónica Tito, la recuperación de los activos requerirá mantenimiento intensivo, inversión progresiva y un plan de trabajo orientado a revertir el declino.

Velitec llega con una década de trayectoria en operaciones en Neuquén, Chubut y Salta, y con sede central en Córdoba. Su presidente, Facundo Aráoz, destacó que la primera etapa será relevar información crítica, reordenar la operación y diseñar un plan de recuperación adaptado al potencial remanente de los yacimientos fueguinos. La empresa se especializa en activos maduros, donde la gestión de datos, la integridad de instalaciones y la eficiencia operativa son determinantes.

El acuerdo consolida un modelo mixto en el que la empresa estatal mantiene la conducción estratégica y la titularidad de los recursos, mientras un operador privado aporta capacidad técnica y músculo operativo. El inicio inmediato del traspaso busca evitar cualquier interrupción en la producción y asegurar previsibilidad para la provincia.

Si el plan de recuperación logra estabilizar los yacimientos y atraer nuevas inversiones, Tierra del Fuego podrá fortalecer regalías, empleo calificado y encadenamientos productivos. La alianza entre Terra Ignis y Velitec se proyecta como una plataforma para reposicionar a la provincia en la Cuenca Austral y como un modelo replicable para la gestión de yacimientos maduros con visión de largo plazo.

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La Universidad Rusa de la Amistad de los Pueblos (RUDN), con sede en Moscú, logró estabilizar la combustión de aceite de colza en motores diésel convencionales.

El equipo optimizó la geometría de inyección y mejoró la atomización del combustible, resolviendo los problemas de viscosidad y encendido que históricamente limitaron el uso de aceites vegetales crudos.

Los ensayos mostraron reducciones de NOx y monóxido de carbono frente al gasoil fósil. La eficiencia térmica se mantuvo estable y el arranque en frío mejoró de forma significativa. El ajuste de presión, válvulas y tiempos de inyección permitió compensar la densidad del aceite y lograr una combustión más limpia.

Para Argentina, el avance tiene impacto directo. El país mantiene una flota diésel dominante en transporte, agro y logística. La producción de biodiésel supera los 3,5 millones de toneladas anuales, mientras que el gasoil continúa siendo uno de los combustibles más importados. La colza, además, avanza en rotaciones agrícolas en Buenos Aires, Entre Ríos y Santa Fe, con resultados estables en suelos de alta productividad.

El uso directo de aceites vegetales podría complementar la transición hacia la electromovilidad. Los biocombustibles avanzados permiten reducir emisiones en flotas existentes, mientras que la electrificación avanza a ritmos distintos según infraestructura y matriz eléctrica. La posibilidad de sustituir parte del gasoil importado y aprovechar cultivos locales crea una alternativa inmediata para el transporte pesado.

El desafío será integrar normas, certificaciones y estándares que permitan escalar la tecnología sin afectar la sostenibilidad del uso del suelo. Si Argentina articula industria, ciencia y territorio, los combustibles alternativos pueden convertirse en un puente realista hacia una movilidad más limpia, sin esperar décadas para renovar toda la flota.

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La discusión sobre una eventual privatización de YPF reapareció en la agenda política y económica. No es la primera vez que el tema circula, pero sí es la primera en muchos años en la que confluyen tres elementos al mismo tiempo: una empresa en su mejor momento operativo en una década, un valor de mercado que recuperó niveles previos a la expropiación y un escenario fiscal que vuelve atractiva cualquier fuente extraordinaria de ingresos.

El punto de partida es objetivo:

Al 6 de abril de 2026, YPF vale en el mercado USD 17.953 millones, con una acción que cotiza a USD 45,22 en Nueva York y ARS 64.925 en Buenos Aires. Analistas internacionales mantienen recomendación de compra y proyectan precios objetivo de hasta USD 54. La empresa recuperó capitalización, redujo costos, incrementó producción shale y alcanzó un EBITDA récord.

Pero el valor de mercado es solo una parte de la ecuación.
La otra parte —menos visible, más estructural— es lo que YPF significa para el Estado, las provincias productoras, la cadena de proveedores y la matriz energética.

1. El aporte fiscal: un flujo que no es menor

Según balances auditados, informes tributarios y datos de recaudación sectorial, YPF aporta entre USD 4.500 y 6.000 millones anuales al Estado argentino, sumando:

• Impuesto a las Ganancias (USD 1.709 millones en 2025).
• IVA.
• Ingresos Brutos.
• Impuesto al Cheque.
• Contribuciones patronales y cargas laborales.
• Regalías provinciales (USD 900–1.200 millones).
• Derechos de exportación.

Es decir: en tres o cuatro años, YPF genera en impuestos lo mismo que vale en el mercado.
Y aun privatizada, seguiría tributando.
Pero la recaudación futura depende de supuestos que no siempre se cumplen: inversión sostenida, producción creciente, estabilidad regulatoria y ausencia de prácticas de vaciamiento.

2. ¿Cuánto valdría YPF en una privatización real?

El valor de mercado es un piso, no un techo.
Una privatización no se define por la cotización del día, sino por:

• Prima de control.
• Valor estratégico.
• Reservas probadas y probables.
• Infraestructura crítica: refinerías, oleoductos, terminales, logística.
• Posición dominante en Vaca Muerta.
• Capacidad de generación de caja futura.
• Rol sistémico en la seguridad energética.

Por eso, cualquier cifra —USD 18.000 millones, USD 25.000 millones o más— es solo una referencia.
El precio final dependería de negociaciones, auditorías, compromisos de inversión y condiciones regulatorias.

Y, como ocurre en privatizaciones complejas, el comprador difícilmente pagaría todo en efectivo.
Podría haber:

• pagos en tramos,
• canjes de deuda,
• acciones,
• compromisos de inversión,
• esquemas financieros híbridos.

El Estado no recibiría una suma única y líquida, sino una combinación de instrumentos.

3. El riesgo de cambiar la lógica de la empresa

Hoy YPF opera bajo una lógica dual:

• Debe ser rentable,
• pero también cumplir un rol estratégico: abastecimiento, inversión en zonas marginales, desarrollo de proveedores, estabilidad de precios, articulación federal.

Un privado opera con otra lógica:
maximizar retorno para accionistas.

No es una lógica “mala”, es distinta.
Y esa diferencia puede impactar en:

• la inversión en áreas de baja rentabilidad,
• la continuidad de proveedores locales,
• la política de precios internos,
• la velocidad de desarrollo de Vaca Muerta,
• la estabilidad laboral,
• la gestión ambiental.

4. Proveedores: un ecosistema que no aparece en los balances

YPF sostiene miles de pymes industriales, metalúrgicas, de servicios, ingeniería, transporte y tecnología.
Muchas existen porque YPF compra.
Otras crecieron porque YPF les dio escala.

Una privatización podría mantener ese esquema… o no.
Dependería del modelo de compras del nuevo dueño, de su política de integración local y de su estrategia de costos.

El riesgo no es teórico:
si se concentran compras, se importan insumos o se exigen estándares que solo grandes players globales pueden cumplir, la cadena de valor argentina podría verse afectada.

5. Ambiente: el costo que siempre vuelve al Estado

En una empresa estatal, un incidente ambiental es un problema político, económico y reputacional para el propio Estado.
En una empresa privada, el costo se reparte entre multas, seguros, litigios y reguladores.
Si el regulador es débil o las multas son bajas, el incentivo a asumir riesgos aumenta.

La pregunta no es si un privado puede operar bien —muchos lo hacen—, sino qué pasa si algo sale mal.

6. El federalismo energético: un actor que no puede quedar afuera

Las provincias productoras, a través de OFEPHI, son accionistas del 25% de YPF.
Cualquier cambio en la estructura de propiedad afecta:

• regalías,
• empleo regional,
• infraestructura,
• inversiones en cuencas maduras,
• desarrollo local.

Una privatización sin consenso federal sería políticamente inviable.

7. Entonces, ¿qué está realmente en debate?

No si YPF debe ser estatal o privada.
No si el Estado debe recaudar más o menos.
No si el mercado valora bien o mal a la empresa.

Lo que está en debate es algo más profundo:

¿Qué lugar debe ocupar YPF en la arquitectura energética argentina de los próximos 30 años?

• ¿Es solo una empresa?
• ¿Es una herramienta de política energética?
• ¿Es un ancla de desarrollo regional?
• ¿Es un actor estratégico en Vaca Muerta?
• ¿Es un generador de recaudación?
• ¿Es todo eso a la vez?

8. Una conclusión abierta, como pide esta sección

Los números están sobre la mesa:
YPF vale cerca de USD 18.000 millones, aporta USD 4.500–6.000 millones por año en impuestos y opera en su mejor momento en una década.
Privatizarla podría generar ingresos extraordinarios, pero también implica riesgos económicos, ambientales, productivos y federales que no se resuelven con una sola cifra.

La pregunta no es si vender o no vender.
La pregunta es qué perdería y qué ganaría el país con cada camino.
Y si el valor de una empresa estratégica puede medirse únicamente por su cotización bursátil.

El debate está abierto.

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El presidente Javier Milei recibió a José Antonio Kast para avanzar en una agenda bilateral centrada en migración, seguridad y minería, tres áreas que ambos consideran estratégicas para la integración regional. La reunión se desarrolló en la Casa Rosada y funcionó como un espacio de alineamiento político y técnico entre los dos referentes.

El encuentro incluyó un análisis conjunto sobre crimen organizado, control fronterizo y cooperación en inteligencia. Además, se discutieron mecanismos para agilizar extradiciones y fortalecer la coordinación entre fuerzas de seguridad. Por otra parte, ambos equipos evaluaron medidas para ordenar los flujos migratorios y mejorar los sistemas de verificación en pasos fronterizos.

La minería ocupó un lugar central. Kast destacó el potencial de integración entre ambos países, especialmente en litio, cobre y logística cordillerana. A la vez, Milei planteó la necesidad de acelerar inversiones y simplificar marcos regulatorios para atraer capitales.

También se mencionaron obras en pasos fronterizos que permitirían reducir tiempos logísticos y mejorar la competitividad exportadora.

En paralelo, se revisaron oportunidades para ampliar el comercio bilateral y coordinar posiciones en foros internacionales. La conversación incluyó temas de energía, infraestructura y cadenas de valor regionales, con énfasis en proyectos que requieren cooperación técnica y financiamiento.

La reunión consolida un eje político que busca transformar afinidades ideológicas en proyectos concretos. Además, abre una ventana para profundizar la integración minera y logística entre Argentina y Chile.

Si estas iniciativas avanzan, podrían mejorar la competitividad regional, atraer inversión privada y fortalecer la infraestructura estratégica que ambos países necesitan para escalar su matriz productiva.

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El mapa productivo de Vaca Muerta vuelve a moverse. Esta vez, el impulso llega desde el flanco oriental de la formación, donde Phoenix Global Resources, controlada en un 90% por Mercuria Energy Group y con participación minoritaria del empresario argentino José Luis Manzano, presentó un megaproyecto de USD 6.000 millones para adherir al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

La iniciativa proyecta un crecimiento del 260% en la producción hacia 2030, con un salto desde los actuales 22.000 barriles diarios hasta los 66.000 barriles diarios.

El desarrollo se concentrará en los bloques Mata Mora Norte, Mata Mora Sur, Confluencia Norte y Confluencia Sur, además de un quinto bloque en proceso de adquisición.

Se trata de un corredor que no forma parte del eje tradicional de Añelo: su área de influencia directa abarca a San Patricio del Chañar, Centenario, Vista Alegre y la propia Neuquén capital, que ya funcionan como bases logísticas, operativas y de servicios para la expansión del shale en la zona.

La escala del proyecto anticipa un impacto territorial significativo. San Patricio del Chañar, históricamente vinculada a la producción frutícola, consolida su reconversión como nodo energético, con mayor demanda de transporte, metalmecánica, construcción, alojamiento, ingeniería y servicios especializados.

Centenario y Vista Alegre, por su cercanía a los bloques, se integran como puntos de apoyo para pymes locales, talleres, bases operativas y logística liviana. Neuquén capital absorbe la actividad corporativa, la ingeniería de alto nivel, la logística pesada y el empleo calificado.

El plan de Phoenix/Mercuria se articula con la entrada en operación del Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), prevista para fines de 2026, que sumará 180.000 barriles diarios de capacidad de transporte hacia el Atlántico.

La necesidad de “llenar el caño” acelera la perforación y la inversión en nuevos desarrollos, especialmente en áreas con buena accesibilidad vial y cercanía a centros urbanos, como el flanco oriental.

El megaproyecto también refuerza la tendencia de diversificación geográfica dentro de Vaca Muerta. Mientras el corredor central —Añelo, Loma Campana, La Calera— concentra la mayor parte de la producción actual, el este neuquino emerge como una nueva frontera de crecimiento, con infraestructura menos saturada y costos logísticos más competitivos.

La expansión de este corredor abre oportunidades para proveedores locales, contratistas regionales y pymes que buscan integrarse a la cadena de valor del shale.

La presentación del proyecto al RIGI se suma a los anuncios recientes de Pampa Energía (USD 4.500 millones) y Tecpetrol (USD 2.400 millones), consolidando una ola de inversiones que reconfigura el panorama del upstream argentino.

En todos los casos, el régimen funciona como un marco de previsibilidad para inversiones intensivas en capital y de largo plazo, con impacto directo en infraestructura, empleo y desarrollo territorial.

Con este movimiento, el flanco oriental de Vaca Muerta deja de ser una zona emergente para convertirse en un corredor estratégico. La combinación de inversión sostenida, infraestructura en expansión y cercanía a centros urbanos posiciona a San Patricio del Chañar, Centenario y Vista Alegre como protagonistas de una nueva etapa del desarrollo energético neuquino.

Una etapa que no solo incrementa la producción, sino que transforma el territorio, diversifica la matriz productiva y amplía las oportunidades para la cadena de proveedores locales.

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Santa Cruz vuelve a aparecer en el mapa energético con una señal que, aunque preliminar, empieza a generar expectativa en la cadena de proveedores y en las localidades petroleras de la provincia.

El secretario de Energía, Jaime Álvarez, confirmó que existen indicios geológicos alentadores que podrían derivar en nuevos yacimientos, tanto en petróleo convencional como en recursos no convencionales de baja permeabilidad.

Los estudios se concentran en tres zonas con perfiles distintos:

Norte de Santa Cruz

En continuidad con la Cuenca del Golfo San Jorge, donde operan históricamente Caleta Olivia, Cañadón Seco, Pico Truncado y Las Heras.

Los análisis sísmicos recientes muestran potencial para petróleo convencional y tight oil, lo que podría reactivar áreas maduras y abrir oportunidades para pymes locales de servicios, transporte, metalmecánica y mantenimiento.

Centro–norte provincial

Una franja donde operadoras vienen realizando estudios sísmicos de nueva generación.
El interés se orienta a formaciones de baja permeabilidad que requieren tecnologías de completación avanzadas.
Si los resultados son positivos, esta zona podría sumar actividad en logística, perforación y servicios especializados.

Cuenca Austral (sur de la provincia)

Con foco en gas no convencional, un recurso estratégico para la transición energética.
Río Gallegos y su área de influencia podrían beneficiarse con mayor demanda de ingeniería, logística pesada y servicios corporativos.

Aunque no hay anuncios formales ni bloques adjudicados, la provincia reconoce que los datos preliminares son “promisorios” y que las operadoras están en fase de análisis técnico. La confirmación de nuevos yacimientos abriría un ciclo de inversiones con impacto directo en empleo, infraestructura vial, campamentos, transporte, talleres y proveedores regionales.

Para Santa Cruz, que combina historia petrolera con desafíos de declino natural en áreas maduras, esta señal funciona como un radar de oportunidades: un anticipo de posibles movimientos que podrían reactivar localidades, diversificar la matriz productiva y fortalecer la cadena de valor provincial.

Por ahora, el proceso está en etapa de estudios. Pero el territorio ya se prepara para un escenario donde la geología vuelva a jugar a favor.

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Neuquén sumó un nuevo proyecto de escala mayor en el norte de Vaca Muerta y el movimiento ya se siente en toda la región. El desarrollo Los Toldos II Este, operado por Tecpetrol (90%) en asociación con Gas y Petróleo del Neuquén – GyP (10%), marca el inicio de un ciclo de inversiones que reconfigura el mapa productivo y consolida a Rincón de los Sauces como un polo de crecimiento sostenido para la próxima década.

El plan contempla una inversión inicial de USD 2.400 millones hasta 2028, con la perforación de 380 pozos, la construcción de plantas de procesamiento, oleoductos, gasoductos e instalaciones complementarias.

La producción se desplegará en dos módulos: 35.000 barriles diarios en marzo de 2027 y 70.000 barriles diarios en julio del mismo año, lo que equivale a cerca del 10% de la producción actual de petróleo del país.

Además, el proyecto prevé una etapa posterior de inversión sostenida de USD 370 millones anuales durante 10 años, destinada a completar infraestructura, mantener actividad y sostener la curva de producción.

Este esquema de largo plazo convierte al norte neuquino en un área estratégica dentro de Vaca Muerta, tradicionalmente dominada por el corredor central de shale oil.

Por otra parte, el impacto territorial es inmediato. Rincón de los Sauces, históricamente vinculada a la actividad hidrocarburífera, ingresa en una fase de expansión acelerada: mayor demanda de servicios, ampliación de infraestructura urbana, crecimiento del parque habitacional y un aumento significativo en la actividad de proveedores locales.

El proyecto es intensivo en pymes de metalmecánica, transporte, ingeniería, construcción, logística y servicios especializados, lo que genera un efecto multiplicador en la economía regional.

En paralelo, la participación de GyP, la petrolera provincial, asegura que parte del valor generado quede en Neuquén y refuerza el modelo de asociación público–privada que la provincia viene consolidando desde hace más de una década. La estrategia combina previsibilidad regulatoria, incentivos a la inversión y una política activa de desarrollo territorial.

El megaproyecto también se integra a la expansión de infraestructura que Neuquén impulsa para acompañar el crecimiento del shale: nuevos ductos, ampliación de capacidad de transporte, refuerzos eléctricos y mejoras en rutas y accesos.

La escala de Los Toldos II Este exige una logística robusta y acelera la consolidación del norte como un nodo productivo de peso propio.

En este contexto, la transformación de Rincón de los Sauces deja de ser una proyección para convertirse en un proceso en marcha. La ciudad se posiciona como uno de los centros operativos más dinámicos de Vaca Muerta, con inversiones de largo plazo, empleo calificado y una cadena de proveedores que se expande al ritmo de la actividad.

El norte neuquino entra así en una nueva etapa: más infraestructura, más producción y más desarrollo territorial. Un movimiento que no solo diversifica la geografía del shale, sino que redefine el mapa de inversiones energéticas en la Argentina.

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Argentina avanza en un cambio estructural para garantizar el gas del invierno. ENARSA recibió dos ofertas técnicas en la licitación que definirá qué operador privado gestionará la importación de GNL a través de la terminal de Escobar, infraestructura clave para sostener la demanda residencial e industrial durante los meses de mayor consumo.

El proceso seleccionará un agente comercializador–agregador que asumirá la compra de los cargamentos, la logística marítima y la entrega del gas regasificado al sistema. Además, el Estado mantendrá el control de la terminal, mientras el privado absorberá el riesgo comercial y financiero. Este esquema forma parte de la reorganización del sector energético prevista en la Ley Bases.

El cronograma avanza con fechas definidas. El Sobre 2, que contiene las ofertas económicas, se abrirá el 13 de abril. A la vez, la adjudicación final está prevista para el 21 de abril, lo que permitirá cerrar contratos a tiempo para la ventana invernal. El mecanismo establecerá un margen fijo sobre el precio internacional del GNL, destinado a cubrir costos operativos, riesgos y el uso de la terminal.

La importación de GNL será operada íntegramente desde la terminal de Escobar, que vuelve a ocupar un rol central en el abastecimiento del AMBA y el Litoral, regiones que concentran el mayor consumo residencial del país.

En paralelo, la producción de Vaca Muerta continúa creciendo, aunque las limitaciones de transporte impiden cubrir la demanda invernal sin apoyo del GNL importado.

El proceso abre oportunidades para empresas vinculadas a logística portuaria, operación de terminales, transporte y planificación del sistema. Además, ordena la transición hacia un modelo donde el sector privado asume funciones comerciales que antes recaían sobre ENARSA.

En este contexto, la licitación representa un avance hacia un esquema más competitivo y previsible. A la vez, consolida una coordinación público–privada que permitirá sostener el suministro mientras se amplía la capacidad de transporte desde Vaca Muerta, condición clave para reducir la dependencia del GNL en los próximos inviernos.

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Tierra del Fuego avanza en un proceso de reconversión energética sobre los yacimientos que YPF dejó en la provincia, con un modelo de gestión que combina control provincial, inversión privada y un plan técnico orientado a recuperar producción en campos maduros de la Cuenca Austral.

El objetivo es extender la vida útil de las áreas, modernizar instalaciones y sostener la actividad hidrocarburífera en una región clave para el abastecimiento de gas del sur argentino.

El gobierno fueguino tomó control operativo de los bloques y conformó una sociedad mixta para reactivar pozos, realizar trabajos de pulling y workover, y actualizar infraestructura que llevaba años con actividad mínima.

La estrategia se centra en tecnologías de recuperación secundaria y terciaria, fundamentales para pozos de baja presión y formaciones convencionales que requieren intervención continua.

La reconversión tiene un impacto territorial directo. Río Grande vuelve a posicionarse como base operativa central, con mayor demanda de servicios petroleros, metalmecánica, transporte, mantenimiento industrial y logística.

Tolhuin absorbe parte del movimiento asociado a alojamiento, servicios complementarios y abastecimiento, mientras que Ushuaia concentra funciones administrativas, corporativas y de ingeniería.

El plan también incluye mejoras en caminos internos, refuerzos en instalaciones de superficie, adecuación de plantas y ampliación de la capacidad de tratamiento, lo que genera oportunidades para contratistas locales y pymes regionales.

La continuidad de la actividad permite sostener empleo especializado y preservar capacidades técnicas que son estratégicas para la provincia.

En un contexto de declino natural de los campos maduros, la decisión de reactivar las áreas que dejó YPF marca un cambio de etapa: Tierra del Fuego pasa de administrar el cierre progresivo de pozos a impulsar un esquema de recuperación productiva, con impacto directo en proveedores, infraestructura y desarrollo local.

Una señal que vuelve a poner a la Cuenca Austral en el radar energético nacional.

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Brasil puso en operación el FPSO Almirante Tamandaré, una de las plataformas petroleras más grandes del mundo, y el movimiento ya se siente en toda América Latina. La estructura, instalada en el megacampo Búzios, marca un salto tecnológico que reposiciona al país como potencia energética hemisférica y redefine el equilibrio entre Brasil, Guyana y Argentina.

El FPSO, desarrollado por Petrobras junto a SBM Offshore, puede producir 225.000 barriles diarios, procesar 12 millones de metros cúbicos de gas y almacenar 1,4 millones de barriles en alta mar. Además, fue diseñado para operar 25 años en aguas ultraprofundas, a más de 2.000 metros de profundidad.

La escala es inédita en la región y consolida al presal como uno de los activos offshore más competitivos del planeta.

Por otra parte, el avance brasileño coincide con la expansión acelerada de Guyana, que ya supera los 600.000 barriles diarios en su bloque Stabroek y proyecta duplicar esa cifra antes de 2030. El país caribeño se convirtió en el nuevo polo de atracción para inversiones globales y en un socio estratégico para Estados Unidos y Europa en la diversificación de suministros.

En paralelo, Argentina avanza con su propio capítulo offshore. El proyecto Argerich, en la Cuenca Argentina Norte, inicia su etapa exploratoria con expectativas de alto impacto para la matriz energética. Aunque en una fase más temprana, el país se integra a un corredor marítimo donde la ingeniería, la escala y la geopolítica se combinan para definir el futuro energético del Atlántico Sur.

A la vez, el interés de China agrega una capa estratégica adicional. El gigante asiático observa el presal como un activo clave para asegurar abastecimiento a largo plazo y ya participa en proyectos de infraestructura y financiamiento en Brasil y Venezuela.

Su presencia confirma que el offshore latinoamericano dejó de ser un asunto regional para convertirse en un espacio de competencia global.

En este contexto, el nuevo triángulo energético —Brasil, Guyana y Argentina— abre oportunidades para proveedores, servicios especializados y cadenas industriales vinculadas a la ingeniería offshore. La región ingresa en una etapa donde la escala, la tecnología y la planificación de largo plazo serán determinantes para capturar inversiones y consolidar un posicionamiento estratégico en el mapa energético mundial.

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Phoenix Global Resources integró inteligencia artificial en tiempo real a su operación de perforación en Vaca Muerta, consolidándose como una de las primeras compañías del país en aplicar modelos predictivos avanzados dentro de un pozo activo.

La iniciativa surge de un acuerdo con Helmerich & Payne (H&P) y Corva, dos referentes globales en automatización y análisis de datos para la industria del shale.

El proyecto combina la plataforma Autodriller de H&P con los modelos predictivos de Corva, permitiendo ajustar parámetros críticos de perforación con precisión algorítmica.

Además, el sistema opera sobre el RIG 234, que Phoenix utiliza en su hub no convencional, y procesa información operativa en tiempo real para anticipar vibraciones, optimizar el peso sobre la mecha y reducir desvíos.

Por otra parte, la integración tecnológica mejora la seguridad operativa, reduce tiempos improductivos y estandariza decisiones que antes dependían exclusivamente de la experiencia del equipo en campo. La compañía destacó que la IA permite lograr una mayor consistencia entre pozos y acelerar curvas de aprendizaje en zonas de alta complejidad geológica.

En paralelo, la alianza posiciona a Phoenix dentro de la tendencia global que impulsa la automatización de rigs y la perforación basada en datos. La digitalización se vuelve un factor clave para sostener la competitividad del shale argentino y mejorar la eficiencia en cada etapa del desarrollo.

En este contexto, la adopción de IA por parte de Phoenix muestra cómo la innovación aplicada puede fortalecer la productividad, ampliar oportunidades para proveedores tecnológicos y consolidar a Vaca Muerta como un polo de ingeniería avanzada dentro del sector energético regional.

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La Cumbre de Estaciones de Servicio 2026 se realizará el 12 de mayo en el Hotel Sheraton de Buenos Aires y abrirá con la participación del Subsecretario de Hidrocarburos de la Nación, Federico Veller.

La presencia del funcionario confirma el interés oficial en un sector que atraviesa una transformación profunda impulsada por nuevas tecnologías, cambios regulatorios y la evolución del consumo.

El encuentro reunirá a propietarios de estaciones, directivos de YPF, Raízen y AXION, proveedores de servicios, empresas tecnológicas y legisladores nacionales. Además, contará con un panel central moderado por Sofía Diamante, donde las principales petroleras analizarán tendencias del mercado, estrategias de expansión y desafíos operativos.

Por otra parte, la agenda incluirá debates sobre digitalización, eficiencia operativa, retail, nuevos modelos de negocio y sostenibilidad ambiental.

Las estaciones avanzan hacia un rol ampliado: dejan de ser puntos de expendio para convertirse en plataformas de servicios, con foco en logística, movilidad y atención al cliente.

En paralelo, las entidades empresarias presentarán diagnósticos sobre márgenes, costos operativos, inversiones necesarias y oportunidades de modernización. El sector busca previsibilidad regulatoria y un marco que acompañe la reconversión tecnológica.

En este contexto, la Cumbre se consolida como un espacio estratégico para alinear expectativas entre Estado, petroleras y operadores.

La articulación público–privada será clave para sostener inversiones, mejorar la competitividad y acelerar la transición hacia estaciones más eficientes, diversificadas y orientadas al consumidor.

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Argentina enfrenta la nueva crisis energética global desde una posición completamente distinta a la de 2022. Mientras los precios internacionales vuelven a tensionarse por los conflictos en Medio Oriente y las restricciones en los estrechos de Ormuz y Bab el-Mandeb, el país proyecta para 2026 un superávit comercial energético de USD 12.100 millones, impulsado por la expansión de Vaca Muerta y la reducción estructural de importaciones.

En 2022, la combinación de guerra en Europa, precios récord y dependencia del GNL generó un déficit de USD 4.386 millones, con importaciones que aumentaron más de USD 7.100 millones y subsidios que treparon a USD 12.000 millones. La vulnerabilidad era evidente: el país dependía del gas boliviano, del GNL spot y de combustibles líquidos para sostener la demanda interna.

Cuatro años después, el escenario es inverso. Las exportaciones de petróleo se triplicaron, pasando de 110.000 barriles diarios en 2022 a 309.000 barriles diarios en el último trimestre de 2025. Las ventas externas de gas crecieron 27%, mientras que las importaciones desde Bolivia se redujeron a 0,1 MMm³/d, consolidando la reversión del flujo en el norte.

Las compras de GNL cayeron 42% y las de combustibles líquidos, 65%, gracias a la mayor disponibilidad de crudo liviano y gas neuquino.

La infraestructura explica el cambio. Los nuevos gasoductos, la ampliación de capacidad de transporte y la optimización de las refinerías permitieron sustituir importaciones y estabilizar la oferta interna. La mayor disponibilidad de gas para generación eléctrica redujo la exposición del sistema a los precios internacionales y mejoró la previsibilidad tarifaria.

Según Economía y Energía, incluso en un escenario de máximos globales, el impacto sería acotado: 5,1% para electricidad en hogares de ingresos altos y 3,6% mensual para gas por red.

El superávit energético proyectado para 2026 se convierte en un activo macroeconómico clave. Reduce la presión sobre reservas, mejora la balanza comercial y fortalece la posición externa del país en un contexto global incierto. La energía vuelve a ocupar un rol estratégico en la política económica y en la inserción internacional de la Argentina.

El desafío ahora es consolidar esta transformación. La arquitectura exportadora —VMOS, Oldelval, gasoductos y terminales marítimas— debe completarse para sostener el crecimiento de Vaca Muerta y convertir la resiliencia actual en una ventaja competitiva de largo plazo.

La experiencia reciente muestra que producción, infraestructura y reglas estables son los pilares para que la energía deje de ser un factor de vulnerabilidad y se convierta en motor de desarrollo.

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La canadiense Kobrea Exploration decidió ampliar su programa de perforación en el proyecto El Perdido, en el distrito minero occidental de Malargüe, luego de identificar indicios geológicos consistentes con un sistema de pórfido de cobre, oro y molibdeno.

La compañía incorporó un cuarto pozo diamantino, ubicado 220 metros al este de la plataforma inicial, para evaluar continuidad y volumen del cuerpo mineralizado.

La Fase 1 del programa concluyó con 1.739 metros perforados en tres pozos, que alcanzaron profundidades de 603, 474 y 662 metros, superando en dos casos el objetivo inicial de 500 metros. Las muestras recuperadas mostraron vetas finas y texturas asociadas a sistemas de pórfido de gran escala, lo que motivó la expansión del plan exploratorio.

El nuevo pozo tendrá una profundidad estimada de 600 metros y permitirá refinar el modelo geológico del área.

La perforación está a cargo de Conosur Drilling, empresa mendocina especializada en diamantina, lo que integra proveedores locales a un proyecto de capital internacional.

Kobrea posee derechos para adquirir el 100% de siete proyectos en la zona, que abarcan 733 km², y El Perdido es el primero en avanzar con perforaciones sistemáticas.

El CEO de la compañía, James Hedalen, destacó que los resultados preliminares respaldan la decisión de ampliar la campaña y que el cuarto pozo será clave para comprender la geometría y el potencial del sistema mineralizado.

La presencia de cobre, oro y molibdeno en un distrito con baja actividad reciente posiciona a Malargüe como un polo emergente para exploración de metales estratégicos.

El avance del proyecto moviliza servicios geológicos, logística, transporte, metalmecánica e insumos de perforación, y contribuye a reactivar la cadena minera provincial. Si los resultados confirman continuidad y ley, Kobrea podría avanzar hacia una Fase 2 de perforación y modelado, paso previo a una estimación preliminar de recursos.

El desarrollo de proyectos de pórfidos en etapas tempranas es clave para diversificar la matriz minera argentina y atraer inversión de largo plazo en metales críticos para la transición energética.

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Patagonia Gold inició la lixiviación en el proyecto Calcatreu y el yacimiento entró formalmente en etapa operativa. La compañía completó la extracción, trituración y acopio del mineral inicial, y comenzó a aplicar la solución lixiviante sobre el pad, un hito clave para la recuperación de oro en la región sur del país.

El avance confirma que el proyecto superó la fase de construcción y ya transita el ciclo productivo.

El inventario metalúrgico muestra el ritmo del desarrollo. La empresa extrajo 91.300 toneladas del pit Veta 49, trituró 73.300 toneladas y colocó 18.800 toneladas en la plataforma de lixiviación. El circuito de carbón en columna está operativo y permite recuperar el metal disuelto en la solución.

El proceso incluye monitoreo continuo de variables críticas para asegurar eficiencia y estabilidad en la recuperación.

Calcatreu se ubica en una zona con antecedentes auríferos y forma parte de un sistema epitermal de oro y plata con múltiples vetas. La empresa completó la infraestructura principal, validó el circuito de procesamiento y avanza hacia la producción de doré.

El proyecto cuenta con aprobaciones ambientales vigentes y un plan de operación escalable según el rendimiento metalúrgico. La compañía prevé actualizar su informe técnico NI 43-101 durante el segundo trimestre.

El inicio de la lixiviación marca un punto de inflexión para la minería patagónica. El proyecto suma un nuevo activo aurífero al mapa nacional y abre demanda para proveedores de servicios de lixiviación, mantenimiento, transporte, insumos químicos, metalmecánica liviana y sistemas de monitoreo.

Además, consolida empleo local y dinamiza infraestructura en una provincia con potencial geológico subutilizado.

En este contexto, Calcatreu muestra que los proyectos de escala media pueden avanzar con rapidez cuando combinan permisos claros, ingeniería validada y capital comprometido. La puesta en marcha fortalece la diversificación minera del país y ofrece una señal positiva para nuevas inversiones.

La minería aurífera vuelve a ganar tracción en la Patagonia y abre oportunidades concretas para proveedores que buscan integrarse a una cadena productiva en expansión.

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Vaca Muerta cerró marzo con 2.616 etapas de fractura, el mayor registro mensual de su historia y un indicador del nivel de madurez que alcanzó la cuenca. El dato supera el récord previo de 2.588 etapas y confirma un crecimiento operativo del 20% interanual, impulsado por mayor eficiencia, más equipos en campo y una logística que sostiene operaciones continuas.

El ritmo actual permite proyectar que, si se mantiene la actividad y la infraestructura acompaña, 2026 podría cerrar entre 28.000 y 30.000 etapas de fractura. Es un escenario sectorial posible, basado en la tendencia de los últimos meses y en la expansión de pads de múltiples pozos, pero condicionado por la disponibilidad de equipos, arena, químicos y capacidad de evacuación.

La producción neuquina también refleja esta aceleración. En febrero, la provincia alcanzó 603.793 barriles diarios, un crecimiento del 30% interanual, con el shale como principal motor.

El incremento se apoya en la performance de las operadoras líderes: YPF realizó 1.116 etapas en marzo, Vista completó 281, y Tecpetrol sumó 138. En servicios, Halliburton ejecutó 1.147 etapas y SLB otras 600, consolidando la mayor parte del ritmo operativo.

La mejora en eficiencia se explica por la adopción de equipos de fractura alimentados por gas natural, que reducen costos y estabilizan la logística de combustible. También influyen la automatización de procesos, la reducción de tiempos de bombeo y la estandarización de diseños de completación.

Estos factores permiten sostener niveles de actividad que hace cinco años eran considerados inalcanzables.

El crecimiento del fracking moviliza proveedores de transporte, arena, químicos, metalmecánica, mantenimiento y servicios industriales en todo el corredor Neuquén–Río Negro–Bahía Blanca. La cadena de valor se expande y demanda mano de obra especializada, infraestructura logística y mayor capacidad de almacenamiento y evacuación.

Sin obras como VMOS, Oldelval y los gasoductos en ejecución, el récord operativo no se traduce en divisas.

En este contexto, Vaca Muerta consolida un nuevo piso de actividad y se posiciona como uno de los desarrollos shale más dinámicos del mundo. La combinación de eficiencia técnica, escala industrial y obras de infraestructura define la competitividad del sector para el ciclo 2026–2030.

El desafío es sostener este ritmo con inversión continua, logística robusta y capacidad exportadora que acompañe la curva de producción.

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El proyecto Vaca Muerta Oil Sur alcanzó un nuevo hito con el montaje del techo del primer tanque de almacenamiento en la terminal de Punta Colorada, en Río Negro. La estructura corresponde al tanque TK404 y marca el inicio de la etapa de ensamblaje de las superestructuras que sostendrán el sistema exportador de crudo.

La obra avanza en paralelo en todos sus frentes y confirma el ritmo industrial del proyecto más estratégico para la expansión de Vaca Muerta.

El TK404 tiene una capacidad de 120.000 metros cúbicos, un diámetro de 82 metros y una altura de 35 metros. Su construcción demandó 1.500 toneladas de acero, más de un millón de pulgadas de soldadura y un proceso de montaje que integró 30.000 bulones.

El techo, de 57 toneladas de aluminio, fue ensamblado por un equipo de 60 trabajadores, de los cuales 35 recibieron capacitación específica para esta etapa. Cada tanque de la terminal replica esta escala, lo que dimensiona la magnitud de la infraestructura en ejecución.

El avance se suma al cruce del ducto por debajo del río Negro, ya completado, y a las obras simultáneas en la estación de bombeo, los tramos del ducto Oldelval y las estructuras civiles de Punta Colorada. VMOS sostiene un cronograma que combina ingeniería, logística y montaje en un esquema de obra continua, con impacto directo en empleo, proveedores y servicios regionales.

La terminal de Punta Colorada será un nodo exportador clave para el país. El crecimiento proyectado por YPF —con la posibilidad de superar el millón de barriles diarios en 2026— exige infraestructura de almacenamiento, bombeo y salida marítima.

Sin esta arquitectura, el aumento de producción no se traduce en divisas ni en previsibilidad para inversiones de largo plazo. VMOS es la pieza que permite transformar el potencial productivo en capacidad real de exportación.

El desarrollo también impulsa la demanda de proveedores especializados: estructuras metálicas, soldadura de alta precisión, transporte pesado, servicios portuarios, seguridad industrial, ingeniería y control de calidad.

La obra moviliza empleo local y consolida a Río Negro como un actor energético de relevancia, con oportunidades para pymes y contratistas que buscan integrarse a la cadena de valor.

En este contexto, el montaje del primer tanque no es solo un avance constructivo. Es la señal de que la infraestructura exportadora del país está tomando forma y que la región se posiciona como plataforma logística para el ciclo 2026–2030.

VMOS combina escala, complejidad técnica y desarrollo territorial, y se convierte en un componente estructural para la competitividad del sector energético argentino.

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El proyecto Vaca Muerta Oil Sur dio un paso decisivo en su estrategia territorial con la convocatoria a empresas del Alto Valle para integrarse a la cadena de servicios del nuevo ducto.

AESA y VMOS presentarán en Allen las necesidades operativas de la obra y los contratos disponibles para proveedores locales, en un movimiento que busca ampliar la base productiva regional y acelerar los tiempos de ejecución.

El encuentro se realizará este martes a las 14:00 en la Cámara de Industria y Comercio de Allen. La agenda incluye la exposición de los avances del proyecto, la demanda de servicios para la etapa actual y los requisitos técnicos para participar en licitaciones.

La convocatoria apunta a pymes de transporte, metalmecánica, obra civil, mantenimiento, seguridad industrial e insumos para construcción pesada, sectores con fuerte presencia en la región.

La obra avanza con la construcción de la estación de bombeo, los tanques de almacenamiento y el tramo del ducto que conectará la Cuenca Neuquina con Punta Colorada. Ese corredor energético permitirá aumentar exportaciones, reducir cuellos de botella y mejorar la previsibilidad para inversiones.

La infraestructura ya moviliza empleo, maquinaria y servicios de cercanía, lo que convierte al Alto Valle en un nodo operativo relevante para la logística del proyecto.

La participación de empresas locales es clave para reducir costos, mejorar tiempos de respuesta y fortalecer la cadena de valor regional. El encuentro permitirá a los proveedores conocer estándares, validar capacidades y acceder a oportunidades de contratación directa. Además, consolida un esquema de desarrollo territorial que vincula obra pública, inversión privada y empleo calificado.

En este contexto, Vaca Muerta Oil Sur se posiciona como un motor de integración productiva. La articulación entre AESA, VMOS y las pymes del Alto Valle muestra que la infraestructura energética puede generar derrames concretos en las economías locales.

La región tiene capital humano, experiencia y capacidad instalada para acompañar la expansión del proyecto. El desafío es sostener este vínculo y convertirlo en una plataforma estable para nuevas inversiones y más empleo de calidad.

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