El inicio de 2026 confirma una tendencia que desde este portal venimos anticipando: la balanza comercial energética ya no es solo un ítem en el presupuesto, sino el principal garante de la estabilidad cambiaria de la Argentina.
Mientras que las proyecciones iniciales del mercado situaban al dólar oficial en niveles mucho más altos para estas fechas, la divisa se mantiene en la zona de los $1.490, sostenida por un flujo de divisas genuinas provenientes de los sectores extractivos.
1. Vaca Muerta: El nuevo motor de reservas
A diferencia de ciclos económicos anteriores dependientes exclusivamente del agro, la estabilidad actual se apoya en una matriz industrial de base energética. El ingreso de divisas por exportaciones de gas y petróleo ha alcanzado niveles récord, permitiendo al Banco Central una acumulación constante de reservas.
La finalización de las obras de infraestructura clave (oleoductos y plantas de compresión) ha permitido que el flujo de dólares sea previsible, eliminando la estacionalidad que antes sufría la economía argentina.
2. La Minería y el RIGI como catalizadores de la estabilidad cambiaria
No es solo el shale. Los sectores de oro, plata y el consolidado litio en el NOA están aportando una oferta de dólares que compensa las tensiones de la macroeconomía. En este punto, el impacto del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) resulta fundamental.
Al ofrecer previsibilidad cambiaria y fiscal por 30 años, el régimen no solo atrae capitales para infraestructura, sino que actúa como un “ancla” de confianza. Las garantías de libre disponibilidad de divisas que ofrece el RIGI incentivan a las compañías a seguir liquidando exportaciones y financiando proyectos de largo aliento, blindando las reservas líquidas frente a la volatilidad del mercado.
3. El desafío de la competitividad operativa y su injerencia en la estabilidad cambiaria
Desde la perspectiva de los negocios, la estabilidad cambiaria plantea un reto: el atraso cambiario relativo. Con un tipo de cambio que corre por debajo de la inflación interna, los costos operativos en pesos de las empresas de servicios petroleros y mineros aumentan en términos de dólares.
Para el sector, este escenario exige una mayor eficiencia en la cadena de suministros y una gestión inteligente de los costos fijos. No obstante, la actual disponibilidad de divisas facilita el acceso al mercado de cambios para la importación de insumos críticos y maquinaria especializada, necesaria para mantener el ritmo de perforación y extracción.
Conclusión para el sector
El actual escenario de dólar estable no es un fenómeno aislado, sino el resultado de una balanza energética que finalmente ha pasado a terreno positivo. Para el operador de Vaca Muerta o el proveedor minero, el desafío de 2026 será gestionar la eficiencia de costos en un contexto de moneda fuerte, aprovechando la ventana de estabilidad para realizar inversiones de capital (CAPEX) y modernización tecnológica bajo el amparo de los beneficios fiscales vigentes.
Tras una extensa evaluación de las oportunidades y conveniencias, la Dirección de Hidrocarburos ha decidido prorrogar el cronograma del proceso licitatorio para otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación en 17 áreas hidrocarburíferas.
Se trata de las áreas Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Occidental, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Zampal, Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincán.
“Esta decisión la tomamos en pleno uso de las facultades que nos otorgan los decretos 1908/2025 y 2241/2025 como autoridad, con el objetivo de resguardar los intereses de la Provincia”, destacó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
“Debido a la complejidad del procedimiento licitatorio, producto de su convocatoria nacional, provincial e internacional, así como de los aspectos económicos, técnicos y financieros propios de la industria, decidimos prorrogar las fechas para darles tiempo a las empresas para que puedan presentar oficialmente el interés que nos vienen manifestando por estas 17 áreas”, agregó Erio.
Áreas de explotación de Hidrocarburos
Cabe destacar que dos de las áreas incluidas ya recibieron manifestaciones concretas de interés. Hattrick Energy SAS ejecutó un Acuerdo de Evaluación Técnica (TEA) en Atuel Exploración Sur, con una inversión de USD 325.000, obteniendo derecho de preferencia en la licitación, mientras que Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) presentó una iniciativa privada en Río Atuel, declarada de interés público, con una propuesta de USD 2,98 millones.
“Quienes impulsaron esas iniciativas pueden realizar la inversión inicial sobre la cual los demás oferentes podrán igualar o mejorar, manteniendo además el derecho a mejorar la oferta. Esto genera dinamismo en las inversiones, que es lo que buscamos sostener en la provincia”, concluyó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
Nuevos plazos del proceso licitatorio
El proceso licitatorio se desarrolla bajo el Pliego Modelo 2025, elaborado en julio pasado, lo que permite mayor flexibilidad normativa, seguridad jurídica y estímulos concretos para captar capital. Tras la decisión de la Dirección de Hidrocarburos, el cronograma de fechas queda dispuesto de la siguiente manera:
Compra de pliego: en Dirección de Hidrocarburos hasta 11 de febrero 2026 hasta las 13 hs.
Fecha de presentación de ofertas: 11 de febrero de 2026 hasta las 13 hs.
Fecha de apertura de sobre A: 11 de febrero de 2026 a las 15 hs.
Áreas en licitación
Para este llamado, el Departamento Técnico de la Dirección de Hidrocarburos individualiza las áreas libres y de interés exploratorio, mientras que el Departamento de Geología elaboró informes técnicos con antecedentes geológicos, ubicación de pozos existentes y mapas de referencia.
Las áreas de exploración que conforman el llamado a licitación son:
Atuel Exploración Norte
Atuel Exploración Sur
Boleadero
Calmuco
Chachahuen Norte
CN III Norte
Los Parlamentos
Puesto Pozo Cercado Occidental
Ranquil Norte
Río Atuel
Sierra Azul Sur
Zampal
Por su parte, las áreas de explotación son:
Atamisqui
El Manzano
Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana
Puesto Molina Norte
Puntilla del Huincán.
Información disponible
Los interesados podrán solicitar toda la información técnica y legal del proceso licitatorio a través de los correos oficiales:
Con estas acciones, Mendoza continúa consolidando una política energética competitiva que trabaja con el sector privado orientada a generar empleo, diversificar la matriz productiva y fortalecer la presencia de la provincia en el escenario energético nacional e internacional.
El último informe de la Secretaría de Minería de la Nación confirma que el sector no solo es un motor de divisas, sino el pilar del empleo privado formal en las provincias cordilleranas. Con un crecimiento sostenido en la cantidad de puestos de trabajo, la minería argentina alcanzó en el inicio de 2026 niveles históricos de empleabilidad, destacándose por ofrecer salarios que duplican la media nacional.
1. Los números del impacto laboral
La minería ya supera los 40.000 puestos de trabajo directos, pero el dato verdaderamente relevante para el ecosistema de negocios es el efecto multiplicador: se estima que por cada empleo directo se generan entre 3 y 5 empleos indirectos en la cadena de proveedores.
Salarios: Los salarios del sector minero se mantienen en el podio de los mejores pagos de la economía argentina, compitiendo cabeza a cabeza con el sector de Oil & Gas en Vaca Muerta.
Federalismo real: Santa Cruz, San Juan, Salta, Jujuy y Catamarca concentran el 80% del empleo minero, logrando revertir la migración interna hacia los grandes centros urbanos.
2. El desafío del talento calificado
Para los suscriptores de Runrún, el crecimiento del empleo trae aparejado un desafío logístico: la escasez de mano de obra calificada. La demanda de ingenieros de minas, geólogos, técnicos químicos y especialistas en mantenimiento de maquinaria pesada supera la oferta académica actual. Esto ha forzado a las operadoras a:
Invertir en capacitación propia: Programas de formación acelerada para comunidades locales.
Tecnificación: El uso de tecnología remota y automatización está creando nuevos perfiles de “mineros digitales” que operan desde centros de control en las ciudades.
3. El RIGI como garante de nuevos puestos
Como venimos analizando, el marco del RIGI es el gran acelerador. Los megaproyectos de cobre en San Juan (como Josemaría o El Pachón) y las nuevas plantas de litio que entran en fase de producción este año, requieren picos de hasta 5.000 trabajadores por proyecto solo en la etapa de construcción. La estabilidad que ofrece este régimen permite que las empresas planifiquen contrataciones de largo plazo (20 a 30 años), transformando empleos temporales de obra en carreras profesionales estables.
4. Inclusión y Proveedores Locales
Un dato que no pasa inadvertido es el crecimiento de la participación femenina en la minería, que ya ronda el 16% en puestos operativos y de toma de decisiones. Asimismo, el impulso a la Ley de Compre Local en provincias como San Juan y Catamarca garantiza que las pymes locales —muchas de las cuales forman parte de nuestro ecosistema— sean las principales empleadoras en sus regiones.
Análisis para el suscriptor:
Para el proveedor de servicios energéticos, este escenario es una oportunidad dorada. La necesidad de las mineras de retener talento implica que los contratistas de servicios (comedor, transporte, mantenimiento, EPP) deben elevar sus propios estándares de calidad y seguridad para estar a la altura de la demanda de las operadoras internacionales.
La expansión de la producción hidrocarburífera en Vaca Muerta comenzó a reflejarse con fuerza en la actividad portuaria de la provincia de Buenos Aires. El transporte de crudo, combustibles y cargas asociadas al sector energético explicó gran parte del aumento en toneladas, buques y movimiento logístico.
El crecimiento sostenido de Vaca Muerta ya no se limita al interior del país y empieza a redefinir el mapa logístico nacional. Entre enero y septiembre de 2025, los puertos públicos de la provincia de Buenos Aires movilizaron 41,9 millones de toneladas, lo que representó un incremento interanual del 10,1%, impulsado principalmente por el avance del sector energético.
Según datos oficiales del Monitor Portuario bonaerense, el transporte y la exportación de petróleo crudo, combustibles líquidos y gases provenientes de la cuenca neuquina fueron determinantes en el salto registrado por el sistema portuario provincial. La logística marítima se consolidó así como un eslabón clave para acompañar el aumento de la producción hidrocarburífera y la salida al mercado externo.
El informe, elaborado por la Subsecretaría de Asuntos Portuarios, remarcó que casi la mitad de la carga movilizada durante el período estuvo vinculada directamente al complejo energético. En particular, el petróleo crudo y los combustibles explicaron el 48% del total de toneladas operadas, muy por encima de otros rubros tradicionales.
Coronel Rosales, epicentro del corredor energético
Dentro del esquema portuario bonaerense, el puerto de Coronel Rosales emergió como uno de los grandes protagonistas del año. Las inversiones realizadas en infraestructura y capacidad de almacenamiento fortalecieron su perfil como terminal especializada en cargas energéticas y lo posicionaron como una pieza central del corredor que conecta Vaca Muerta con los mercados de exportación.
Durante los primeros nueve meses de 2025, el movimiento de petróleo crudo en esta terminal creció un 70,6% interanual y alcanzó cerca de 5 millones de toneladas. La ampliación de la capacidad operativa, que se incrementó en casi un 20%, permitió absorber la mayor demanda logística generada por el desarrollo no convencional.
El desempeño de Coronel Rosales explicó una porción significativa del crecimiento agregado del sistema portuario provincial y confirmó el cambio estructural que atraviesa la actividad marítima, cada vez más asociada al sector energético.
Más carga, más buques y mayor circulación
El impacto del petróleo y los combustibles no se reflejó solo en el volumen transportado. El mayor flujo de hidrocarburos traccionó un aumento en la cantidad de buques operados, en la circulación de camiones y en la demanda de servicios logísticos vinculados a la actividad portuaria.
De acuerdo al relevamiento oficial, el movimiento de buques creció 12,9% interanual, mientras que la circulación de camiones aumentó un 24,5% en el período analizado. En paralelo, el segmento de contenedores registró un salto destacado: se movilizaron 395.419 unidades, un 77,4% más que en igual período de 2024, con el puerto de Dock Sud concentrando la mayor parte de la operatoria.
Además del complejo energético y los contenedores, los puertos bonaerenses movilizaron cereales y oleaginosas (36% del total), así como fertilizantes, productos químicos, arenas y cargas vinculadas a la pesca.
Un crecimiento desigual
Si bien el balance general del sistema fue positivo, el informe advirtió que la dinámica no fue homogénea en toda la provincia. Algunos puertos asociados a otras actividades productivas, como Mar del Plata, mostraron retrocesos en su operatoria, lo que confirma que el impulso energético explica gran parte del crecimiento global.
En ese contexto, la provincia de Buenos Aires aparece cada vez más integrada a la cadena de valor de Vaca Muerta, no solo como territorio de tránsito, sino como plataforma logística estratégica para sostener el salto productivo y exportador del principal yacimiento no convencional del país.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, visitó las instalaciones de Y-TEC, donde se interiorizó sobre el desarrollo de Y-FRED, un polímero de diseño creado especialmente para las operaciones de estimulación hidráulica en Vaca Muerta.
La recorrida se realizó junto al vicepresidente de Nuevas Energías de YPF, Andrés Scarone, y contó con la recepción del gerente general de Y-TEC, Nicolás Federico Kerst, quien presentó los avances del equipo técnico y científico del instituto.
Vaca Muerta
Durante la visita, las autoridades conocieron en detalle las características técnicas de Y-FRED, un polímero diseñado específicamente para responder a las condiciones geológicas y operativas de Vaca Muerta, uno de los principales desarrollos shale a nivel mundial.
Según se explicó, se trata de una solución desarrollada a medida para las operaciones de fractura hidráulica, que combina eficiencia técnica con competitividad económica, dos factores clave para sostener el crecimiento de la producción no convencional en la cuenca neuquina.
El diseño molecular del polímero permite mejorar el desempeño en las operaciones de estimulación, optimizando el comportamiento del fluido y reduciendo los costos asociados al proceso, un aspecto estratégico en un contexto de creciente competencia internacional entre plays shale.
Pruebas de Y-TEC
Ensayos de laboratorio realizados por Y-TEC ya muestran mejoras significativas en comparación con productos comerciales actualmente disponibles en el mercado, lo que abre la posibilidad de sustituir insumos importados por desarrollos tecnológicos nacionales.
Desde la conducción de YPF destacaron que hacer más competitiva a Vaca Muerta no solo depende de la escala de inversión o de la infraestructura, sino también de la capacidad de desarrollar soluciones propias alineadas con las necesidades reales de la operación.
En ese sentido, el desarrollo de Y-FRED se inscribe en una estrategia más amplia de innovación aplicada, que busca integrar conocimiento científico, ingeniería y experiencia operativa para generar ventajas competitivas sostenibles.
La iniciativa refuerza el rol de Y-TEC como brazo tecnológico de YPF, orientado a la investigación, el desarrollo y la transferencia de tecnología al sistema productivo energético argentino.
La innovación, clave
Para la compañía, la innovación en insumos críticos como los utilizados en la estimulación hidráulica resulta clave para mejorar la productividad por pozo, reducir tiempos operativos y optimizar costos en un contexto de expansión acelerada del shale.
El avance también pone en valor el talento de los equipos técnicos y científicos locales, que trabajan en soluciones de clase mundial con impacto directo en la operación diaria de los yacimientos.
Desde YPF remarcaron que el desarrollo de tecnologías propias permite no solo ganar eficiencia, sino también fortalecer la soberanía tecnológica y reducir la dependencia de proveedores externos en áreas estratégicas.
La visita de Marín y Scarone a Y-TEC se enmarca en una agenda orientada a consolidar a YPF como una empresa integrada de energía, con capacidad de competir a nivel global y liderar la transformación del sector energético argentino.
Con proyectos como Y-FRED, la compañía apuesta a profundizar la innovación como uno de los pilares para sostener el crecimiento de Vaca Muerta, mejorar la rentabilidad de las operaciones y posicionar a la Argentina como un actor relevante en el desarrollo de tecnologías aplicadas al shale.
El negocio downstream de la región sumó un movimiento de alto impacto con la firma de un acuerdo estratégico entre Destilería Argentina de Petróleo (DAPSA) y la petrolera estadounidense Chevron.
El convenio apunta a expandir la red de estaciones de servicio de la compañía argentina más allá de las fronteras nacionales y a consolidar una plataforma regional de comercialización de combustibles y lubricantes.
Dapsa, controlada por el holding Sociedad Comercial del Plata, busca internacionalizar su modelo de negocios replicando su esquema operativo en otros países de la región, apoyada en la provisión de productos de Chevron y en una estrategia conjunta de logística y abastecimiento.
Según detallaron desde la empresa, el acuerdo no se limita a la compraventa de combustibles y lubricantes, sino que establece un marco de cooperación más amplio.
Esto incluye la evaluación de nuevas áreas de integración y la optimización de la cadena logística, un factor clave para competir en mercados regionales.
En la Argentina, Chevron cuenta con activos estratégicos de primer orden. Es socia de YPF en partes iguales en Loma Campana, el yacimiento de mayor producción de petróleo del país.
Además opera el área El Trapial Este en Vaca Muerta, donde viene incrementando de manera sostenida su producción.
Que representa este acuerdo para Dapsa
Para Dapsa, con más de 50 años de trayectoria en el sector, este acuerdo representa la puerta de entrada a una nueva etapa de crecimiento. Desde la compañía explicaron que la estrategia consiste en fortalecer su modelo local y proyectarlo a escala regional.
La propuesta de valor se apoya en la comercialización de combustibles de alta calidad y en condiciones comerciales competitivas. Esto con el objetivo de ganar participación en mercados limítrofes y aprovechar las sinergias que ofrece esta alianza.
La operación de Dapsa
El músculo operativo de Dapsa en el mercado argentino es uno de los pilares de esta expansión. La empresa opera actualmente unas 200 estaciones de servicio en todo el país y posee una infraestructura clave para el abastecimiento: una terminal portuaria propia en Dock Sud.
Esta terminal cuenta con una capacidad de almacenamiento superior a los 140.000 metros cúbicos y está conectada mediante oleoductos con las principales refinerías del país, lo que le permite a la compañía una gestión eficiente del suministro. Y también la dota de una posición estratégica dentro del sistema energético nacional.
Dapsa también tiene una participación relevante en el mercado de lubricantes. La compañía concentra alrededor del 10% de la producción local de lubricantes y domina cerca del 60% del segmento de grasas lubricantes.
Estos son activos que ahora buscará proyectar con mayor fuerza en el exterior bajo el paraguas del acuerdo con Chevron.
Pese a la ambición regional, desde la empresa aclararon que Dapsa continuará comercializando productos de origen local en la Argentina, garantizando la continuidad de su oferta actual en las estaciones de servicio del país. Mientras avanza el proceso de integración con la marca estadounidense.
Uno de los aspectos que genera mayor expectativa es la posible unificación de la identidad visual de la red. Desde la compañía indicaron que se evalúa un rebranding regional, que permitiría operar bajo una misma bandera en todos los países donde se concrete la expansión.
Este eventual cambio de imagen buscaría reforzar el posicionamiento de la red, dotarla de mayor reconocimiento regional y acompañar la estrategia de crecimiento conjunto con Chevron en nuevos mercados.
Si bien los detalles técnicos finales del acuerdo permanecen bajo confidencialidad, desde Dapsa destacaron que ya se encuentran trabajando activamente en la identificación de socios estratégicos regionales y en la planificación de las primeras etapas de la expansión.
Con esta alianza, Dapsa y Chevron apuntan a consolidar una plataforma regional de downstream, combinando escala, logística y marca, en un contexto donde la competencia por los mercados de combustibles y lubricantes en América Latina se vuelve cada vez más intensa.
YPF busca ampliar la serie Clase XXXIV con vencimiento en 2034. El fondeo busca respaldar los planes de largo plazo para exportador crudo y el desarrollo del proyecto de GNL.
YPF puso en marcha una nueva etapa de su estrategia financiera para este 2026. La compañía reabrió la licitación de las Obligaciones Negociables (ON) Clase XXXIV, un instrumento clave emitido bajo la legislación de Nueva York. Con esta maniobra, busca captar un flujo de divisas frescas que se situará entre los 300 y 500 millones de dólares adicionales.
Esta búsqueda de financiamiento en los mercados internacionales no es casual: va en línea directa con la ambiciosa hoja de ruta de la compañía, que tiene como eje central la generación de divisas. El fondeo obtenido permitirá dar soporte a los planes exportadores de la petrolera, con especial proyectos como Vaca Muerta Sur (VMOS).
Asimismo, la solidez financiera que busca la empresa con esta operación de hasta 500 millones de dólares es fundamental para los compromisos de inversión de largo plazo asociados al Gas Natural Licuado (GNL).
La colocación actual representa una ampliación de un título lanzado originalmente en enero de 2025. De completarse con éxito, el monto total en circulación de este bono con vencimiento en 2034 se ubicará entre los 1.400 y 1.600 millones de dólares, lo que garantiza una mayor liquidez en los mercados internacionales y una referencia de precio sólida para el crédito corporativo argentino.
Las tasas y rendimientos
En cuanto a las condiciones, las obligaciones negociables devengan una tasa fija del 8,25% anual, aunque la licitación actual apunta a convalidar una tasa de rendimiento del 8%. El esquema de amortización está diseñado para no asfixiar la caja en el corto plazo: el capital se devolverá en tres cuotas anuales (30% en 2032, 30% en 2033 y el 40% final en 2034).
El proceso de recepción de ofertas estará abierto hasta este miércoles 21 de enero a las 13 horas. Los inversores podrán participar a través de entidades como Santander, Galicia, Balanz, Macro, Cucchiara, CMF y Allaria, entre otros bancos y ALyCs habilitados.
La operación se realiza bajo el régimen de Emisor Frecuente de la CNV y normas internacionales como la Rule 144A, facilitando el ingreso de capitales extranjeros.
YPF concretó la cesión total de su histórico yacimiento convencional en Chubut como parte del Plan Andes. La operación refuerza la estrategia de concentrar inversiones en el negocio no convencional, con foco en rentabilidad y exportaciones.
YPF confirmó la venta del área Manantiales Behr, uno de los yacimientos más emblemáticos de la Cuenca del Golfo San Jorge, al Grupo Rovella Capital por un monto total de 575 millones de dólares. La operación se enmarca en el Plan Andes y en el Plan 4×4, la hoja de ruta con la que la compañía busca desprenderse de activos maduros y redirigir recursos hacia proyectos de mayor retorno, especialmente en Vaca Muerta.
El acuerdo fue formalizado mediante contratos firmados entre YPF y Limay Energía S.A., empresa del holding Rovella Capital, y ya fue informado a la Comisión Nacional de Valores (CNV) como hecho relevante. El cierre definitivo de la transacción quedará sujeto a la aprobación del Poder Ejecutivo de la Provincia del Chubut.
Manantiales Behr es un símbolo histórico para YPF y para la producción convencional argentina. Al tercer trimestre de 2025, el área registraba una producción aproximada de 25.000 barriles diarios de petróleo y 0,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. La cesión incluye el traspaso del 100% de la concesión de explotación y de la concesión de transporte sobre tres oleoductos estratégicos: El Trébol–Caleta Córdova, Km 9–Caleta Córdova y Manantiales Behr–Cañadón Perdido. También contempla la venta del stock de materiales en el yacimiento y en el predio de Km 20.
En cuanto a los términos económicos, YPF detalló que el 60% del monto se abonará al momento del cierre y el 40% restante dentro de los doce meses posteriores, con los ajustes habituales de este tipo de operaciones. Rovella Capital se impuso frente a otras compañías del sector que habían presentado ofertas, consolidando así su presencia en la Cuenca del Golfo San Jorge.
La entrada en vigencia de la cesión dependerá ahora de la autorización del gobierno provincial, que deberá evaluar los compromisos técnicos, económicos y operativos asumidos por la nueva operadora. Desde YPF indicaron que el proceso avanza en coordinación con las autoridades para garantizar la continuidad productiva y laboral en la región.
La venta de Manantiales Behr se inscribe en la estrategia de salida ordenada de YPF del convencional, impulsada a través del Proyecto Andes. En paralelo, la compañía ya concretó operaciones similares en Mendoza y Tierra del Fuego. Con este movimiento, YPF refuerza su apuesta por Vaca Muerta y el desarrollo del shale oil y gas, con el objetivo de fortalecer su perfil exportador y alcanzar, hacia 2031, un potencial de exportaciones energéticas por hasta 30.000 millones de dólares anuales.
De este modo, la petrolera da un nuevo paso en su proceso de transformación, mientras Chubut abre una etapa distinta en la gestión de uno de los yacimientos más representativos de su historia.
El pacto entre Mercosur y la UE promete inversiones, seguridad jurídica y nuevos mercados para GNL, litio y cobre. El desafío será cumplir estándares.
La ratificación del acuerdo comercial entre el Mercosur y la Unión Europea, oficializada este sábado en Paraguay tras 25 años de negociaciones, puede convertirse en un punto de inflexión para la Argentina. No solo por la apertura de mercados, sino por el impacto estructural que podría tener sobre la matriz productiva: energía y minería pasan a jugar un rol central en la estrategia de exportaciones, inversiones y divisas para la próxima década.
En el sector, la lectura es clara: el acuerdo no es solamente una reducción de barreras comerciales. También es una señal de estabilidad para proyectos de largo plazo, especialmente en industrias donde las inversiones se miden en miles de millones de dólares y los retornos se construyen en décadas. En esa lógica, el tratado aparece como un marco que ordena reglas, habilita financiamiento y eleva el nivel de exigencias en sostenibilidad y trazabilidad.
El punto de partida ya venía mostrando crecimiento. Durante 2025, la Argentina cerró con exportaciones energéticas cercanas a los 11.000 millones de dólares, mientras que la minería aportó alrededor de 6.000 millones. La expectativa ahora es que el acuerdo con la UE acelere proyectos y permita escalar esos números con un salto cuantitativo, pero también cualitativo, por el tipo de demanda europea y su marco regulatorio.
La minería, con el cobre como protagonista, aparece como uno de los grandes ejes de esta oportunidad. El potencial de exportaciones mineras proyectado hacia 2030 ronda los 12.000 millones de dólares anuales, con una posible escalada hacia los 15.000 millones en 2032. Ese crecimiento dependerá en gran medida de la puesta en marcha de proyectos de cobre de escala global, en un escenario donde se requieren inversiones superiores a los 25.000 millones de dólares para activar iniciativas ya avanzadas.
Litio, cobre y el salto exportador: más producción, más presión por estándares
El litio también se consolida como una pieza clave en el mapa de la transición energética. Con una producción estimada en 140.000 toneladas anuales al cierre de 2025, los proyectos en construcción y ampliación apuntan a más que duplicar ese volumen en el corto plazo. Salta, Jujuy y Catamarca aparecen como nodos estratégicos en un mercado global donde la electromovilidad demanda cada vez más insumos críticos.
En este punto, el acuerdo con la Unión Europea agrega un elemento decisivo: la convergencia en estándares ambientales. Europa exige trazabilidad, controles, certificaciones y un enfoque de “minería responsable” que, para el sector, puede funcionar como un sello de calidad. La lectura empresaria es que cumplir con esos requisitos no solo habilita el acceso, sino que mejora el posicionamiento y el valor agregado de los productos argentinos en cadenas industriales más exigentes.
Al mismo tiempo, ese proceso puede tensionar la ejecución local: exige inversiones complementarias, modernización tecnológica y un salto en infraestructura para sostener volúmenes crecientes. En particular, la logística y el transporte aparecen como cuellos de botella que deberán resolverse si el país busca transformarse en proveedor confiable de minerales críticos.
La UE, por su parte, se mueve con una lógica estratégica: busca reducir dependencias y asegurar abastecimiento para su transición energética. En ese tablero, la Argentina se ofrece como una alternativa estable para minerales como litio y cobre, pero también como plataforma energética para gas natural licuado en un mundo que reordenó su mapa de seguridad energética.
Vaca Muerta y el GNL: la exportación como proyecto de década
En energía, el acuerdo potencia un objetivo que ya estaba en marcha: convertir a la Argentina en un exportador relevante de Gas Natural Licuado. Las proyecciones del sector estiman que, hacia fines de la década, el país podría superar los 15.000 millones de dólares anuales en exportaciones de GNL, si los proyectos se concretan en tiempo y forma.
El proyecto Argentina LNG, liderado por YPF, prevé una capacidad inicial hacia 2030 de 12 millones de toneladas anuales, con la meta de llegar a 30 millones entre 2032 y 2035. A plena capacidad, el ingreso estimado rondaría los 10.000 millones de dólares anuales, con la posibilidad de escalar a 15.000 millones si se incorporan nuevos socios estratégicos en etapas posteriores.
En paralelo, se destaca el avance de Southern Energy, un consorcio integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, con una capacidad estimada de 2,4 millones de toneladas anuales. En ese caso, los ingresos proyectados se ubican entre 2.000 y 2.500 millones de dólares por año.
Un dato clave que anticipa la dimensión del negocio es el contrato marco con la compañía alemana SEFE, que prevé la venta de dos millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años, con inicio hacia finales de 2027. En un contexto de reconfiguración energética global, la demanda europea aparece como un mercado de alta previsibilidad, incluso cuando Asia sigue siendo un objetivo prioritario.
El capítulo futuro: hidrógeno verde y la Patagonia como plataforma
Más allá del gas y la minería, el acuerdo abre un capítulo de mediano y largo plazo: el hidrógeno verde. La Patagonia fue señalada como una región con potencial global por sus condiciones de viento, lo que la convierte en una candidata natural para proyectos de escala industrial.
La hoja de ruta hacia 2050 plantea una ambición alta: producir al menos cinco millones de toneladas anuales de hidrógeno, con inversiones estimadas en 90.000 millones de dólares y la creación de más de 80.000 puestos de trabajo calificados. Para que esa proyección se materialice, el factor europeo vuelve a ser decisivo: cooperación tecnológica, estándares y acceso a mercados que demandan energía limpia certificada.
En este escenario, el acuerdo Mercosur-UE aparece como una ventana trascendental para reposicionar a la Argentina en el mapa global de recursos estratégicos. La oportunidad es real, pero no automática: exige inversión, infraestructura, consistencia regulatoria y capacidad de cumplir con reglas ambientales y comerciales cada vez más estrictas. Si el país logra sostener ese equilibrio, energía y minería podrían convertirse en el núcleo de un nuevo ciclo exportador de gran escala.
El avance del shale neuquino impulsa una creciente demanda de mano de empleos. La industria energética amplía los programas de capacitación para acompañar la expansión productiva y la incorporación de nuevas tecnologías.
El desarrollo sostenido de Vaca Muerta continúa ampliando su impacto económico y laboral en la Patagonia. De acuerdo con proyecciones del sector energético, la actividad no convencional generará más de 50 mil nuevos puestos de trabajo en los próximos años, en un escenario marcado por el incremento de la producción de petróleo y gas y la adopción de tecnologías cada vez más complejas.
El crecimiento del yacimiento se expresa no solo en el aumento de equipos de perforación y etapas de fractura, sino también en una demanda creciente de personal técnico especializado. La evolución de los procesos de fracking elevó los estándares de seguridad, eficiencia y conocimiento operativo, lo que obliga a reforzar la capacitación en todas las fases del upstream.
En este contexto, la cuenca neuquina se consolidó como un polo de formación de referencia a nivel regional. Miles de trabajadores participan actualmente en programas intensivos orientados a tareas de perforación, completación y producción, con esquemas que priorizan la experiencia en campo y la aplicación práctica de los contenidos.
El Instituto Vaca Muerta (IVM) se posiciona como una pieza central de esta estrategia. El centro de formación técnica especializada, impulsado por la industria, articula programas diseñados para reducir la brecha entre la formación teórica y las exigencias operativas de los yacimientos no convencionales, bajo estándares internacionales de calidad y seguridad.
En los últimos días, Pluspetrol formalizó su incorporación como socio estratégico del instituto, reforzando el entramado de empresas que apuestan a la capacitación como condición clave para sostener el crecimiento del shale argentino. El acuerdo fue suscripto por el Country Manager de Pluspetrol Argentina, Julián Escuder, y el presidente del IVM y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF, Lisandro Deleonardis.
Desde el sector destacan que la adhesión de nuevas compañías refleja un compromiso creciente con el desarrollo del capital humano. Bajo la conducción de Horacio Marín, YPF impulsa una visión que integra producción, competitividad y formación, con el objetivo de consolidar a Vaca Muerta como un activo estratégico a nivel global.
La inversión anunciada por Pluspetrol, que asciende a un millón de dólares, permitirá ampliar los programas de entrenamiento en instalaciones reales y fortalecer competencias en áreas críticas como perforación, producción y mantenimiento. La compañía, con más de 40 años de trayectoria en Neuquén, se suma así a una estrategia de largo plazo orientada a anticipar la demanda de perfiles técnicos especializados.
El Instituto Vaca Muerta fue creado a partir de un estudio prospectivo desarrollado por la Fundación YPF, que identificó las necesidades laborales y tecnológicas del upstream para la próxima década. A comienzos de enero, TotalEnergies se convirtió en la primera empresa internacional en integrarse al proyecto, consolidando su carácter federal y colaborativo.
Durante 2025, la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro fortaleció el control de las inversiones comprometidas en las prórrogas de concesiones de petróleo y gas, con comisiones técnicas e inspecciones junto a Ambiente y el DPA para verificar el cumplimiento en toda la provincia.
El año pasado, la Provincia alcanzó acuerdos de prórroga con cinco empresas (Vista Energy, Petróleos Sudamericanos, JCR, Quintana Energy y Tecpetrol), que aseguran USD 270,5 millones en inversiones comprometidas, con plazos extendidos hasta 2035 y 2037. Los acuerdos fueron ratificados por la Legislatura provincial, tal cual lo establece la normativa vigente.
Además de los compromisos de inversión, se incluyeron USD 39,1 millones como ingresos extraordinarios para Río Negro y USD 500 mil anuales destinados a programas de capacitación. Según lo establecido por la Ley N° 5733, los municipios y comisiones de fomento sólo pueden aplicar esos recursos a obras y equipamientos, con prohibición expresa de utilizarlos para gastos corrientes.
Seguimiento técnico, información y presencia territorial
Sobre fines del año, la Secretaría mantuvo reuniones con operadoras en el marco de las comisiones de enlace técnico previstas en los contratos, con participación de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y del Departamento Provincial de Aguas (DPA), para evaluar actividad, cumplimiento de compromisos y proyecciones de trabajo.
“Las comisiones de enlace son una herramienta central para garantizar que los compromisos asumidos se cumplan, con información transparente y un diálogo permanente”, sostuvo la Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.
En ese esquema de trabajo, también se realizaron instancias de actualización con Phoenix Global Resources, que tiene un contrato de exploración y ha obtenido buenos resultados en actividad no convencional vinculada a la formación Vaca Muerta, del lado rionegrino de la Cuenca Sedimentaria Neuquina.
Más actividad y control sobre los compromisos
A nivel general, la actividad desarrollada durante 2025 incluyó 11 pozos nuevos (siete convencionales y cuatro no convencionales) y 30 intervenciones (workover) para sostener o recuperar la producción y extender la vida útil de pozos existentes.
En campo, la fiscalización se sostiene con inspecciones periódicas y control de parámetros clave: seguridad, ambiente, calidad de agua y niveles de ruido, en coordinación con los organismos provinciales que intervienen en cada operación.
Proyección y reglas claras
Las agendas de seguimiento continuarán con instancias presenciales ya programadas para el inicio de 2026, sosteniendo un esquema de control sistemático sobre compromisos e inversiones.
En paralelo, el Gobierno Provincial ratificó que, frente a concesiones donde no se alcancen acuerdos, se avanzará con relicitaciones para asegurar la continuidad operativa y la remediación ambiental, priorizando la evaluación de pasivos ambientales y una explotación racional del recurso.
Pasantías: más oportunidades para estudiantes rionegrinos
Como parte de las cláusulas vinculadas a las prórrogas, Río Negro consolidó un esquema para garantizar pasantías educativas en empresas hidrocarburíferas mediante actas acuerdo con sedes de la Universidad Nacional de Río Negro y con la FADECS, de la Universidad Nacional del Comahue, a través de un mecanismo de coordinación con la Unidad Provincial de Enlace con Universidades.
El sistema actual eleva la exigencia a cinco pasantes por empresa y prioriza que esas oportunidades sean para estudiantes rionegrinos, articulando perfiles y convocatorias con las universidades.
El Gobierno de la Provincia de Neuquén informó el cierre de su balance de infraestructura 2025, con una inversión superior a los $8.700 millones de pesos destinados exclusivamente a obras hídricas y de saneamiento. Si bien estas obras tienen un fuerte componente de impacto social y urbano, para el sector energético representan un eslabón fundamental en la logística de servicios que sostiene el crecimiento de la cuenca neuquina.
1. Los números de la inversión
Durante 2025, a través del Ministerio de Infraestructura y el Ente Provincial de Agua y Saneamiento (EPAS), se ejecutaron 12 obras estratégicas y se mantienen 13 más en proceso de licitación o ejecución para 2026.
Monto total: +$8.700 millones.
Alcance: Mejora en el suministro de agua potable y sistemas de saneamiento en nodos clave de la provincia.
Financiamiento: Recursos propios provinciales y acuerdos de financiamiento externo, ante la retirada de fondos nacionales para obra pública.
2. El factor Vaca Muerta: Agua y Saneamiento para la “zona de servicios”
Para los operadores de la industria de Oil & Gas, la inversión en infraestructura hídrica no es un dato menor por dos razones estratégicas que conectamos para nuestros suscriptores:
Sustentabilidad Urbana en Añelo y alrededores: El crecimiento de la producción en Vaca Muerta ha generado una presión demográfica sin precedentes en localidades como Añelo, Centenario y San Patricio del Chañar. Sin agua potable ni redes de cloacas eficientes, el asentamiento de las empresas de servicios especiales y de la mano de obra operativa se vuelve inviable. Estas obras garantizan que las “ciudades base” de la industria puedan absorber el flujo de personal previsto para 2026.
Seguridad Hídrica y Convivencia Social: La competencia por el recurso hídrico es uno de los puntos sensibles en la agenda de Responsabilidad Social Empresarial (RSE). Al fortalecer las redes de agua potable civil, la provincia reduce la conflictividad social y asegura que el uso industrial del agua (fundamental para el fracking) no entre en colisión con las necesidades básicas de la población.
3. Obras clave con impacto en el sector
Dentro del paquete de obras, destacan aquellas que benefician directamente al corredor petrolero:
Mejoras en el Sistema de Agua en la Confluencia: Vital para el centro logístico que une Neuquén Capital con las bases operativas.
Saneamiento en el interior: Fortalecimiento de plantas de tratamiento que evitan la contaminación de las cuencas, un requisito ambiental estricto para las operadoras internacionales que deben cumplir estándares ESG (Ambiental, Social y Gobernanza).
4. Proyección 2026: El desafío de la escala
Con Vaca Muerta proyectando niveles de producción récord y la construcción de nuevos oleoductos y gasoductos (como el Duplicar y el Vaca Muerta Sur), la demanda de infraestructura civil seguirá en aumento.
Desde Runrún Energético observamos que el presupuesto de $8.700 millones ejecutado en 2025 es un piso necesario, pero para 2026 se requerirá una mayor integración entre los planes de infraestructura provinciales y las inversiones de las operadoras a través de esquemas de colaboración público-privada (PPP).
Data Clave para el suscriptor:
Foco: La provincia busca blindar la “paz social” y la operatividad logística mediante servicios básicos eficientes.
Dato Técnico: El EPAS ha priorizado obras de reacondicionamiento de plantas potabilizadoras que habían quedado obsoletas ante el crecimiento explosivo de la población vinculada al sector energético.
Lo que viene: Se espera que para el segundo semestre de 2026, la provincia licite nuevas obras de captación de agua en el Río Neuquén específicas para uso industrial y residencial combinado.
Para entender el presente de Yacimientos Mineros de Agua de Dionisio (YMAD), es necesario retroceder a 1958. Lo que nació como un sueño de desarrollo entre una universidad y una provincia, se convirtió en un laberinto judicial que recién en este 2026 parece encontrar una hoja de ruta clara.
El reciente acuerdo conciliatorio entre la provincia de Catamarca y la Universidad Nacional de Tucumán (UNT) no es solo un trámite administrativo; es la definición de cómo se repartirán miles de millones de pesos provenientes del suelo catamarqueño.
1. El origen: ¿Por qué una universidad recibe dinero de la minería?
La Ley 14.771 creó YMAD para explotar los yacimientos de oro y plata en el “Pedimento Peirano” (Catamarca). Estableció un reparto de utilidades netas muy específico:
60% para la provincia de Catamarca.
40% para la UNT, con una condición: ese porcentaje era para construir su “Ciudad Universitaria”. Una vez terminada la obra, el beneficio de la UNT debía bajar al 20%, y el otro 20% restante distribuirse entre todas las universidades nacionales del país.
2. El conflicto: El acta de 2008 y las causas judiciales
En 2008, las autoridades de la UNT de aquel entonces declararon la obra “terminada” y aceptaron reducir su parte al 20% para tener libre disponibilidad del dinero (sin tener que rendir cuentas por obras).
Esto desató un escándalo: la Ciudad Universitaria estaba lejos de terminarse y los fondos recibidos hasta entonces fueron objeto de denuncias por administración fraudulenta, sobreprecios y colocaciones financieras irregulares. La justicia federal procesó a ex directivos, y Catamarca comenzó a reclamar un mayor control sobre la empresa.
3. El escenario 2026: La “deuda” de los 135.000 metros cuadrados
Tras años de litigio, el nuevo acuerdo ratificado para este año redefine la “deuda” de YMAD con la UNT no en pesos, sino en ladrillos. Se determinó que para considerar finalizada la Ciudad Universitaria, resta construir el equivalente a 135.000 m² de infraestructura moderna.
Las cifras del impacto económico:
Monto estimado: Considerando un costo de construcción de USD 2.000 por m², la inversión necesaria asciende a unos $405.000 millones de pesos.
Comparación: Para tomar dimensión, esta cifra supera en un 15% todo el presupuesto de obra pública que la provincia de Catamarca tiene previsto para 2026 ($351.317 millones).
Origen de los fondos: El dinero sale principalmente de la operación propia de Farallón Negro y de las utilidades que generan las asociaciones con empresas privadas en el área de reserva.
4. ¿Qué cambia a partir de ahora? (Control y Auditoría)
A diferencia del pasado, el flujo de dinero para la UNT en 2026 tiene “candados”:
Restitución condicionada: La UNT vuelve a percibir el 40% de las utilidades, pero solo podrá aplicarlos a planes de obra auditables y aprobados por el directorio de YMAD.
Fondo de Garantía: Se retiene un 8% de los fondos de la universidad para cubrir eventuales juicios, protegiendo el patrimonio de la empresa y de la provincia.
El “Vencimiento” del beneficio: Una vez que se certifique la construcción de los 135.000 m², la UNT pasará definitivamente al 20% de participación, permitiendo que el sistema universitario nacional empiece a percibir su parte por primera vez en la historia.
Conclusión: Una nueva gobernanza
Con el Estado Nacional fuera del directorio desde enero de 2026, YMAD queda bajo control mayoritario de Catamarca (que tiene la presidencia y 3 de los 5 directores). El desafío para la gestión actual será garantizar que cada gramo de oro extraído se convierta efectivamente en infraestructura educativa verificable, cerrando una herida de casi 70 años de promesas incumplidas.
El Brent terminó cerca de los USD 64 por barril y el WTI alrededor de los USD 59. Ambos crudos mostraron variaciones diarias y un comportamiento irregular a lo largo del mes.
Los precios internacionales del petróleo finalizaron la última semana con valores similares a los registrados a comienzos de enero, en un escenario marcado por oscilaciones diarias y señales mixtas en el mercado. El viernes 16 de enero, el crudo Brent, referencia para Europa, cerró en torno a los 64,13 dólares por barril, mientras que el West Texas Intermediate (WTI), de referencia en Estados Unidos, se ubicó cerca de los 59,13 dólares.
Durante la semana, el Brent alcanzó picos levemente superiores a los 65 dólares por barril, aunque también registró jornadas de retroceso. En el balance diario del viernes, el crudo europeo mostró una leve suba respecto de la rueda previa, reflejando una dinámica de ajustes constantes sin una tendencia definida en el corto plazo.
El WTI, en tanto, presentó una mayor volatilidad. Si bien el promedio de enero se mantuvo en torno a los 58,6 dólares por barril, el precio experimentó bajas significativas en algunas ruedas, incluido el cierre del viernes, cuando registró una caída diaria superior al 4%. A lo largo del mes, el crudo estadounidense se movió mayormente dentro de un rango acotado, entre los 58 y 60 dólares.
Datos de mercado indican que, si bien los precios del petróleo se ubicaron en niveles similares o levemente superiores a los de diciembre, el comportamiento de enero estuvo atravesado por fluctuaciones permanentes, sin una dirección clara y sostenida. Analistas coinciden en que esta dinámica responde a factores de corto plazo que impactan sobre la oferta y la demanda global.
En este contexto, el mercado petrolero continúa mostrando cautela, con valores que se mantienen relativamente estables pero sensibles a los cambios en el escenario económico y energético internacional.
El crecimiento sostenido que viene generando el desarrollo de grandes obras estratégicas en torno a la industria y la energía, con foco en Vaca Muerta, activa que firmas con fuerte presencia regional, como Diesel Lange, busquen fortalecer su estructura para estar a tono con un contexto dinámico.
Es por eso que activaron la búsqueda de un/a vendedor/a de equipos de construcción para su operación en la zona, un perfil comercial con experiencia en la venta de maquinaria, orientación al cliente y capacidad para generar relaciones de largo plazo.
Con una flota que se renueva y crece de la mano de esta concesionaria oficial de la reconocida a nivel internacional John Deere, Diesel Lange ya logró posicionarse con una trayectoria consolidada y una red de sucursales que acompañan el desarrollo productivo.
Así, se convirtieron en un socio estratégico para el sector, que espera sumar a un nuevo integrante, que tendrá como responsabilidad la gestión integral del proceso de ventas, la prospección y desarrollo de nuevos clientes, el asesoramiento técnico-comercial sobre equipos John Deere, la elaboración de cotizaciones y el seguimiento de las operaciones.
Para una rutina full-time y presencial, apuntan a postulantes graduados, como mínimo con título de tecnicatura y que ya cuenten con experiencia en puestos similares, con conocimiento en retroexcavadoras, palas cargadoras, motoniveladoras, excavadoras, topadores, entre otros, además de actitud proactiva y orientada al logro de resultados. Se valorarán además, las habilidades de negociación y la disponibilidad para viajar.
Conscientes de la importancia de cumplir con las necesidades de sus clientes en la búsqueda de soluciones, apuntan a ofrecerles una atención integral que les permita fidelizar y ampliar las cuentas claves
El Ministerio de Energía lanzó una fuerte apuesta por el Mar del Norte, el Mar de Noruega y el Ártico. Con un “libro blanco” en marcha para 2027, Oslo busca sostener su rol como principal proveedor de gas de Europa ante la caída de las inversiones.
Noruega ha reafirmado su decisión de consolidarse como el garante energético de Europa. En una medida clave para el futuro de su plataforma continental, el Ministerio de Energía adjudicó participaciones en 57 licencias de exploración de petróleo y gas a un total de 19 empresas. La adjudicación, parte de la ronda anual APA (Áreas Predefinidas), se produce en un momento de tensión entre la necesidad de sostener los ingresos fiscales y el declive natural de sus campos maduros.
“La industria del petróleo y el gas debe desarrollarse, no eliminarse gradualmente”, sostuvo el primer ministro Jonas Gahr Støre. Esta visión se materializará en un documento estratégico -un libro blanco- que el Gobierno enviará al Parlamento en 2027 para fijar las bases de la política energética de la próxima década.
El megaproyecto VMOS, con financiamiento privado de 3.000 millones de dólares, ya superó la mitad de su construcción y potenciará exportaciones de petróleo desde Neuquén hacia el mar.
El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó el significativo avance del Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), considerado la obra de infraestructura energética más importante de los últimos 50 años en Argentina. Según el anuncio oficial del Ministerio de Economía, la construcción del proyecto ya superó el 50% de ejecución, lo que representa un hito clave para el desarrollo del sector hidrocarburífero no convencional.
En su cuenta de la red social X, la cartera económica celebró: “La obra de infraestructura de energía más importante en 50 años sigue avanzando. Ya se completó más del 50% de esta obra de financiamiento privado que unirá Vaca Muerta con el mar argentino. Esto significa más exportación de petróleo y más crecimiento”.
El VMOS es un megaproyecto de infraestructura privada que conectará la cuenca neuquina con un puerto de aguas profundas en la provincia de Río Negro. Con una extensión total de 437 kilómetros, la nueva infraestructura permitirá transportar hasta 550.000 barriles diarios de petróleo cuando alcance su capacidad máxima, prevista para el año 2027.
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En una primera etapa, que se espera completar a fines de 2026, el sistema habilitará el despacho de 180.000 barriles diarios, equivalente a la mitad de la producción total de crudo del país en la actualidad.
El proyecto es impulsado por un consorcio liderado por YPF e integrado por empresas como Vista, Pan American Energy, Chevron, Shell, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía. La inversión total asciende a 3.000 millones de dólares, financiados íntegramente por el sector privado, lo que subraya el compromiso del sector empresarial con el desarrollo de Vaca Muerta, una de las principales reservas mundiales de hidrocarburos no convencionales.
La obra busca superar las limitaciones actuales en la capacidad de evacuación y exportación del petróleo extraído en la región. Entre sus características destacadas se encuentra un tramo submarino de 15 kilómetros que conectará la terminal de almacenamiento con dos monoboyas ubicadas en alta mar, permitiendo la carga directa de crudo en buques de gran porte.
DLS Archer y Patterson-UTI firmaron un acuerdo mediante el cual se incorporarán a la flota actual de DLS Archer, dos equipos perforadores de última generación, diseñados para optimizar la eficiencia en la perforación de pozos en áreas no convencionales como Vaca Muerta.
Esta incorporación se enmarca en el contrato suscripto con YPF anunciado en diciembre pasado, que posiciona a DLS Archer como un actor clave en la provisión de soluciones integrales para la industria energética.
Este acuerdo permite a ambas organizaciones potenciar su presencia en el mercado argentino, al tiempo que optimizan recursos y ofrecen soluciones de alto valor agregado que no solo impulsan la productividad, sino que también fortalecen la seguridad en sus operaciones. La visión compartida está centrada en la excelencia, la innovación continua y el cumplimiento de los más altos estándares en performance.
Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling en DLS Archer, resaltó la importancia de este acuerdo: “Nos permite expandir nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta, dar cumplimiento al nuevo contrato con YPF, anticiparnos a la mayor demanda de equipos perforadores de estas características y reforzar nuestra estrategia de crecimiento, iniciada hace dos años con la adquisición de ADA, nuestra empresa especializada en perforación con presión controlada (Managed Pressure Drilling -MPD).”
La compañía argentina YPF presentará el próximo mes los planes de desarrollo para el bloque La Angostura Norte (LANOR) en la provincia de Neuquén.
La presentación forma parte del proceso de obtención de permisos ambientales gestionado por la Secretaría de Ambiente y Recursos Naturales de la provincia.
El proyecto LANOR II 2026–27 se enmarca en la concesión Loma la Lata–Sierra Barrosa, una zona productora clave de YPF dentro de la formación Vaca Muerta.
El trabajo propuesto incluye la perforación de 56 pozos en 12 ubicaciones, la construcción de 24 caminos de acceso y la instalación de 12 ductos.
El empuje del shale compensa la caída crítica de las cuencas tradicionales. Vaca Muerta crece a dos dígitos y marca hitos productivos en la Argentina.
La industria del Oil & Gas en la Argentina cerró 2025 con cifras que marcan una brecha histórica entre el mundo del petróleo convencional y el avance del shale. El dato sobresaliente del periodo es el crecimiento a dos dígitos con el que Vaca Muerta consolidó su desempeño, frente al desplome del resto de las cuencas.
La producción de Neuquén en su formación no convencional alcanzó en noviembre los 575,5 Kbbl/día, lo que representa un salto del 31,6% respecto a noviembre de 2024 y un crecimiento extraordinario del 69,5% en comparación con el mismo mes de 2023.
Este avance resulta determinante al observar el comportamiento del resto de las cuencas del país, que sufrieron un desplome generalizado en sus niveles de extracción. La cuenca de San Jorge -la segunda en importancia en cuanto a nivel de producción y exportaciones-, por ejemplo, registró una caída interanual del 13,6% y de 16,3% frente al mismo período de 2023.
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En la misma provincia de Neuquén se evidencia ese contraste, ya que las operaciones convencionales existentes allí la producción retrocedió un 13,2% interanual, y un 17,7% frente a lo ocurrido dos años atrás.
El escenario se repite en la cuenca Cuyana y la Austral, con bajas del 10% y 7% respectivamente frente al año pasado, y se vuelve crítico en el Noroeste (NOA), donde la actividad se hundió un 24,5% en los últimos doce meses y acumula una pérdida del 41,9% respecto a 2023.
A pesar de este marcado declive en los yacimientos maduros y tradicionales, la potencia del no convencional fue suficiente para compensar las mermas y empujar la aguja hacia arriba. Gracias exclusivamente al aporte de Vaca Muerta, noviembre alcanzó un nuevo nivel de producción histórico para la Argentina, posicionando al país en un escalón productivo histórico.
El gas natural sigue el ritmo del shale
En cuanto al gas, la radiografía del sector revela una tendencia similar a la del petróleo: un crecimiento sólido del segmento no convencional que compensa el declive estructural de las áreas tradicionales.
El desempeño de Vaca Muerta, específicamente en el área neuquina, registró una producción de 63,9 MMm3/d, lo que marca un crecimiento sostenido del 3,3% respecto a noviembre de 2024 y un avance acumulado del 9,0% en comparación con el mismo mes de 2023.
Este dinamismo en el corazón de la cuenca contrasta drásticamente con el desplome que experimenta la producción convencional en casi todo el territorio. La extracción convencional en Neuquén cayó un 19,8% interanual, mientras que el segmento “Tight” de la misma cuenca sufrió un derrumbe aún más pronunciado del 21,1% respecto al año anterior, con una pérdida acumulada del 34,0% si se compara con noviembre de 2023.
El escenario es igualmente crítico en otras regiones: la cuenca San Jorge retrocedió un 12,9% en el último año y un 19,7% respecto a 2023, la cuenca Cuyana cayó un 14,5% y un muy fuerte 30,5% frente a dos años atrás y el Noroeste (NOA) profundizó su crisis con una baja del 17,5% interanual y de casi un 20% en el bienio.
La única nota positiva fuera del shale neuquino provino de la Cuenca Austral, que logró mantenerse en terreno positivo con una producción de 25,0 MMm3/d, creciendo un 1,6% frente a 2024 y un 4,9% respecto a 2023, gracias a la puesta en marcha de proyecto offshore Fénix que demandó una inversión de u$s700 millones del consorcio operado por Total Austral.
Telecom colocó deuda por US$600 millones con una demanda 3,3 veces superior. La emisión favorece las reservas y consolida su plan financiero.
Telecom Argentina concretó una nueva colocación de deuda por US$ 600 millones en el mercado internacional, en una operación que recibió un fuerte respaldo de los inversores y que, además, favorece la acumulación de reservas del Banco Central.
La emisión se realizó en el marco de su Programa Global de Obligaciones Negociables por hasta US$ 4.200 millones, aprobado por la Comisión Nacional de Valores, y se destacó por su elevada demanda, el plazo alcanzado y la tasa obtenida.
La operación se inscribe en un contexto en el que empresas de primera línea vuelven a acceder al financiamiento externo, aportando divisas al sistema financiero local y contribuyendo a fortalecer la posición cambiaria, en línea con la estrategia oficial de recomposición de reservas.
Demanda récord y condiciones financieras destacadas
En esta emisión puntual, Telecom recibió ofertas por US$ 2.427 millones, a través de 174 órdenes, lo que permitió adjudicar un monto final de US$ 600 millones. De este modo, la demanda resultó 3,3 veces superior al monto emitido, un dato que refleja el apetito de los inversores por activos corporativos argentinos de alta calificación relativa.
“Este resultado refleja la consistencia de la estrategia de negocios de la compañía y la solidez de su desempeño operativo, factores que generaron un fuerte respaldo por parte de inversores institucionales”, destacó la empresa en un comunicado oficial.
Los títulos se estructuraron a un plazo final de 10 años, con vencimiento el 20 de enero de 2036, y un plazo promedio de 9,5 años. La colocación se realizó a una tasa fija nominal anual del 8,50%, con un rendimiento del 8,625%, lo que representa el nivel más bajo de todas las emisiones internacionales de Telecom desde 2019. Además, la operación logró una compresión de 50 puntos básicos frente a la referencia inicial brindada al mercado.
Por estas características, la emisión se destacó por alcanzar uno de los plazos más largos en la historia de la compañía y por concentrar el mayor volumen de interés de inversores para una emisión corporativa argentina desde la reapertura del mercado internacional en 2024.
Destino de los fondos y estrategia de largo plazo
Según informó la empresa, los fondos obtenidos se destinarán principalmente a la gestión activa del perfil de deuda, incluyendo la refinanciación de pasivos existentes, entre ellos préstamos asociados a la adquisición de Telefónica Móviles Argentina (TMA). El objetivo es preservar un nivel de apalancamiento consistente con el plan financiero de largo plazo.
En paralelo, la operación permitirá seguir respaldando el plan de inversiones, que durante 2025 ascendió a aproximadamente US$ 2.000 millones, orientado a sostener y ampliar la infraestructura tecnológica y los servicios de conectividad.
Desde una mirada macroeconómica, este tipo de colocaciones corporativas en dólares contribuye a mejorar la oferta de divisas, facilita la acumulación de reservas por parte del Banco Central y envía una señal positiva al mercado financiero respecto de la capacidad de las empresas argentinas para acceder a financiamiento en condiciones competitivas, aun en un contexto de riesgo país elevado.
Participación de bancos globales y colocadores locales
La emisión contó con la participación de J.P. Morgan, BBVA, Santander, Citigroup y Deutsche Bank Securities como Global Coordinators y Joint Bookrunners en el exterior. En el ámbito local, actuaron como colocadores Banco Santander Argentina, ICBC Argentina, Macro Securities, Balanz Capital, Latin Securities y Banco CMF.
La presidenta interina anunció la creación de dos fondos, uno de protección social y otro de infraestructura, que se financiarán con ingresos petroleros.
La presidenta encargada Delcy Rodríguez propuso el jueves una reforma de la ley de hidrocarburos y solicitó a la Asamblea Nacional aprobar el nuevo marco legal, mientras los inversionistas estadounidenses presionan para que se facilite el acceso a la industria petrolera de Venezuela.
Rodríguez, quien prestó juramento el 5 de enero tras el derrocamiento de su predecesor Nicolás Maduro, declaró durante el discurso presidencial anual ante legisladores que si le correspondía ir a Washington, hasta hace poco su archienemigo político, lo haría “de pie” y “no arrastrada”.
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Agregó que “hemos traído el proyecto de ley de reforma parcial de la ley orgánica de hidrocarburos” con el que se atraerían “flujos de inversiones que sean incorporados a nuevos campos (petroleros), a campos donde nunca se ha hecho inversión y campos donde no hay infraestructura”.
Hasta ahora, la ley de hidrocarburos contempla que la estatal Petróleos de Venezuela y un socio extranjero trabajen de forma conjunta un campo, pero con la participación mayoritaria de la PDVSA.
Rodríguez no dio detalles de los cambios en la propuesta legal. La presidenta encargada también anunció la creación de dos fondos, uno de protección social y otro de infraestructura, que se financiarán con ingresos petroleros.
Estados Unidos dijo que completó las primeras ventas de petróleo venezolano por 500 millones de dólares, que forman parte de un acuerdo de 2,000 millones de dólares alcanzado a principios de mes entre Caracas y Washington.
Fue hace unos días cuando se notificó un derrame de petróleo en el muelle de Otamerica, en Puerto Rosales. La empresa aseguró que “la ausencia de producto remanente” y que estará en contacto con la comunidad para informar sobre lo sucedido.
Días atrás se produjo un derrame de petróleo en el Estuario de Bahía Blanca que activó todas las alarmas. El incidente ocurrió en Puerto Rosales, en el muelle de la operadora Otamerica, que tras detectar una «situación anómala» suspendió sus operaciones y realizó una inspección de sus instalaciones.
El pasado 8 de enero, a partir del incidente, la empresa activó el Plan de Contingencias para Derrames de Hidrocarburos en el Agua (PLANACON), mediante el aviso a la Prefectura Naval Argentina (PNA).
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Según informó la compañía, al percatarse del derrame suspendió las operaciones y llevó a cabo una inspección de las instalaciones y del espejo del agua. Realizó trabajos de contención y control por medio de barreras absorbentes y afirmó que hubo aproximadamente un total de 40 litros de petróleo vertidos en el estuario.
A la madrugada del día siguiente, informaron que llevaron a cabo relevamientos adicionales que «confirmaron la ausencia de producto remanente» en el lugar. La compañía continuó con los monitoreos marítimos y aéreos, con presencia del ministerio de Medio Ambiente de la Provincia.
«Durante todo momento Otamerica estuvo (y estará) en contacto y a total disposición de las autoridades y de toda la comunidad, para informar sobre lo ocurrido», prometió la empresa en un comunicado.
Antecedentes en el Estuario de Bahía Blanca
En el Estuario de Bahía Blanca existen antecedentes similares ya que, entre diciembre de 2023 y enero de 2024, ocurrieron dos derrames en poco tiempo que fueron reconocidos por la empresa.
El 26 de diciembre de 2023, el incidente fue causado por un inconveniente con el amarre de un buque, cuando la empresa se llamaba Oiltanking Ebytem S. A. Según informaron en su momento, el hecho sucedió «durante el amarre del buque Cabo Sounion y este sin haber iniciado operaciones (el buque no tenía sus mangueras de bombeo conectadas)».
El Gobierno de Río Negro, a través de la Secretaría de Energía y Ambiente, convoca al Concurso Público Nacional e Internacional para concesiones de explotación y eventual exploración complementaria de hidrocarburos convencionales en las áreas Medianera, Rinconada–Puesto Morales y Las Bases.
La convocatoria busca reimpulsar la actividad en áreas hidrocarburíferas maduras de la provincia, promoviendo inversión, continuidad operativa, incremento de producción y empleo, bajo un proceso competitivo y transparente, con acceso a información técnica y reglas definidas en el pliego.
Áreas con distinto perfil y nivel de actividad
Medianera se ubica a pocos kilómetros de Catriel, tiene 54 km² y registra 122 pozos perforados, con una alta proporción de pozos inactivos, por lo que sus principales oportunidades se vinculan a la continuidad operativa, la reactivación/puesta en marcha y mejoras en recuperación, incluyendo la revisión de esquemas de inyección.
La concesión Rinconada–Puesto Morales está compuesta por dos sectores separados geográficamente por unos 25 km: Puesto Morales (de 126,5 km²) concentra el mayor orden de magnitud, con 110 pozos y 38 en extracción efectiva, mientras que Rinconada (de 114,7 km²) tiene menor actividad actual, con 23 pozos y 1 pozo en extracción efectiva, requiriendo trabajos de recuperación e intervenciones para frenar el declino.
Por su parte, Las Bases (de 67,9 km²) se localiza al norte de General Roca e integra los yacimientos Las Bases y Estancia El Colorado, con predominio gasífero; cuenta con 6 pozos y, según el informe, los pozos gasíferos permanecieron cerrados durante 2024 y 2025, por lo que la estrategia se orienta especialmente a reactivación de pozos y nueva perforación en un marco de condiciones económicas favorables para el gas.
La iniciativa está orientada a operadores con capacidad técnica y financiera para sostener y mejorar el desempeño de yacimientos con historia productiva, incorporando acciones de recuperación, optimización y, cuando corresponda, exploración complementaria.
Cronograma oficial del proceso
La venta de pliegos y el acceso a la información técnica estarán habilitados desde el 19 de enero de 2026 en la web oficial de la Secretaría de Energía y Ambiente. La presentación de sobres cerrará el 27 de febrero de 2026 a las 10, y el acto de apertura se realizará ese mismo día a las 12, con apertura de los sobres A y B.
Acceso a pliegos e información técnica
El pliego establece los requisitos de participación y el mecanismo de evaluación. Desde el 19 de enero de 2026 se habilita el acceso a la información técnica correspondiente mediante Data Room, junto con el circuito de venta/consulta de pliegos y la coordinación de visitas a las áreas.
México podría abrir una nueva etapa en su industria petrolera. Grandes compañías internacionales como Chevron, Exxon Mobil y BP, junto con firmas mexicanas como Diavaz, Opex y Jaguar, mantienen conversaciones con la Secretaría de Energía (Sener) y Petróleos Mexicanos (Pemex) para integrarse a proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos, principalmente en campos marinos.
De acuerdo con información publicada por EL CEO, basada en fuentes del sector, las propuestas ya fueron presentadas a la secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, y contemplan desarrollos que requerirán capital privado y que podrían aportar entre 22,000 y 50,000 barriles diarios por campo.
En conjunto, la producción potencial rondaría los 200,000 barriles diarios, un volumen similar al que se espera del mega yacimiento Zama, donde participa el empresario Carlos Slim.
Según estas mismas fuentes, el objetivo central de los proyectos es detener la caída en la producción de petróleo y gas en los próximos 10 años, uno de los principales retos que enfrenta Pemex y el sector energético nacional.
¿Qué petroleras están interesadas en participar en nuevos campos en México?
Las conversaciones involucran a tres de las petroleras más grandes del mundo:
Chevron
Exxon
MobilBPA
Ellas se suman empresas mexicanas con presencia en el sector energético:
Diavaz
Opex
Jaguar
Exploración y Producción
Las fuentes citadas por EL CEO señalan que las compañías han manifestado interés en campos ubicados principalmente en aguas someras, donde el desarrollo técnico es más viable y los tiempos de producción pueden ser más cortos que en proyectos de aguas profundas.
¿Cuánto petróleo podrían producir estos proyectos?
Las propuestas planteadas ante Sener contemplan distintos campos, no todos con el mismo potencial.
Sin embargo, los rangos estimados son claros:
Cada campo podría producir entre 22,000 y 50,000 barriles diarios.
La producción conjunta podría acercarse a 200,000 barriles diarios.
Este volumen es relevante porque se acerca a lo que se espera del campo Zama, uno de los mayores descubrimientos petroleros en aguas someras del Golfo de México, cuya producción estimada es de 180,000 barriles diarios una vez que entre en operación.
¿Por qué México busca atraer de nuevo a petroleras privadas?
De acuerdo con las fuentes del sector citadas por EL CEO, el propósito principal de estos proyectos es frenar el declive de la producción de hidrocarburos que México ha registrado en los últimos años.
Pemex enfrenta retos financieros y operativos importantes, y el gobierno federal ha señalado que necesita nuevas inversiones para sostener la producción de petróleo y gas en el mediano y largo plazo.
Estos posibles acuerdos se inscriben en el marco de la reforma energética que entró en vigor el año pasado, con la cual el gobierno abrió la puerta a una mayor participación privada, aunque bajo esquemas donde el Estado mantiene un papel central.
¿Bajo qué tipo de contratos podrían operar estas empresas?
Hasta ahora, no se ha definido públicamente bajo qué modalidad participarían las compañías, en caso de recibir el visto bueno de Sener y Pemex.
Lo que sí se sabe, según las fuentes consultadas, es que estarían sujetas a los tipos de contratos previstos en la reforma energética vigente, la cual busca combinar inversión privada con control estatal.
Este punto es clave, ya que el diseño de los contratos ha sido uno de los factores que más ha influido en el interés —o desinterés— de grandes petroleras por operar en México.
¿Qué está pasando con los contratos mixtos impulsados por el gobierno?
La posible llegada de Chevron, Exxon y BP contrasta con los resultados iniciales de los contratos mixtos promovidos por la administración de la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo.
Estos contratos forman parte de la estrategia gubernamental para que, a partir de 2027, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) deje de respaldar financieramente a Pemex y la empresa productiva del Estado alcance una mayor autosuficiencia.
Sin embargo, la primera ronda de adjudicación tuvo un alcance limitado.
Solo se asignaron cinco contratos
Los ganadores fueron Consorcio Petrolero 5M del Golfo, Geolis, Petrolera Miahuapan y CESIGSA.
Su aportación conjunta se estima en alrededor de 40,000 barriles diarios.
Esa cifra representa apenas 2.2% de la meta nacional de 1.8 millones de barriles diarios fijada por el gobierno federal.
¿Por qué estos contratos no han resultado atractivos para grandes petroleras?
Especialistas citados por EL CEO señalan que el bajo interés de grandes jugadores internacionales se explica, en buena medida, por el nivel de riesgo de los contratos mixtos.
Bajo estos esquemas, las empresas privadas no tendrían el control del proyecto, lo que limita su capacidad de decisión sobre inversión, operación y recuperación de capital.
Esto, de acuerdo con analistas del sector, reduce el atractivo financiero frente a otros países donde las condiciones contractuales son más flexibles.
¿Qué implicaría para México que entren Chevron, Exxon y BP?
Si las negociaciones avanzan y se concretan proyectos, México podría:
Recibir capital fresco para exploración y extracción.
Aumentar la producción de crudo en aguas someras.
Aliviar parte de la presión sobre Pemex.
Ganar tiempo para enfrentar el reto estructural de su industria petrolera.
No obstante, cualquier acuerdo dependerá del diseño final de los contratos, de la evaluación técnica de los campos y del aval formal de Sener y Pemex.
Lo que sí está confirmado y lo que aún no
Información confirmada por fuentes del sector y por EL CEO:
Existen pláticas en curso con petroleras internacionales y mexicanas.
Las propuestas ya fueron presentadas a la Secretaría de Energía.
El objetivo es detener la caída de la producción en los próximos 10 años.
El comunicado oficial señala que esta disposición está respaldada por la normativa nacional y los convenios internacionales firmados por el Estado Plurinacional de Bolivia.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) emitió un comunicado en las últimas horas para aclarar que los extranjeros que ingresen al país con vehículos motorizados pueden realizar la carga de combustible con total normalidad en todas las estaciones de servicio de Bolivia.
Según el pronunciamiento oficial, esta medida se enmarca en la normativa vigente y en los convenios internacionales suscritos por el Estado Plurinacional de Bolivia.
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“La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), en el marco de la normativa vigente y de los convenios internacionales suscritos por el Estado Plurinacional de Bolivia, informa a la opinión pública que los extranjeros que ingresen al país con vehículo motorizado pueden realizar la carga de combustible”, señala el comunicado.
La ANH recordó además que, a nivel nacional, los vehículos bolivianos deben contar con el registro B-Sisa para acceder al carburante, requisito que no aplica para los motorizados con placa extranjera.
La entidad aseguró que existe combustible disponible en todas las estaciones de servicio del territorio nacional, tanto para usuarios nacionales como extranjeros.
El sector energético argentino atraviesa un momento de definiciones estratégicas que podrían reconfigurar su perfil exportador para la próxima década. Mientras la industria debate la velocidad de exploración en el Mar Argentino frente a los avances de países vecinos como Uruguay y Brasil, en el extremo sur del país la formación Palermo Aike comienza a consolidarse como la “hermana menor” de Vaca Muerta, con un potencial estimado de 10.000 millones de barriles de petróleo.
Este dinamismo se da en un contexto de consolidación productiva. Según el anuario 2025 del Mercado Electrónico de Gas (MEG) S.A., el país cerró el último año con un superávit comercial energético superior a los 6.900 millones de dólares, impulsado por un crecimiento del 34% en las etapas de fractura en Vaca Muerta y el inicio de proyectos clave como Fénix en la Cuenca Austral.
Estos indicadores no solo refuerzan la soberanía energética, sino que posicionan a la Argentina como un actor competitivo en un mercado global marcado por la volatilidad geopolítica.
Análisis: Los indicadores que marcan la agenda
A continuación, analizamos los datos clave que sustentan el impacto de estos nuevos yacimientos en la balanza comercial de 2026:
Superávit Comercial Récord: Argentina alcanzó un superávit de US$ 6.911 millones en los primeros once meses de 2025. Esto fue posible gracias a un incremento del 16% en las exportaciones y una caída del 19% en las importaciones energéticas.
Vaca Muerta en Máximos: El año pasado cerró con 23.896 etapas de fractura, un salto del 34% interanual. YPF lideró la actividad con el 52% del total, logrando hitos de eficiencia como pozos horizontales de más de 8.000 metros.
La irrupción de Palermo Aike: Con 12.600 km², esta formación en Santa Cruz busca replicar el éxito de Neuquén. Su ventaja estratégica radica en la cercanía a terminales marítimas, lo que facilitaría la exportación directa sin los cuellos de botella que hoy enfrenta la Cuenca Neuquina.
Competencia Offshore: Mientras Argentina procesa los datos del pozo Argerich-1, la región acelera. Uruguay y Brasil ya tienen compromisos de perforación para 2026-2027, lo que obliga al país a agilizar sus marcos regulatorios para no perder terreno en el Atlántico Sur.
Contexto Geopolítico: La reciente intervención de EE.UU. en el mercado petrolero de Venezuela plantea un nuevo escenario de competencia regional. Sin embargo, la calidad del crudo liviano argentino y la infraestructura ya ejecutada mantienen al país con una ventaja competitiva sólida para el 2026.
Este escenario refuerza la necesidad de estabilidad normativa para transformar el conocimiento geológico acumulado en producción real y constante.
El oleoducto VMOS unirá Neuquén con Río Negro y permitirá ampliar la salida de petróleo hacia el exterior, tras la obtención de un financiamiento sin precedentes para el sector energético local.
El proyecto permitirá transferir crudo directamente a buques de gran porte para su envío a mercados internacionales El Vaca Muerta Oil Sur, VMOS, el gasoducto ya está construido un un 50%, anunció esta tarde el ministerio de Economía.
“La obra de infraestructura de energía más importante en 50 años sigue avanzando. Ya se completó más del 50% de esta obra de financiamiento privado que unirá Vaca Muerta con el mar argentino. Esto significa más exportación de petróleo y más crecimiento”, destacaron en X desde la cartera que comanda Luis Caputo.
“La nueva infraestructura se extenderá por 437 kilómetros y permitirá transportar 550.000 barriles diarios para 2027″, detalló Economía.
Los detalles de VMOS
El megaproyecto energético que, prometen en el Gobierno, unirá el corazón de la Patagonia con los mercados internacionales, tiene al Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS) en el centro . Se trata de una obra de infraestructura privada diseñada para transportar el petróleo producido en la cuenca neuquina hasta un puerto de aguas profundas en Río Negro, desde donde podrá exportarse a gran escala. La iniciativa representa un cambio estructural en la matriz exportadora local y marca un hito en la historia del sector hidrocarburífero argentino.
El VMOS es un oleoducto de 437 kilómetros de extensión que conecta la localidad de Añelo, en la provincia de Neuquén, con la terminal portuaria de Punta Colorada, en la costa atlántica de Río Negro.
La obra, impulsada por un consorcio de empresas liderado por YPF e integrado por Vista, Pan American Energy, Chevron, Shell, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía, demandará una inversión total de 3.000 millones de dólares. Su ejecución busca resolver uno de los principales cuellos de botella de la industria: la capacidad limitada para evacuar y exportar el crudo extraído de Vaca Muerta, considerada una de las principales reservas mundiales de hidrocarburos no convencionales.
El oleoducto VMOS conectará Añelo
El oleoducto VMOS conectará Añelo con Punta Colorada, facilitando la exportación de crudo de Vaca Muerta a gran escala (YPF) El proyecto destaca por su escala y tecnología. El tendido principal utiliza caños de 30 pulgadas (76 centímetros) de diámetro, lo que equivale al tamaño de un aro de básquet, y permite transportar hasta 550.000 barriles diarios de petróleo una vez alcanzada su capacidad máxima en 2027.
En una primera etapa, prevista para fines de 2026, la infraestructura permitirá despachar 180.000 barriles diarios. Eso representa, aproximadamente, la mitad de la producción total actual de crudo del país y abre la posibilidad de generar ingresos por exportaciones de hasta 20.000 millones de dólares anuales.
El sistema contempla un tramo submarino de 15 kilómetros que conecta la terminal de almacenamiento con dos monoboyas ubicadas mar adentro. Esto permitirá que buques de gran porte carguen el crudo directamente en alta mar, con capacidad para transportar más de dos millones de barriles por viaje. De esta manera, el VMOS facilitará la apertura de nuevas rutas de exportación y reducirá los costos logísticos de la industria.
Financiación
La magnitud del emprendimiento exigió una estructura financiera inédita. El consorcio VMOS S.A. firmar un préstamo sindicado por 2.000 millones de dólares con un grupo de 14 bancos internacionales, encabezados por Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander. El crédito cubrirá el 70% del capital requerido, mientras que el 30% restante será aportado por las empresas integrantes del consorcio. Se trata del mayor financiamiento comercial para infraestructura en la historia del país y uno de los cinco más importantes del sector petróleo y gas en América Latina.
El préstamo tiene un plazo de cinco años y pagará una tasa variable de referencia internacional (SOFR) más 5,5%. La modalidad de project finance adoptada para la operación marcó la reapertura del mercado internacional de financiamiento para obras de este tipo en Argentina, que permanecía cerrado desde 2019. El proyecto se encuentra adherido al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), lo que permite acceder a beneficios fiscales y facilitar la llegada de capitales extranjeros.
La finalización del tendido principal se alcanzó en noviembre de 2025, con la última soldadura automática en el ingreso a la Terminal Portuaria de Punta Colorada. Según explicó Gustavo Chaab, CEO de VMOS, la consolidación de Vaca Muerta como polo exportador, ahora con salida directa a través de Río Negro, proyecta la generación de 15.000 millones de dólares adicionales en exportaciones para los próximos años.
Venezuela posee muchos y variados recursos naturales y una memoria democrática que la dictadura chavista no ha logrado borrar en la mayoría de sus ciudadanos.
La salida del poder de Maduro genera varios interrogantes sobre la futura administración del gobierno venezolano. Seguramente, el inicio de este proceso de cambio estará caracterizado por una fuerte injerencia de Estados Unidos en las decisiones políticas y económicas de ese país, por lo menos mientras dure la administración Trump.
Independientemente de la incertidumbre coyuntural, la caída de Maduro no impactará a la economía de los países de América Latina con excepción, claro, de Cuba que históricamente ha dependido de algunos “servicios” y del petróleo venezolano. Tampoco en el mercado petrolero ni en el desarrollo de Vaca Muerta.
Venezuela atesora la principal reserva comprobada de crudo a nivel mundial. De acuerdo con informes de la EIA, Energy Information Administration cuenta con más de 300.000 millones de barriles o 300 billones de barriles (bb) de crudo pesado y extrapesado. Pero, solo produce 0,9 millones de barriles diarios (mbd), mientras que EEUU con reservas de 74 bb, (25% de Venezuela) es el mayor productor del mundo con 14 millones diarios,15 veces Venezuela. Es decir, no es cuestión de reservas sino de capacidad para ponerlas en valor.
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Venezuela llegó a producir en los 90, antes del chavismo, hasta 3,5 mbd y, para volver a conseguir esa producción, sería necesario invertir más de U$ 80.000 millones, dado el estado deplorable de equipos e instalaciones, y también tiempo, entre 5 y 10 años.
A pesar de la encendida e insistente convocatoria de Trump a las principales petroleras estadounidenses a invertir en Venezuela, la respuesta de estas ha sido muy cauta. No están dispuestas a participar mientras no se aclare el panorama institucional y legal en el país, y algunas como Conoco- Phillips y Exxon Mobile exigen antes pagos por más de USD 30.000 millones, por las expropiaciones de Chávez.
Razón no les falta a las petroleras, las condiciones de incertidumbre imperantes a corto y mediano plazo no son propicias para realizar inversiones de envergadura que inmovilizarán por décadas, máxime cuando la mayoría de las empresas convocadas ya fuera víctima del atropello chavista que le expropió activos, negocios y propiedades sin el correspondiente resarcimiento.
Chevron es la excepción, al haber desarrollado alguna actividad en Venezuela a instancias de acuerdos de la administración Biden con Maduro en 2022. Ha salido a buscar financiación por U$ 2000 millones que necesita para que no caiga la exigua producción actual e incrementarla en no más de 500.000 bd dentro de tres años. Mientras tanto, mantiene el statusquo a la espera de definiciones.
Por lo tanto, esta intervención de EEUU en Venezuela no incidirá en el precio del petróleo por ahora. Las exportaciones actuales, del orden de los 700.000 bd, se redireccionarán hacían las refinerías estadounidenses en las costas del golfo diseñadas para procesar crudo pesado, actualmente con capacidad ociosa, y dejará de venderle a China ese volumen.
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EE.UU obtiene un beneficio adicional, tal vez más importante. Al evitar esas exportaciones irregulares, que se liquidaban en yuanes o cripto monedas en mercados poco transparentes, se alentaba una alternativa al dólar, moneda excluyente en las transacciones del negocio petrolero y que significa para EE.UU el control de los mercados financieros mundiales desde el acuerdo alcanzado con Arabia Saudita en los ‘70.
También se beneficia Venezuela con el cambio ya que buena parte de las exportaciones eran para amortizar deudas con China y ahora, dependiendo del reparto que se acuerde con EE.UU de la renta petrolera, le ingresarán divisas por miles de millones de dólares, que servirán para empezar a estabilizar la destruida economía venezolana.
Demás está decir que la industria petrolera estadounidense tendría grandes beneficios con un revival petrolero venezolano, por cuestiones de mercado a futuro y por la necesidad de importar petróleo pesado. También veo un interés estratégico para los EEUU a largo plazo cuando la producción de los shale oil de las cuencas estadounidenses, comiencen a declinar su producción y entonces el petróleo de Venezuela puede constituirse en un interesante back up.
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Pero las características y plazos de ese revival hoy no se pueden definir. Dependen de múltiples interrogantes, además de los políticos, que comprenden la reorganización institucional del país, los precios del mercado, y las alternativas de inversión petrolera en otros lugares del mundo como, porque no, Argentina.
Otro aspecto muy importante y que puede condicionar el atractivo inversor en Venezuela es si el mundo va a volver a las políticas energéticas del siglo XX o retomará las del siglo XXI en el que se había acordado una agenda global para terminar con la combustión de hidrocarburos.
Hoy ya se habla poco de la transición energética hacia el denominado Net Zero ante la embestida de Trump con su “drill baby drill” y el lobby petrolero negando el cambio climático de origen antropogénico. Por el momento nada indica que en el corto plazo pueda cambiar la cosa.
La Provincia, a través del ministro de Desarrollo Productivo, reclamó que las tarifas reflejen la actual matriz energética, con predominio del gas neuquino -más barato-, y cuestionó el esquema vigente basado en un mix de abastecimiento y transporte.
Tras la presentación de Santa Fe, Nación dispuso investigar el esquema tarifario. Puccini afirmó que la tarifa de gas podría abaratarse hasta un 40 % y sumarle competitividad a las industrias santafesinas
Tras el planteo del Gobierno de la Provincia, la Autoridad Nacional de la Competencia dispuso investigar el esquema tarifario del gas. La presentación, que derivó en la investigación que se ordenó este lunes 12 de enero, la realizó el ministro de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini.
Tras varios meses, con respuesta de Enargas mediante, Nación escuchó el reclamo que afecta a más de 400 industrias santafesinas. Con el predominio del gas neuquino, más barato que el importado, las autoridades santafesinas insistieron en que si se actualiza la fórmula, podría reducirse hasta un 40 % la tarifa y mejorar la competitividad.
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“Con el gobernador Maximiliano Pullaro miramos cada tema, y le damos seguimiento, este planteo de revisar la tarifa y la composición, y ajustar a lo que corresponde, es un punto que seguimos de cerca porque si se resuelve a favor nuestro, ganan competitividad nuestras empresas”, señaló Puccini.
El Tribunal de Defensa de la Competencia dispuso este lunes 12 iniciar una investigación de mercado en los segmentos de distribución y comercialización de gas natural en el ámbito nacional a partir del planteo realizado por la Provincia meses atrás ante el Enargas, la Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia.
En ese pedido, Santa Fe advirtió que las tarifas vigentes no reflejaban la nueva matriz energética del país y que esa distorsión afectaba directamente la competitividad de más de 400 industrias santafesinas.
Un rediseño
Para el propio Enargas las distribuidoras de gas han realizado los contratos vigentes asociados a los sentidos de flujo del gas como si las cuencas mantuvieran los volúmenes que otrora producían. Sin tener en cuenta la nueva realidad. Para el organismo se está atravesando un período de transición y es por ello que todo el sistema tarifario asociado a la nueva realidad debe ser analizado por la Secretaría de Energía, lo que requiere de un rediseño y de los contratos vigentes.
Para el Enargas las inequidades entre las distintas zonas del país son consecuencia de las limitaciones en la infraestructura de transporte de gas, que fueron consecuencia de una política energética asociada a una política económica y de tarifas de transporte que limitaron el crecimiento de la infraestructura. Pero no resulta aceptable que el mix de transporte sea diferente para la misma categoría de clientes de la misma distribuidora.
Puccini recordó que “se está anunciando una medida que es consecuencia de un planteo que hicimos hace meses atrás al Gobierno nacional y también a los entes reguladores, con un tema muy importante que fue también un pedido de los industriales santafesinos, grandes consumidores y estaciones de servicio de GNC”.
El origen
El ministro santafesino explicó que “pagábamos un gas que venía de la cuenca neuquina, pero también de Salta, importado desde Bolivia. Eso hace un tiempo atrás dejó de suceder porque con mayores producciones de Vaca Muerta, todo el gas que recibe la provincia de Santa Fe viene de la cuenca neuquina”.
Por eso, Puccini insistió: “Se nos cobra una tarifa más cara con un mix de cuenca que ya no existe. Nuevamente Santa Fe está encabezando una mirada del interior productivo. Exigimos en su momento que esto sea revisado y hoy está anunciando que así será. Ojalá que esto suceda pronto porque si pasa tendremos un gas mucho más barato para quienes producen en Santa Fe y en otras provincias”.
Por su parte, el presidente de Enerfe, Rodolfo Giacosa, aportó: “La reversión del Gasoducto Norte cambió el mapa energético. Hoy el gas neuquino es predominante y más barato, pero la tarifa mayorista sigue atada a un mix de transporte que ya no existe”.
La Provincia estima que, si se actualiza la metodología, las tarifas para grandes usuarios podrían reducirse hasta un 40 %. Según Puccini, “la energía puede representar hasta el 40 % del costo operativo de una empresa. Corregir esta fórmula es dar aire a la producción y al empleo”.
Desde el gobierno de Maximiliano Pullaro se ratificó el compromiso de trabajar por condiciones justas para seguir creciendo. Puccini concluyó: “Argentina vive una nueva etapa energética. Es hora de construir un sistema que respete la realidad productiva y territorial del país. Santa Fe está dispuesta a liderar ese camino”.
El Enargas publicará en los próximos días una resolución que reorganizará de forma integral el sistema de transporte de gas natural. Es una medida postergada desde hace años que sincerará la realidad de cada cuenca productora de gas a partir de la irrupción de Vaca Muerta y afectará intereses creados de todos los actores del mercado, desde distribuidoras hasta petroleras. Cuáles son las empresas perjudicadas y quiénes se beneficiarán.
El Enargas avanza con la modificación de las rutas de transporte de gas: ganadores y perdedores en el nuevo esquema. La Secretaría de Energía está terminando de ajustar los detalles finales de una resolución que reestructurará la operatoria de uno de los tres segmentos estratégicos del mercado del gas natural en la Argentina.
Por instrucción de la cartera que dirige María Tettamanti, el ente regulador (Enargas) reasignará las rutas de transporte (gasoductos) por las que las empresas distribuidoras adquieren el fluido que luego entregan a hogares e industrias. El acceso a capacidades en el sistema de transporte es una condición necesaria para poder comercializar gas.
De ahí la preocupación de buena parte de los actores del mercado de gas, que desde hace más de 30 días vienen discutiendo el tema internamente con funcionarios del gobierno, que consideran que el reordenamiento del segmento de transporte de gas es condición sine qua non para impulsar una recontractualización entre privados —productores, distribuidoras, generadores y grandes usuarios— y avanzar con cambios en el mercado como el corrimiento del Estado (a través de Enarsa) de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) durante el invierno.
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La medida afectará, en la práctica, intereses creados tanto de empresas distribuidoras como también de petroleras y transportistas. ¿Por qué? Porque obligará a algunas distribuidoras a transferir contratos vigentes de transporte en firme en función de lo que determine en los próximos días el Enargas.
Es la primera vez en cuatro décadas que se toma una medida de esta naturaleza. En los hechos, activará un reseteo parcial de las relaciones comerciales entre los actores del mercado del gas. Será una especie de borrón y cuenta nueva que indefectiblemente arrojará empresas beneficiadas y otras que se verán perjudicadas.
La realidad del mercado de gas a partir de Vaca Muerta
La secretaria de Energía, María Tettamanti, es la principal impulsora de la reasignación de las rutas de transporte de gas. Fuentes cercanas al área energética del gobierno defendieron su decisión sobre la base de un hecho incontrastable: el cambio de la realidad material registrado en los últimos 15 años en las cuencas productoras a partir de la centralidad que evidenció Vaca Muerta como principal pulmón gasífero de la Argentina en desmedro de otras provincias cuya producción se desplomó.
En un despacho oficial lo pusieron en estos términos: “Estamos avanzando en una reorganización integral del sistema de transporte de gas para corregir distorsiones acumuladas durante años por la declinación de las cuencas Norte (Salta supo ser la segunda mayor productora de gas del país y hoy su oferta es casi inexistente) y Austral”.
“Muchas rutas de transporte firme fueron definidas cuando la disponibilidad de gas era distinta y hoy existen contratos en rutas que no pueden llenarse con gas real. Esto genera rutas inservibles y complica el abastecimiento de industrias del Litoral y la región Centro, que terminan buscando gas en cuencas donde ya no hay oferta disponible”, advirtieron.
Lo que sucede hoy en día es que el mix de cuencas resultante de los contratos de transporte que poseen algunas distribuidoras no refleja la realidad física de la red de gasoductos.
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“Durante años todos nos acostumbramos a fingir demencia porque hay empresas con contratos para comprar gas desde la cuenca del Noroeste que después terminan trayendo gas desde Neuquén o gas natural licuado (GNL) importado por (la empresa estatal) Enarsa desde la terminal de Escobar”, explicó el gerente comercial de una petrolera.
La reorganización de los contratos de transporte inevitablemente impactará en las empresas distribuidoras perfilando ganadores y perdedores.
Por eso, allegados a la Secretaría de Energía afirmaron que “la reorganización ajusta los contratos de transporte para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca, garantizando un reparto más equitativo: primero se cubre la demanda prioritaria de las distribuidoras y el resto de contratos firmes”.
“Cada distribuidora contará con rutas asociadas a cuencas con gas real —en la mayoría de los casos, la Cuenca Neuquina—, sin modificar los contratos vigentes entre transportistas y cargadores directos”, agregaron.
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Se espera que antes del 31 de enero el Enargas publique una resolución asignando nuevas capacidades de transporte en cada red troncal de gasoductos. Las distribuidoras estarán invitadas a adherir voluntariamente los cambios propuestos por el ente regulador —elaborados a partir de un estudio realizado por la consultora Novix—, pero lo más probable, según coincidieron fuentes públicos y privadas consultadas, es que en última instancia el gobierno termine instrumentando de forma discrecional las modificaciones porque algunas distribuidoras se negarán a validar la decisión del organismo.
“Este reordenamiento, al trasparentar la real disponibilidad de transporte firme, otorga una mejor información a los cargadores del sistema (distribuidoras, grandes usuarios y comercializadoras) que les permite tomar mejores decisiones a los efectos de comprar a futuro más trasporte forme, ya sea en el open season que haga TGS por la iniciativa privada (IP) o futuros open season que las transportistas puedan realizar”, defendieron fuentes cercanas al ente regulador.
Cambios profundos en el negocio del gas: ganadores y perdedores
Aunque la decisión de la Secretaría de Energía está amparada en razones eminentemente técnicas, generará cambios profundos en el negocio real del gas natural. Entre las compañías distribuidoras, Metrogas y Naturgy —las dos empresas que brindan el servicio en el área metropolitana de Buenos Aires— serán, a priori, las más perjudicadas porque deberán ceder contratos vigentes para transportar gas en firme por el sistema centro-oeste de gasoductos y buscar nueva capacidad de transporte para abastecer a sus clientes.
En el reverso de esa situación, EcoGas —la empresa que controla a las distribuidoras de Gas del Centro (que abastece Córdoba) y Gas Cuyana (Mendoza)— se verá beneficiada porque ampliará su acceso al sistema centro-oeste de transporte, que en el verano se utiliza para exportar gas hacia Chile.
La reorganización del sistema de gasoductos tendrá, por ende, un impacto colateral en el negocio de las empresas comercializadoras asociadas a las distribuidoras. Se trata de un segmento secundario al negocio regulado de distribución de gas que empezó a cobrar forma a fines de los ‘2000 como una alternativa que encontraron las distribuidoras —con el aval tácito de funcionarios kirchneristas— para obtener algo de rentabilidad en un contexto signado por el congelamiento tarifario que afectó la economía de los privados.
Al obligar a algunas distribuidoras a ceder a otras capacidad de transporte en firme, la decisión del Enargas achicará también el negocio de las comercializadoras asociadas que, en momentos de menor demanda residencial (prioritaria), utilizan esas rutas para vender gas a clientes industriales o incluso transfieren a cambio de un fee esa capacidad de transporte a petroleras que exportan gas durante los meses de verano.
De un relevamiento entre los principales productores —YPF, Pan American Energy (PAE), TotalEnergies, Tecpetrol, Harbour Energy, Pampa y Pluspetrol, entre otros— se desprende que el efecto de la medida aún es incierto.
El Instituto Vaca Muerta (IVM) incorporó a Pluspetrol como nuevo socio estratégico, con un aporte de US$ 1.000.000 destinado a impulsar la formación de futuros profesionales de la industria energética. La adhesión consolida al IVM como un centro de referencia regional en capacitación técnica especializada para el desarrollo del Upstream Oil & Gas vinculado a Vaca Muerta.
Desde el Instituto destacaron que la incorporación de Pluspetrol refuerza el carácter federal y multisectorial del proyecto, que busca complementar la oferta educativa existente y responder a las demandas operativas y tecnológicas del no convencional. El IVM se posiciona así como el único centro de formación técnica especializada en Upstream de alcance regional, con programas basados en prácticas reales y estándares internacionales de seguridad y eficiencia.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, subrayó que la llegada de Pluspetrol “reafirma la relevancia que este instituto tiene para toda la cadena de valor” y remarcó que la capacitación es clave para mejorar la competitividad y la seguridad de las operaciones en Vaca Muerta. En la misma línea, señaló que el desarrollo del sector requiere un compromiso sostenido y trabajo conjunto de toda la industria.
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El acuerdo fue firmado por Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol Argentina, y Instituto Vaca Muerta, representado por su presidente Lisandro Deleonardis. Desde la compañía indicaron que la inversión permitirá promover una formación práctica en instalaciones reales, orientada a cubrir perfiles críticos para la actividad.
La propuesta académica del Instituto contempla capacitación especializada en ocho áreas clave del Upstream: perforación, fractura hidráulica, producción, mantenimiento eléctrico y mecánico, instrumentación, plantas de tratamiento de agua y crudo, y plantas de tratamiento de gas. El programa inicial para nuevos talentos tendrá una duración de cuatro meses y una carga de 304 horas, con prácticas en un pozo escuela ubicado en Río Neuquén y formación técnica en el Polo Tecnológico de Neuquén, equipado con simuladores y laboratorios de última generación.
Desde Pluspetrol señalaron que la iniciativa se alinea con su trayectoria de más de 45 años en Neuquén y con su objetivo de fortalecer el desarrollo de capacidades locales. Según estimaciones del sector, hacia 2030 la industria energética podría demandar hasta 50.000 nuevos empleos, lo que refuerza la necesidad de contar con formación técnica específica y de calidad.
El índice japonés Nikkei 225 cayó un 1%, mientras que los futuros de los índices bursátiles estadounidenses bajaron un 0,1% y los contratos indicaron aperturas más débiles para Hong Kong y China continental.
Las acciones comenzaron el jueves con una nota más débil después de que los indicadores de Wall Street retrocedieran a medida que los inversores abandonaban las acciones tecnológicas de alta valoración.
El índice japonés Nikkei 225 cayó un 1%, mientras que los futuros de los índices bursátiles estadounidenses bajaron un 0,1% y los contratos indicaron aperturas más débiles para Hong Kong y China continental. Por el contrario, los indicadores subieron en Corea del Sur y Australia. Todo ello después de que el índice Nasdaq 100, de gran peso tecnológico, cayera un 1,1% el miércoles y el S&P 500 cerrara un 0,5% por debajo debido a las pérdidas de los megacaps tecnológicos.
El petróleo cayó por primera vez en seis días después de que el presidente Donald Trump señalara que podría aplazar por ahora su intención de atacar a Irán. El West Texas Intermediate cayó un 1,7% el jueves. El oro y la plata cayeron tras haber alcanzado récords en la sesión anterior.
Las acciones asiáticas han superado las ganancias de Wall Street este año gracias a unas valoraciones relativamente más baratas y al optimismo sobre el comercio de inteligencia artificial. Por el contrario, las primeras semanas del año en EE.UU. han estado marcadas por una rotación a la baja de las gigantescas empresas tecnológicas, cuyos beneficios a toda prueba las convertían en apuestas seguras en momentos de incertidumbre económica.
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“Esta es una demostración de lo que ocurre cuando la rotación afecta a los valores que dominan los índices clave”, escribió en una nota Steve Sosnick, estratega jefe de Interactive Brokers.
Mientras tanto, el Tribunal Supremo de EE.UU. no se pronunció el miércoles sobre los desafíos a los aranceles de Trump, dejando al mundo a la espera hasta al menos la próxima semana para conocer el destino de su emblemática política económica.
En Asia, el won surcoreano está en el punto de mira después de que el secretario del Tesoro estadounidense, Scott Bessent, se refiriera a la excesiva caída de la divisa, ofreciendo un raro apoyo verbal mientras el won se desliza hacia su nivel más débil desde 2009.
“Los comentarios de Bessent pueden apoyar al won a corto plazo, pero los mercados pueden tener más influencia si sienten que los fundamentos y la política siguen en una trayectoria de empeoramiento”, dijo Brendan McKenna, estratega de Wells Fargo en Nueva York.
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La atención también estará puesta en Japón, donde la primera ministra Sanae Takaichi convocará elecciones anticipadas en la sesión parlamentaria que comienza a finales de este mes. La renta variable del país se ha disparado y el yen se ha visto presionado por los informes sobre unas elecciones anticipadas.
El yen fluctuó después de que Bessent hablara con el ministro japonés de Finanzas, Satsuki Katayama, y señalara la “indeseabilidad inherente a un exceso de volatilidad de las tasas de cambio”.
Volviendo a las acciones, aunque el S&P 500 cayó en medio de una caída de todas las acciones de las “Siete Magníficas”, más de 300 de sus firmas subieron en realidad. Los valores de pequeña capitalización siguieron obteniendo mejores resultados, y el Russell 2000 batió al S&P 500 por novena sesión consecutiva, igualando la racha más larga desde 1990.
En el frente macroeconómico, las ventas minoristas estadounidenses subieron en noviembre la mayor cifra desde julio, impulsadas por un repunte de las compras de automóviles y la resistencia de las compras navideñas. La inflación mayorista repuntó ligeramente por un aumento de los costos energéticos, aunque los precios de los servicios se mantuvieron sin cambios.
Algunos de los principales movimientos en los mercados:
Acciones
Los futuros del S&P 500 caían un 0,1% a las 9:27 a.m. hora de Tokio. Los futuros del Hang Seng cayeron un 0,3%. El Topix japonés apenas varió. El S&P/ASX 200 australiano subió un 0,4%. Los futuros del Euro Stoxx 50 cayeron un 0,2%.
Divisas
El índice Bloomberg del dólar al contado registró pocos cambios. El euro se cambiaba poco a $1,1643. El yen japonés se cambiaba poco a 158,49 por dólar. El yuan offshore apenas varió a 6,9688 por dólar.
Criptodivisas
El bitcoin cayó un 0,8% a US$96.735,86. El éter cayó un 0,9% a US$3.343.
Bonos
El rendimiento de los bonos del Tesoro a 10 años se mantuvo sin cambios en el 4,13%. El rendimiento de los bonos japoneses a 10 años bajó 3,5 puntos básicos hasta el 2,145%. El rendimiento de Australia a 10 años bajó 5 puntos básicos hasta el 4,67%.
Lejos de capitalizar la mayor disponibilidad de materias primas, el sector cerró noviembre de 2025 con fuertes caídas en producción, ventas internas y exportaciones.
Mientras Vaca Muerta consolida récords de producción de hidrocarburos y se posiciona como uno de los principales motores del sector energético, la industria química y petroquímica atraviesa una de las crisis más profundas de los últimos años. Lejos de capitalizar la mayor disponibilidad de materias primas, el sector cerró noviembre de 2025 con fuertes caídas en producción, ventas internas y exportaciones.
Un informe de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP) revela que la producción total se desplomó 15% respecto de octubre y 18% en la comparación interanual. En el acumulado de los primeros once meses del año, la contracción alcanza el 6%, confirmando un deterioro sostenido que se profundizó hacia el final de 2025.
El mercado interno tampoco ofreció señales de alivio. Las ventas locales cayeron 9% en el mes, con un impacto especialmente severo en los subsectores vinculados a los agroquímicos finales. En términos interanuales, el retroceso fue del 21%, mientras que el acumulado anual muestra una baja del 17%, en un contexto de fuerte retracción de la demanda industrial y del consumo.
El frente externo, que históricamente funcionó como válvula de escape, tampoco logró compensar la caída doméstica. Las exportaciones retrocedieron 4% frente a octubre y 14% interanual. Entre enero y noviembre, el desempeño exportador quedó 1% por debajo del registrado en 2024, evidenciando un estancamiento que contrasta con el crecimiento de las ventas externas de hidrocarburos.
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La crisis ya tiene impacto directo en el empleo. Tal como informó Ámbito, la petroquímica Sealed Air despidió a 65 trabajadores tras fracasar las negociaciones con el gremio, en el marco de un “proceso global de optimización de recursos”. La compañía aplicó una reducción cercana al 40% de su plantilla, combinando despidos y retiros voluntarios, lo que derivó en un paro por tiempo indeterminado y la paralización total de la planta.
En este escenario adverso, la Pequeña y Mediana Industria Química (PyMIQ) mostró señales mixtas. La producción cayó 9% mensual, aunque mantiene un crecimiento interanual del 9% y un avance acumulado del 7%. Las ventas locales descendieron 7% en noviembre, pero crecieron 9% frente al mismo mes del año pasado. El dato más destacado fue el salto mensual del 27% en exportaciones, aunque la comparación interanual sigue siendo negativa (-20%) y el acumulado anual refleja una caída del 30%.
El deterioro del comercio exterior se tradujo además en una balanza comercial deficitaria. En noviembre, las importaciones del sector bajaron 0,21%, pero las exportaciones medidas en dólares se contrajeron 27%, lo que arrojó un déficit estimado del 16,5%.
A esto se suma un uso de la capacidad instalada que permanece lejos de niveles óptimos. Según la CIQyP, en productos básicos e intermedios el promedio fue del 67%, mientras que los productos petroquímicos alcanzaron el 79%, dejando en evidencia un importante margen de capacidad ociosa en una industria que debería ser estratégica para agregar valor a los recursos de Vaca Muerta.
El gas ya no es solo energía, es un activo financiero de alta velocidad: así es como los Hedge Funds se han adueñado del mercado EEUU y Qatar preparan una ofensiva de GNL que sumará un 11% al suministro mundial, forzando a las grandes petroleras a una guerra de precios.
El mercado energético global y europeo está viviendo una metamorfosis sin precedentes. Si hace apenas tres años el mundo contenía el aliento ante la escasez, hoy el escenario es el opuesto. Según Bloomberg, una “ola de suministros récord” está creando un “mercado de compradores” que durará hasta el final de la década.
Pero la noticia no es solo que hay más gas, sino que las reglas del juego para comprarlo y venderlo en Europa han cambiado para siempre: el gas ha dejado de ser una materia prima lenta para convertirse en un activo financiero de alta velocidad.
Los gigantes están despertando. El motor de esta saturación tiene nombres propios. Según datos de Bloomberg, la producción mundial de GNL creció un 6% en 2025 y la tendencia no ha hecho más que empezar. Este año, dos megaproyectos —Golden Pass en Texas y la masiva expansión de Qatar— comenzarán a bombear combustible, sumando por sí solos un 11% al total de las exportaciones globales una vez alcancen su capacidad máxima.
Esta realidad ha reconfigurado el tablero europeo. De acuerdo con un informe de S&P Global, Estados Unidos ya es el dueño absoluto del suministro en el viejo continente, representando el 77,53% de las importaciones en 2025. El mercado ya no refleja escasez, sino los síntomas de un “exceso de oferta” que está obligando a los precios a la baja, con el índice JKM (Asia) y el TTF (Europa) estrechando sus márgenes.
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El fin del horario de oficina: El gas se vuelve “hiperactivo”. Uno de los cambios más profundos no está en los barcos, sino en las pantallas de los traders. Según revela la newsletter Energy Daily de Bloomberg, el Intercontinental Exchange (ICE) ha extendido el trading de productos de gas y electricidad a 22 horas al día.
Este movimiento rompe con décadas de tradición. Antes, todos los traders se conectaban a las 8 a.m. en Ámsterdam para mirar los inventarios y las noticias del clima. Ahora, el mercado opera casi sin descanso para sincronizarse con Estados Unidos y Asia. Este movimiento permite reaccionar “instantáneamente” a titulares nocturnos sobre Irán o Ucrania. El resultado es una convergencia de precios global, pero con un riesgo: esta inmediatez puede amplificar los movimientos bruscos y la volatilidad en el corto plazo.
El desembarco de los Hedge Funds. Esta nueva liquidez y apertura horaria ha atraído a un jugador con hambre de riesgo: los Hedge Funds. Al no estar atados a activos físicos (como tuberías o barcos), estos fondos pueden apostar por la volatilidad pura. Como explica el análisis de Bloomberg, mientras los operadores tradicionales sufren por los márgenes bajos, los fondos de cobertura aprovechan las oportunidades de arbitraje que genera un mercado que nunca duerme. El gas se ha convertido oficialmente en un activo tan dinámico como el petróleo o las divisas.
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El respiro de las naciones emergentes. La saturación de oferta tiene un salvavidas humano. El desplome de los precios está permitiendo que naciones emergentes como Vietnam, India y Myanmar regresen al mercado. Tras ser expulsados por los precios prohibitivos de la crisis de 2022, estos países están absorbiendo el exceso de GNL para desplazar el carbón y alimentar sus crecientes redes eléctricas. Es este apetito asiático el que está evitando que el mercado colapse totalmente bajo el peso de la nueva oferta estadounidense y qatarí.
El punto engloba más allá. Y comos siempre está el factor geopolítico. Esta abundancia pone en un aprieto a gigantes como Shell y Exxon Mobil. Según Reuters, Shell ya sufre las consecuencias, con una caída en sus resultados de trading que pone en duda sus recompras de acciones de 3.500 millones de dólares.
Por su parte, la geopolítica de Donald Trump añade gasolina al fuego. Como ha tenido acceso Reuters, Trump ha presionado a las petroleras para revitalizar Venezuela tras la salida de Maduro, pero el CEO de Exxon, Darren Woods, se ha mostrado escéptico llamando al país “uninvestable”. Al mismo tiempo, el mercado vigila los aranceles de Trump a Irán, que según la gráfica de Bloomberg, han llevado el crudo Brent a rozar los 65 dólares, complicando la estrategia de unas “majors” que deben encontrar compradores para su excedente de gas en un mundo cada vez más volátil.
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El “Muro” Europeo. En Europa, la batalla no es por el gas, sino por la infraestructura. Ante la lentitud de las obras en tierra, la UE ha fiado su suerte a las FSRU (unidades flotantes de regasificación). Estos barcos son los “enchufes” móviles necesarios para procesar el gas que cruza el Atlántico.
En cambio, España es el ejemplo perfecto de la desconexión entre abundancia y transporte. A pesar de ser el “laboratorio renovable” de Europa, el país se ha topado con un muro técnico. El consumo de gas para electricidad subió un 26% en 2025 para actuar como “guardaespaldas” de la red y evitar apagones. No obstante, el año cerró situándose como el tercero más caro de la historia para el consumidor español. España tiene el gas en sus costas, pero no tiene “cables ni tuberías” (interconexiones) suficientes para aliviar el resto del continente o bajar su propia factura.
Nuevos desarrollos en minería e infraestructura, junto al fortalecimiento del gasto de los hogares, serán claves para dinamizar la economía, afirmó el Ejecutivo peruano, que prevé efectos favorables en empleo y consumo, según Denisse Miralles.
La ministra de Economía y Finanzas de Perú, Denisse Miralles, declaró que la inversión privada seguirá encabezando el crecimiento económico, destacando sus repercusiones en la generación de empleo, el incremento de ingresos y el fortalecimiento del consumo en los hogares peruanos.
De acuerdo con el comunicado difundido por el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF), el Ejecutivo peruano proyecta que la economía del país registrará un crecimiento promedio anual del 3,2% entre 2026 y 2031. Según comunicó el MEF, este pronóstico se vincula con el desarrollo de nuevos proyectos mineros, la expansión de la cartera de infraestructura y el sostenido respaldo al gasto de los hogares.
Según informó el Ministerio, las previsiones oficiales se integran en el Informe Preelectoral 2021-2026 y responden a los lineamientos que postula el gobierno presidido actualmente por José Jerí. En el documento, el Ejecutivo precisa que la economía será dinamizada, en los próximos años, especialmente por el avance de diversas iniciativas en minería e infraestructura.
Entre los principales proyectos mineros mencionados figuran Zafranal, la optimización de Cerro Verde y Tía María, los cuales están contemplados para iniciar su desarrollo a corto plazo. Además, las autoridades consideran el impulso de otros proyectos significativos como La Granja, Los Chancas y Michiquillay, que se sumarían al crecimiento del sector.
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Dentro de la estrategia para dinamizar la economía, la administración peruana otorga un lugar relevante al desarrollo de infraestructuras. El informe oficial del MEF hace referencia tanto a la segunda etapa del megapuerto de Chancay como al reacondicionamiento de lotes de hidrocarburos como ejemplos de proyectos de amplia envergadura en la cartera estatal.
Estas inversiones forman parte de un conjunto de obras que, según publicó el MEF, buscan fortalecer las bases productivas y logísticas del país, acompañando simultáneamente el fortalecimiento de la demanda interna.
El Gobierno detalló que el consumo doméstico se mantendrá como uno de los pilares del crecimiento durante el periodo analizado. Según enfatizó la ministra Denisse Miralles en el comunicado citado por el MEF, el gasto privado asociado a estas inversiones de gran escala permitirá “efectos positivos sobre el empleo, los ingresos de los hogares y el fortalecimiento del consumo”.
El Ejecutivo sostiene que la demanda interna mostrará una tendencia sostenida al alza, alimentada principalmente por el sector privado, lo cual se traducirá en una mayor estabilidad de indicadores laborales y un contexto propicio para el consumo de las familias peruanas.
El MEF precisó que las perspectivas de crecimiento económico consideran el buen desempeño previsto para la industria extractiva y la construcción, actividades que, de acuerdo con el Gobierno, ejercerán un efecto multiplicador en cadenas productivas conexas. En este sentido, el Ejecutivo señala que la ejecución de proyectos mineros y la expansión de infraestructuras facilitarán el acceso a mercados, mejorarán la conectividad y fortalecerán los ingresos de diversos actores económicos.
Con una extensión de 12.600 km² y un potencial recuperable de 10.000 millones de barriles, la formación santacruceña entra en una etapa crítica de evaluación. La alianza entre YPF y CGC busca validar la productividad de la roca para replicar el modelo de desarrollo de Vaca Muerta.
Mientras la atención de la industria suele concentrarse en la Cuenca Neuquina, los avances en Palermo Aike comienzan a definir un nuevo horizonte para la matriz hidrocarburífera argentina. La formación, ubicada en la provincia de Santa Cruz, se perfila como la alternativa más sólida para diversificar la producción de no convencionales en el país, apalancándose en su ubicación estratégica y el aprendizaje técnico acumulado en la última década.
Geología y Potencial: La “frontera” del sur
Palermo Aike es considerada la formación con características geológicas más similares a Vaca Muerta en toda la región. Sin embargo, su desarrollo presenta particularidades propias:
Recursos Estimados: Se proyectan cerca de 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, lo que la posiciona como la segunda reserva de shale en importancia del país.
Ventaja Logística: A diferencia de Neuquén, esta cuenca posee una cercanía inmediata a terminales marítimas y puertos de exportación en el Atlántico, lo que podría reducir significativamente los costos de transporte y evacuación una vez alcanzada la escala comercial.
El cronograma de operaciones para 2026
El consorcio integrado por la operadora estatal YPF y CGC (Compañía General de Combustibles) lidera la campaña exploratoria. Tras la finalización de los primeros pozos de rama horizontal, el foco de este año está puesto en el monitoreo de los caudales de producción y la presión de los reservorios.
Los próximos meses serán decisivos para determinar la viabilidad económica de los proyectos. El objetivo técnico es optimizar las técnicas de completación y fractura adaptadas a las condiciones específicas de la Cuenca Austral, donde la profundidad y las temperaturas de la formación presentan retos distintos a los de la Cuenca Neuquina.
Impacto en la competitividad regional
El desarrollo de Palermo Aike no solo implica un incremento en las reservas nacionales, sino que también representa una reactivación para la industria de servicios petroleros en Santa Cruz. La posibilidad de establecer un segundo “hub” de hidrocarburos no convencionales permitiría a Argentina:
Descomprimir la saturación de infraestructura en Vaca Muerta.
Atraer inversiones internacionales bajo el marco del RIGI, orientadas específicamente a proyectos de exportación desde el sur.
Fortalecer la autonomía energética mediante la explotación de una cuenca con larga tradición de gas y crudo convencional, ahora volcada al shale.
La industria sigue de cerca los resultados de esta ventana productiva, que podría marcar el inicio de una nueva etapa de expansión para el sector energético argentino en el mercado global.
La carrera por el crudo en aguas profundas del Atlántico Sur ha entrado en una fase de contrastes marcados. Mientras que el mapa geológico argentino nunca ha sido tan preciso como hoy, el sector se pregunta si el exceso de análisis técnico está retrasando la llegada de las plataformas de perforación, en un escenario donde Uruguay y Brasil ya han puesto fecha a sus próximos pozos.
El “Gap” entre el dato y el taladro Informes recientes del sector académico subrayan una realidad ambivalente para Buenos Aires. Tras la campaña sísmica iniciada en 2019, la Argentina posee una base de datos robusta, pero la actividad de perforación —el verdadero termómetro del éxito— sigue siendo tímida frente a la dinámica regional.
A diferencia de la Cuenca Argentina Norte, donde el pozo Argerich-1 dejó lecciones geológicas valiosas pero no un descubrimiento comercial inmediato, otras zonas como la Cuenca Austral (Proyecto Fénix) demuestran que la inversión fluye donde el riesgo ya está mitigado por infraestructuras existentes.
La competencia vecina se acelera El radar de los inversores no solo mira hacia Argentina:
Uruguay: Ha pasado de la teoría a la práctica. Con firmas como APA Corporation, Chevron y ENI tomando posiciones operativas, se esperan perforaciones exploratorias entre 2026 y 2027.
Brasil: Shell y Petrobras lideran la avanzada en la Cuenca de Pelotas, con programas de sísmica 3D que ya tienen como horizonte perforaciones en 2028.
Namibia: El “espejo” africano del Atlántico Sur sigue siendo el modelo a seguir, con una tasa de éxito excepcional que valida la continuidad de las campañas como estrategia central.
Perspectivas para el ecosistema Enerbuy Para los proveedores de servicios y suministros industriales, este escenario define dos frentes de oportunidad. Por un lado, la demanda de servicios de interpretación de datos y soporte técnico sigue en alza.
Por otro, el salto hacia la fase de perforación real —que es la que tracciona grandes contratos logísticos— dependerá de la capacidad del país para ofrecer un marco de previsibilidad que transforme la información técnica en proyectos ejecutivos de largo plazo.
El Atlántico Sur vuelve a ser el centro del tablero energético global. La pregunta para Argentina ya no es qué hay debajo del mar, sino cuándo se empezará a extraer con la misma intensidad que sus competidores directos.
El próximo 21 de enero expertos brindarán una charla gratuita sobre todo lo que necesitas para inscribirte y trabajar en el rubro. Será en San Juan 109. Las inscripciones para participar se realizan a través del número 3872158121.
Desde la Municipalidad de Salta se busca que cada vecino, emprendedor y comerciante de la ciudad tenga herramientas reales para progresar y aprovechar las oportunidades laborales actuales.
Por eso, se organizó una jornada de capacitación pensada especialmente para quienes desean dar sus primeros pasos como prestadores de servicios o proveedores en la minería.
Un consorcio de bancos internacionales mantiene negociaciones avanzadas para otorgar un préstamo millonario destinado a una obra clave para el desarrollo energético argentino. El financiamiento permitiría construir un gasoducto estratégico que conectará el yacimiento de Vaca Muerta con la costa atlántica, fortaleciendo el perfil exportador de gas natural licuado del país.
Préstamo millonario en negociación
JP Morgan, Citigroup y Banco Santander encabezan las conversaciones para conceder un crédito cercano a los 1.000 millones de dólares, equivalentes a unos 852 millones de euros. El préstamo estaría dirigido al consorcio liderado por Pan American Energy (PAE), encargado de llevar adelante la construcción del gasoducto.
Las negociaciones continúan abiertas y las condiciones finales aún podrían modificarse antes del cierre del acuerdo. Además, no se descarta la incorporación de otras entidades financieras al esquema de financiamiento.
El proyecto VMOS y sus socios
La obra forma parte del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que ya se encuentra en etapa de construcción. Pan American Energy posee una participación del 30% del emprendimiento, mientras que la petrolera estatal YPF cuenta con el 25%. Completan el consorcio Pampa Energía, la empresa británica Harbour Energy y Golar LNG, con participaciones menores.
Exportación de gas y licuefacción
El gasoducto permitirá transportar gas natural desde Vaca Muerta hasta una terminal portuaria sobre el Atlántico. Allí, el consorcio ya tiene arrendado el primer buque de licuefacción, el Hilli Episeyo, que comenzará a producir hacia finales de 2027. Un segundo barco, el MKII, se sumará aproximadamente un año más tarde.
Ambas unidades alcanzarán una capacidad combinada de seis millones de toneladas anuales, con una parte significativa de los envíos destinada al mercado alemán.
Pese a la volatilidad del mercado petrolero internacional y a un escenario de precios del crudo más moderado para 2026, bancos de inversión globales revisaron sus proyecciones sobre las acciones de las principales petroleras argentinas.
Analistas de bancos de inversión internacionales actualizaron los precios objetivo para los próximos doce meses de empresas petroleras que operan en la Argentina y, lejos de recortar expectativas, ratificaron el atractivo de los papeles ligados al desarrollo no convencional. El contexto global, atravesado por tensiones geopolíticas y por un consenso de precios del Brent más bajo que en años anteriores, todavía no alteró las estimaciones de mediano plazo para el sector.
Los informes coinciden en que el desempeño operativo, la escala alcanzada en Vaca Muerta y la mejora en costos de extracción funcionan como un amortiguador frente a eventuales caídas del crudo. En ese marco, los análisis se concentraron principalmente en Vista Energy, YPF y Pampa Energía, las tres compañías con mayor protagonismo en la ventana petrolera neuquina.
Vista lidera el optimismo y YPF consolida su escala
Entre las revisiones más destacadas, el banco UBS BB elevó su recomendación sobre Vista Energy de “neutral” a “compra” y ajustó al alza su precio objetivo, al considerar que la compañía presenta uno de los costos de extracción más bajos del país y una elevada flexibilidad para administrar su plan de inversiones. Esta combinación, según el análisis, la posiciona mejor que sus pares ante un escenario de precios internacionales más ajustados.
Para YPF, UBS BB mantuvo una postura neutral, aunque incrementó su precio objetivo frente a la recomendación anterior. A su vez, BTG Pactual sostuvo su recomendación de compra, respaldada en la consolidación del plan 4×4 y en los récords productivos alcanzados en Vaca Muerta. Los bancos destacan que la petrolera de mayoría estatal logró mejoras significativas de eficiencia y escala, aun bajo supuestos conservadores de precios del Brent.
El holding liderado por Germán Larrea busca el control de los ramales Belgrano Cargas y San Martín. La propuesta incluye un plan de modernización integral supeditado a la aplicación de beneficios del RIGI.
La futura privatización del sistema ferroviario de cargas en Argentina ha sumado un actor de peso internacional. El conglomerado Grupo México, encabezado por el empresario Germán Larrea Mota Velasco, ha manifestado un interés concreto por participar en la licitación de los principales ramales del país, con una propuesta de inversión preliminar que asciende a los US$ 3.000 millones.
El plan estratégico de Grupo México
A través de su división ferroviaria GMXT USA —que actualmente opera más de 11.000 kilómetros de vías en México y Estados Unidos—, el holding apunta a modernizar la infraestructura vial, el material rodante y los sistemas logísticos locales. El foco principal está puesto en dos corredores estratégicos para la economía productiva:
Belgrano Cargas: Vital para la conexión del norte argentino.
Ramal San Martín: Clave para el transporte de granos, minerales e insumos industriales hacia los puertos del Gran Rosario y Buenos Aires.
El RIGI como eje de la negociación
Uno de los puntos centrales de la propuesta de Larrea es la necesidad de un marco regulatorio que garantice estabilidad a largo plazo. En este sentido, el grupo condiciona el desembolso de capital a la obtención de beneficios fiscales, cambiarios y normativos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Aunque el RIGI fue concebido originalmente para proyectos productivos “nuevos” (como los sectores de energía y minería), la empresa argumenta que la magnitud y el riesgo de la inversión en infraestructura pesada requieren una protección similar a la de los megaproyectos energéticos. Este planteo abre un debate técnico sobre la adaptabilidad del régimen a concesiones de servicios públicos existentes.
Tensiones y competencia en el sector
La posible irrupción de un operador con modelo de “gestión integrada” (control de toda la cadena logística) genera diversas reacciones en el mercado local:
Exportadoras locales: Grandes cerealeras y cooperativas analizan esquemas de participación para evitar una excesiva concentración de mercado y asegurar tarifas competitivas.
Gobierno Nacional: Existe una puja interna entre quienes priorizan la llegada de capitales frescos para aliviar las cuentas públicas y quienes prefieren un esquema de desintegración vertical para fomentar la competencia en distintos segmentos del servicio.
Impacto en la logística productiva
Para sectores clave como el de los combustibles, la minería y el agro, la resolución de esta licitación será determinante. Una modernización eficiente del sistema ferroviario podría reducir drásticamente los costos logísticos, impactando directamente en la competitividad exportadora de Argentina.
Este proceso se perfila como uno de los principales “tests” para el plan de privatizaciones de la administración actual y la eficacia del RIGI como herramienta para atraer inversiones de escala continental en infraestructura crítica.
La provincia avanzará en febrero con la consulta pública por la planta PTG 2 Norte Sierra Chata, un proyecto clave para sostener el crecimiento del gas no convencional y abastecer los futuros desarrollos de GNL asociados a Southern Energy.
Las autoridades de la provincia del Neuquén realizarán el próximo mes una audiencia pública por un nuevo proyecto de infraestructura gasífera en Vaca Muerta. Se trata de la planta de tratamiento de gas PTG 2 Norte Sierra Chata, planificada para el área Sierra Chata, operada por Pampa Energía, en el marco del proceso de evaluación ambiental previo a su eventual aprobación.
El proyecto se inscribe en el crecimiento sostenido de la producción de gas no convencional y en la estrategia de exportación de gas natural licuado (GNL). Pampa Energía es uno de los actores centrales de Southern Energy, la iniciativa que prevé la instalación de dos buques de licuefacción.
El primero de ellos, el Hilli Episeyo, con una capacidad de 2,5 millones de toneladas por año, tiene previsto entrar en servicio en 2027, mientras que el segundo buque, el MK II, con una capacidad de 3,5 millones de toneladas anuales, comenzaría a operar en 2028.
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El área Sierra Chata, donde Pampa Energía se asocia con YPF —su socio también en Southern Energy—, está considerada una fuente estratégica de suministro de gas para estos desarrollos. De acuerdo con las proyecciones del proyecto, hacia finales de 2028 se requerirán unos 27 millones de metros cúbicos diarios (Mm³/d) de gas de alimentación para los esquemas de licuefacción, de los cuales Pampa aportaría aproximadamente 6 Mm³/d.
En ese marco, el año pasado el director de Exploración y Producción de Pampa Energía, Horacio Turri, brindó precisiones sobre el nivel de inversión necesario para alcanzar ese objetivo. Según explicó el directivo, el capex asociado al incremento de la producción y a la construcción de una nueva planta de procesamiento en Sierra Chata ronda los 400 millones de dólares.
De ese total, el 50% corresponde a la planta de tratamiento y el otro 50% a las tareas de perforación y terminación de pozos. Además, la compañía prevé destinar entre 60 y 80 millones de dólares anuales para sostener de manera constante una producción del orden de los 6 Mm³/d.
Según la documentación presentada ante el área ambiental de la provincia, la planta de tratamiento de gas ocupará una superficie aproximada de 124.200 metros cuadrados y operará con generadores alimentados con gas combustible, en línea con las características productivas del área.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, explicó los motivos por los cuales la petrolera estatal decidió retirarse de Santa Cruz. Señaló que las áreas maduras de la provincia generaban pérdidas millonarias, con costos operativos elevados, y que la compañía debía priorizar inversiones rentables, principalmente en Vaca Muerta, para generar valor y sostener su actividad.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, brindó detalles sobre la salida de la compañía de Santa Cruz y puso el foco en la falta de rentabilidad de las áreas maduras que la petrolera operaba en la provincia. En una entrevista con el periodista Jairo Straccia, en el ciclo de El Cronista Stream, el directivo fue categórico al explicar que la decisión respondió a razones económicas y de sustentabilidad del negocio.
“YPF es una compañía que tiene que generar valor, y en esos campos no generaba valor. Perdía plata todos los años. Te estoy hablando de cientos y cientos de millones de dólares”, afirmó Marín, al referirse a las operaciones en Santa Cruz. Según explicó, continuar en esas condiciones implicaba sostener pérdidas estructurales que la empresa ya no podía absorber.
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El planteo se inscribe en una discusión que El Diario Nuevo Día viene reflejando desde hace años: el alto costo de producción en las áreas maduras de Santa Cruz, con yacimientos de larga data, baja productividad y estructuras operativas complejas. En ese contexto, Marín señaló que mantener esas explotaciones terminaba funcionando como “un subsidio encubierto” que no resultaba compatible con el nuevo esquema de gestión de YPF. “Los negocios tienen que ser sustentables”, remarcó.
En otro tramo de la entrevista, el CEO de la petrolera estatal comparó los costos de producción en Santa Cruz con los de otras regiones del país. “Si yo en un área madura tengo un costo como había en Santa Cruz de arriba de 40 dólares el barril, y tengo en otro lado costos de cuatro dólares, vos, si tenés acciones de YPF, me pedís a los gritos que invierta en Vaca Muerta”, explicó. La referencia apunta directamente al cambio de estrategia de la empresa, que prioriza los desarrollos no convencionales por su mayor rentabilidad y menor costo relativo.
La salida de YPF de Santa Cruz generó un fuerte impacto en la provincia, no sólo por la pérdida de actividad directa, sino también por las consecuencias en el empleo, las regalías y la economía regional, temas que Nuevo Día ha abordado en distintas oportunidades. Marín, sin embargo, sostuvo que la compañía no podía continuar “perdiendo dinero en todas las áreas donde estaba” y que el nuevo escenario exige que cada operación sea económicamente viable.
Petroquímica Comodoro Rivadavia habla por boca del sindicalista Marcelo Rucci y anuncia que le da la espalda a la convocatoria de Ziliotto. Internas y millones.
A la novela petrolera de La Pampa se le hace desear el final feliz. La licitación por el área Medanito, eje central en la producción hidrocarburífera, no mueve el amperímetro ni convoca empresas interesadas y los ánimos empiezan a caldearse en la zona suroeste de la provincia.
El que tiró la primera piedra fue el secretario general del Sindicato del Petróleo y el Gas de Río Negro, Buenos Aires y La Pampa, Marcelo Rucci. Casi como vocero de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), la empresa que tiene la concesión y que aspira a seguir explotando la región, dijo que los requisitos la ahuyentaban.
Aunque el plazo para presentarse vence el 9 de febrero, fecha prevista para la apertura de los sobres, el gobierno de Sergio Ziliotto ya abre el paraguas, pone en su radar la posibilidad de que no haya interés y anuncia que, si cae esa mala noticia, será otra vez la Legislatura provincial la que decida los pasos a seguir.
El fuego amigo que agita Carlos Verna
La novela por Medanito tiene capítulos numerosos y picantes, con una trama de ribetes dramáticos y cargada de internas en distintos partidos. El último paso en ese sentido fue una presentación ante la Fiscalía de Investigaciones Administrativas para que se investigue si en el proceso pudo haber delitos o faltas administrativas.
Esa avanzada fue producto del fuego amigo: el ultravernismo, que votó a favor de la licitación, pero golpeó la mesa en la comisión que elaboró los pliegos con mayor precisión, movió esa ficha a través de la diputada Noelia Sosa, que además tiene sus propias pujas en Colonia 25 de Mayo, cabecera del departamento donde se asienta la producción de petróleo y gas. El abogado fue otro referente del riñón de Carlos Verna, Alejandro Gigena.
En 25 de Mayo el impacto por Medanito puede hacer estragos. Eso vienen advirtiendo Rucci y el intendente Leonel Monsalve, un socio político del sindicalista a lo mejor impensado cuando llegó al gobierno local con la camiseta de Juntos por el Cambio.
Socios políticos en la Patagonia
Rucci y Monsalve quieren, primero que nada, cuidar los 400 puestos de trabajo directo. “Para 25 de Mayo, puede ser devastador”, dijo el sindicalista sobre la posibilidad de que no haya ofertas. Rucci y Monsalve juegan en el mismo equipo, a tal punto de que traman la conformación de un partido político en espejo del que ya da sus primeros pasos en Río Negro y Neuquén. Quieren pisar fuerte en la Patagonia.
Ante el silencio empresarial, fue Rucci el que hizo de vocero de PCR. Con data de primera mano, anunció: “La intención de la empresa es irse. Ellos manifiestan que en las condiciones de los pliegos no van a participar”.
Rucci habla el lenguaje del “mercado” y se queja de que el bono de 50 millones de dólares exigido para el ingreso es una demasía. Tampoco convence el porcentaje reclamado de regalías, por encima de otras jurisdicciones: en algunos casos, el 20% contra el 8 o el 12% que piden otras provincias.
“Con estos números La Pampa está fuera del mercado en la Argentina para explotaciones convencionales. Estamos en un problema y lo tienen que asumir”, advirtió.
Sergio Ziliotto: optimismo, pero paraguas abierto
Según el gremialista, PCR ni siquiera ofrecería una prórroga en el caso de que la licitación quede desierta. Si eso ocurre, como todo parece indicar a esta altura, se abre una zona gris en la que la definición será de la Legislatura, según confirmó en las últimas horas el gobernador Ziliotto.
El contrato vigente de PCR termina en junio, pero si desecha la licitación, los próximos meses serán de retiro, caída de la producción y desempleo forzado. “Está difícil”, redondea Rucci.
“Tenemos que ser optimistas en que haya ofertas”, dice Ziliotto. La licitación es una de sus criaturas: en marzo se cumplirán dos años de que lanzó esa idea. El oficialismo apunta como obstáculo al contexto nacional e internacional.
El Ejecutivo provincial ya advierte que puede ocurrir que no se presenten ofertas y Ziliotto señala las bondades del sistema pampeano. “En el caso de que no hubiera oferentes, la decisión de cómo seguir siempre pasa por una ley de la Legislatura. Cosa que no sucede en ninguna provincia argentina. Todos los gobernadores tienen facultades para renovar áreas concesionadas de manera directa”, compara.
Una de las apuestas más fuertes en La Pampa
PCR pretendía una prórroga de la concesión de la explotación, pero la extensión de ese contrato original ya había ocurrido de modo tan habitual que al gobierno pampeano se le hacía imposible acceder a esa demanda una vez más.
En el proceso, PCR levantó el pie del acelerador de su producción y redujo inversiones. El impacto se puso de manifiesto en la generación de trabajo y en una severa incertidumbre sobre el futuro. Cuando se tramó la licitación, los actores intervinientes pensaron que sería justamente PCR la firma interesada en darle continuidad a la producción.
La apuesta productiva es una de las más importantes de La Pampa. Mientras el tema estaba en tratamiento, el sindicato marcó la cancha con una movilización histórica de centenas de trabajadores del petróleo que viajaron 400 kilómetros hacia la capital provincial y coparon la Legislatura.
A la espera de las petroleras
La discusión estuvo sometida a tironeos políticos de diversos colores, con pactos más o menos transparentes, alianzas lógicas y no tanto, oposiciones furiosas y, sobre todo, una negociación tensa que terminó unificando al bloque oficialista pese a miradas muy enfrentadas.
El informe mensual confeccionado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial, indicó que durante noviembre de 2025 la producción del sector registró una disminución del 15% respecto del mes anterior. En comparación con el mismo mes del año pasado (noviembre 2024), la baja fue del 18%. El acumulado de los once meses del año registró una caída del 6%.
En cuanto a las ventas locales, el relevamiento de la CIQyP® mostró una disminución mensual del 9%, impulsada principalmente por los subsectores de finales agroquímicos. En términos interanuales, las ventas locales retrocedieron un 21%, y el acumulado de los primeros once meses del año presentó una caída del 17%.
Por su parte, el Informe de la Cámara evidenció que las exportaciones del sector también tuvieron un desempeño negativo, con una baja mensual del 4%. La comparación interanual marcó un descenso del 14%, mientras que el acumulado anual se ubicó levemente por debajo del nivel de 2024, con una variación del -1%.
Respecto del sector PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), los indicadores mostraron un comportamiento dispar. La producción cayó un 9% mensual, aunque mantiene una variación interanual positiva del 9% y un crecimiento acumulado del 7%.
Las ventas locales descendieron un 7% en el mes, pero registraron una suba interanual del 9%, con un acumulado apenas negativo (-1%). En contraste, las exportaciones de las PyMIQ crecieron un 27% mensual, aunque cayeron un 20% interanual y acumulan una baja del 30% en lo que va del año.
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Durante noviembre de 2025, las importaciones del sector cayeron alrededor del 0,21% y las exportaciones 27% medidos en dólares. Como resultado, la balanza comercial del mes se mantuvo negativa, con un déficit estimado del 16,5%.
En tanto, la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante noviembre 2025 tuvo un uso promedio del 67% para los productos básicos e intermedios y del 79% para los productos petroquímicos.
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante noviembre de 2025, fueron de 261 millones de dólares, acumulando un total de USD 3.076 millones en los primeros once meses del pasado año.
En referencia a los parámetros que marcó el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que “los resultados de noviembre reflejan un cierre de año marcado la desaceleración de la actividad industrial en general. Sin embargo el sector PyMIQ mostro una recuperación en las ventas externas. Este escenario plantea desafíos relevantes para la industria química y petroquímica. De cara a 2026, el desafío será consolidar condiciones macroeconómicas y de competitividad que permitan recuperar el dinamismo de la demanda interna y potenciar una recuperación sostenida del sector”.
Ali Moshiri conoce muy bien a al Argentina, después de todo, fue el primer inversor extranjero a través de Chevron en Vaca Muerta. Eran tiempos en que el kirchnerismo era muy mal visto en los mercados internacionales. Pero este presidente del coloso petrolero estadounidense para América latina, cargo que ejerció durante los últimos 40 años, firmó un suculento contrato con YPF que aún se guarda en reserva para invertir en el shale.
Casado con una venezolana, con hijos venezolanos, logró que la compañía permaneciera en Venezuela, más aún Chevron es la única petrolera de Estados Unidos que siguió en el régimen de Maduro.
Suele justificar, “para un verdadero hombre del petróleo, el riesgo no está sobre la tierra, está debajo”.
Entrevistado telefónicamente por Clarín y el medio experto en energía, Econo Journal, recuerda su experiencia en Argentina, “cuando en 2014 tuve que ir al directorio de Chevron a pedirles 1.200 millones de dólares para invertir en la Argentina, pensaban que yo estaba loco, que me había vuelto loco. Pero me alegra que lo hayamos hecho. Nunca nos detuvimos. Cuando me retiré de Chevron, siempre pensé que quería seguir teniendo presencia en la Argentina. En abril pasado junto con Doris Capurro, ex directora de YPF, invertimos en tres campos de petróleo convencional que YPF se desprendió en Santa Cruz. Argentina es increíble por dos razones. La primera es la gente: personas bien educadas, talentosas. La segunda es el país en sí: tiene una enorme cantidad de recursos naturales. Y ahora ustedes tienen un presidente con una visión económica, que quiere empujar al país más hacia el capitalismo, y ojalá funcione”.
-¿Cuál es el principal desafío para Venezuela?
-Desde el sábado por la mañana hay una nueva Venezuela. Y el primer paso es definir quién va a gobernar el país durante el período de transición. Eso es lo más importante. Es importante que sea alguien del sistema actual, guste o no, porque esa persona tiene que equilibrar todo y tener capacidad de diálogo. Si se trae a alguien completamente nuevo, se genera un vacío de poder, y ese vacío genera inseguridad, y nadie va a invertir.
-¿Ha estado en Caracas?
-Voy a Caracas muy seguido. De hecho, planeo ir la semana que viene o la siguiente. Voy porque la familia de mi esposa está allí y también porque tengo inversiones. Durante las sanciones invertimos en el sector privado, hicimos algunos acuerdos en el sector petrolero, siempre con privados, porque con el Estado no se podía por las sanciones. Tengo dos razones para ir: negocios y familia. Para mí siempre fue algo normal. Como ciudadano estadounidense, tuve que sacar visa porque mi residencia estaba vencida, pero la obtuve. Estuve dos semanas y pienso volver. Creo que todo va a estar bien.
¿Cree que Delcy Rodríguez es esa “persona del sistema” que mencionó?
-Anunciaron a Delcy Rodríguez como presidenta interina. Quien sea esa persona necesita tener el 100% del respaldo de Estados Unidos, y Estados Unidos tiene que tener influencia en el país. Si no, no funciona. Tiene que haber acuerdos y reconocimiento.
-¿Por cuánto tiempo debe estar a cargo Delcy Rodríguez?
-Solo para la transición. Absolutamente para la transición. Desde mi punto de vista, la última elección en Venezuela no fue una elección de popularidad. Fue una elección entre unos veinte grupos frente al sistema de Maduro. Era básicamente “me gusta o no me gusta el sistema Maduro”. Si hubiera un sistema verdaderamente democrático, habría muchos candidatos, como en la Argentina: políticos como Capriles, López, Rosales, y muchos jóvenes nuevos que podrían competir realmente. Eso sí sería un proceso democrático. Para llegar a eso, primero hay que estabilizar el país. Y como ustedes saben mejor que nadie, en América Latina la prioridad número uno es la economía. Apoyo cien por ciento esa estrategia.
¿Por qué Chevron se quedó tanto tiempo en Venezuela?
-Trabajé 40 años en Chevron y nunca nos metimos en política. En 2006 mantuve a Chevron en Venezuela con una lógica muy clara: mientras el valor de nuestros activos no empeorara —o incluso mejorara—, nos quedamos. Hicimos lo mismo en Angola. Mientras podamos operar dentro de la ley, Chevron se quedará. Esa fue siempre mi filosofía. Y fue la misma con la que entramos en Vaca Muerta. Muchos estuvieron en desacuerdo con nosotros, incluso una gran empresa europea se enojó mucho cuando decidimos invertir en la Argentina. Pero era un negocio. Nunca apoyamos a un partido político: analizamos la economía y decidimos invertir. Hoy se ve que fue una buena decisión: Chevron es una de las compañías mejor posicionadas para seguir operando en Venezuela.
-¿La industria petrolera venezolana puede crecer rápido en producción?
-Venezuela puede volver a producir 1,5 millones de barriles por día en unos 18 meses —o menos— con una inversión de entre 5.000 y 7.000 millones de dólares. Pero pasar de ahí es mucho más difícil.
¿Por qué?
Porque hay que reparar y expandir la infraestructura. Venezuela tiene 38 millones de barriles de capacidad de almacenamiento y solo el 40% es usable. El problema se traslada del subsuelo a la superficie. Llegar a 2,5 millones de barriles por día requiere obras importantes, con una inversión entre 80.000 y 100.000 millones de dólares. En el subsuelo se puede, pero en superficie hace falta muchísimo dinero.
Miguel Galuccio y su par de Chevron para América latina, Ali Moshiri en 2014.Miguel Galuccio y su par de Chevron para América latina, Ali Moshiri en 2014.
-¿Piensa invertir?
-Quiero ser de los primeros en invertir en Venezuela. Estoy trabajando en un vehículo de inversión para levantar 2.000 millones de dólares. Es mucho dinero, sí, pero estamos avanzando.
-¿Habló con funcionarios del gobierno de EE.UU.?
-Estamos en contacto con todos. Hasta hace dos meses nadie quería saber nada de Venezuela. Hoy, después del sábado, todos están tratando de entender qué pasa. Hace poco no podía levantar ni un dólar por las sanciones. Hoy todos quieren entrar. Nuestro objetivo es que de esos 2.000 millones, 1.000 millones vengan del sector público (gobierno de EE.UU.) y 1.000 millones del sector privado. Ya tenemos todo preparado: venimos trabajando en este proyecto desde hace años.
-¿Qué puede pasar con el precio del petróleo?
-El precio está débil, alrededor de 60 dólares. Por eso las grandes petroleras no van a correr a Venezuela. Hoy la industria habla de eficiencia de capital y costos. Si Rusia y Ucrania llegan a un acuerdo, habrá más petróleo en el mercado. Si cambia la situación con Irán, pueden subir la producción rápidamente. Todo eso presiona los precios a la baja. Por eso, la inversión en Venezuela vendrá principalmente del mercado privado.
¿Le preocupa la sobreoferta de crudo?
-Sí, hay sobreoferta. La OPEP produce unos 28–29 millones de barriles diarios y puede llegar fácilmente a 33. Pero el crudo venezolano es pesado y necesario para las refinerías, mientras que el petróleo del Permian es liviano y sobra. Nuestros proyectos asumen un precio de 60 dólares. No invertimos en activos que no sean económicamente viables. Creo que veremos precios bajos por un tiempo.
-Con 60 dólares el barril, ¿se cubren los costos operativos en Venezuela?
-Sí, si se es selectivo. Algunos activos no lo justifican. A 1,5 millones de barriles el break-even es de unos 45 dólares. Pero para llegar a 2,5 millones se necesitan proyectos con break-even de 65 o 70 dólares el barril. Por eso es clave seleccionar bien los activos.
-¿Y en Vaca Muerta?
-Depende del operador. Vista, por ejemplo, puede operar con break-even bajo, alrededor de 45 dólares. En Vaca Muerta, la eficiencia del capital no convencional ayuda mucho. Cuando la infraestructura esté lista, Vaca Muerta podrá operar cómodamente a 45 dólares.
El desarrollo de Vaca Muerta se consolida como el eje central de la estrategia energética argentina y abre la puerta a un salto exportador sin precedentes, con impacto directo en el ingreso de divisas y en el posicionamiento internacional del país.
Así lo afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, al analizar el presente y las proyecciones de la compañía en una entrevista concedida a El Cronista.
Según el directivo, las inversiones en Vaca Muerta y en nueva infraestructura de transporte y exportación permitirán multiplicar los envíos de crudo y gas hacia el exterior hacia el final de la década.
“Vaca Muerta es una realidad, el petróleo es una realidad. Con la inversión que estamos haciendo en el VMOS, eso marca que se van para arriba las exportaciones fuertemente”, sostuvo Marín, al referirse al impacto de las obras de evacuación y logística.
De acuerdo con las proyecciones de YPF, hacia 2030 la Argentina podría alcanzar exportaciones cercanas a los 750.000 barriles diarios de petróleo, un volumen que permitiría generar alrededor de 20.000 millones de dólares anuales en ventas externas de crudo.
Este crecimiento se apoya en un cambio de paradigma en materia de infraestructura. Mientras el sistema actual está orientado principalmente al abastecimiento del mercado interno, los nuevos proyectos se diseñan con foco exclusivo en la exportación.
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En ese marco, Marín destacó obras clave como el oleoducto hacia Sierra Grande, que permitirá canalizar mayores volúmenes de petróleo hacia los mercados internacionales y ampliar de manera estructural la capacidad exportadora del país.
“El conjunto de las obras que se están ejecutando agregan capacidad y sumarán tranquilamente 20.000 millones de dólares por año en exportaciones”, aseguró el CEO de YPF.
El Gas Natural Licuado (GNL) aparece como el segundo gran pilar de esta estrategia. Marín confirmó que la decisión final de inversión ya está tomada para el primer buque licuefactor, que comenzará a exportar en 2027 y aportará unos 2.500 millones de dólares anuales.
A más largo plazo, el proyecto de GNL apunta a una escala mayor, con entre 12 y 18 millones de toneladas anuales. En ese escenario, YPF estima ingresos de entre 200.000 y 300.000 millones de dólares acumulados en un período de 20 años.
En términos financieros, Marín indicó que JP Morgan ya inició el sondeo de apetito de financiamiento en más de 200 bancos internacionales, y aseguró que el proyecto argentino se ubicaría entre los más rentables del mundo, muy cerca de Qatar.
Respecto al contexto internacional, el presidente de YPF explicó que la compañía toma como referencia un precio promedio de 63 dólares por barril para 2026 y cuenta con una estrategia de cobertura apoyada en reservas y en el aporte de los campos convencionales.
Consultado sobre una eventual reactivación de la industria petrolera venezolana, consideró que puede generar expectativas en el mercado, pero descartó un impacto inmediato, al señalar el fuerte deterioro de su infraestructura y las diferencias de calidad entre el crudo pesado del Orinoco y el shale liviano de Vaca Muerta.
Lo ratificó en su análisis el analista político y docente universitario, Rubén Zárate, por LU12 AM680. Señaló que Trump recibe un barril barato en la franja de los USD 50 para complacer su demanda interna. Qué sucedió con los aranceles de Estados Unidos. Porqué no afectará los planes de Vaca Muerta en el corto plazo. Cuál es el rol del gas.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, oficializó que recibirá de Venezuela 50 millones de barriles de la producción surgida del país caribeño. LU12 AM680 Radio Río Gallegos entrevistó a Rubén Zarate, analista político, profesor e investigador universitario, que volvió a analizar el escenario actual en medio de grandes tensiones diplomáticas que hoy abarcan a Rusia.
Cómo influye las políticas de aranceles a las importaciones fijadas por el presidente Trump, ausencia de reservas estratégicas en Norteamperica, importación barata de Estados Unidos del petróleo venezolano y el impacto en Vaca Muerta, entre otras realidades, fue analizada por el especialista bajo la actual coyuntura mundial.
Llega el crudo a Estados Unidos
LOA: EE UU anunció que recibirá alrededor de 50 millones de barriles, ¿cuál es el impacto?
RZ: Lo que se anticipó el fin de semana es lo que está ocurriendo ahora. Pero, muchos analistas plantean temas que generan confusión. Lo primero es que Estados Unidos tiene superávit energético, es cierto. Importa menos hidrocarburo de lo que exporta en términos de dólares. Pero tenemos que conocer el problema central para analizarlo de manera precisa. EE UU posee unas 138 refinerías aproximadamente, fueron construidas en la década de 1960 para procesar petróleo barato que surgía de Venezuela y de Arabia Saudita que empezaba en ese momento a desarrollar su experiencia petrolera. Emiratos Árabes, que son grandes exportadores de hidrocarburos, recién empezaban a a generar su producción en 1962, es importante contextualizar.
El dato central a analizar es sobre las necesidades estratégicas actuales que tiene Estados Unidos, porque el 70% del petróleo Estados Unidos utiliza hoy para sus destilerías es pesado, del tipo de petróleo de Venezuela o el Escalante que se produce en la cuenca del Golgo San Jorge y lo refina Exxon.
Esto pasó desapercibido en los análisis de los gobernantes tanto de Chubut como de Santa Cruz en este tiempo en el cual la región ingresó en una crisis de hidrocarburos con la retirada de YPF. En concreto, Estados Unidos precisa que el 70% de todo el petróleo que refina sea pesado.
Cuando Hugo Chávez empieza a desengancharse del mercado estadounidense, genera un problema adicional que es de dónde Estados Unidos sustituirá ese petróleo. Actualmente, lo sustituye principalmente de Canadá y México. Por ejemplo, el primer país exportó en el 2024 el 22% del petróleo, Corea del Sur el 8% y México el 7%.
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El segundo elemento es el problema que se le presentó a Trump con su estrategia de aranceles con una política muy agresiva para recuperar su industria, totalmente ajeno a las ideas neoliberales que maneja, por ejemplo, Argentina. Creó beneficios para las industrias de capital norteamericano, pero también una serie de consecuencias en el mercado internacional. Una es que encareció coyunturalmente los hidrocarburos que importa. Canadá le subió los aranceles, al igual que México y Países Bajos que le vende el 7,2% del petróleo del Caribe.
Otro factor a analizar es que Estados Unidos tiene desde la década del 70, cuando se produce la crisis del petróleo, las reservas estratégicas. Son grandes cavas de sal que inyectan petróleo para cuando precise en usarlo. Durante el gobierno de Joe Biden se utilizaron casi la totalidad de esas reservas estratégicas, con lo cual Estados Unidos hoy no tiene capacidad de responder a su propio problema económico. El camino más directo que tiene es el petróleo venezolano.
Pero esa producción venezolana, haciendo valer su soberanía generó otras alternativas para comercializa, la compra China casi en un 90%.
LOA: ¿China es el gran perjudicado en este nuevo escenario?
RZ: No es una cuestión sólo de Estados Unidos contra China. Pienso que es una primera batalla entre el unilateralismo hegemónico sostenido por Estados Unidos desde la Segunda Guerra Mundial y el multilateralismo naciente.
De forma imprecisa se dice que en Venezuela no hay actividad económica, pero resolvieron el autoabastecimiento para su población. Hay empresas estadounidenses que forman parte del complejo petrolero que nunca se fueron. Por ejemplo, Chevron o Repsol están operando desde el régimen chavista, al igual que una firma italiana que lo hace sin problemas. Incluiso hay una asociación de empresas latinoamericamericanas radicadas en Texas que tienen sus propios intereses en Venezuela y operan de manera activa y permanente.
Por otro lado, lo que vino a hacer Trump es obturar el Gran Consenso del Caribe. Iban a poder utilizar el petróleo del Caribe en la economía norteamericana siempre y cuando dejaran que Venezuela generara su propia estrategia en términos de soberanía.
Hay que ver el nivel de urgencia que tiene el petróleo pesado para Trump, la primera medida importante que toma es capturar esos 50 millones de barriles. Hoy, Estados Unidos importa 8 millones de barriles diarios . Con Venezuela lo hará un precio más barato porque seguramente lo hará a un barril cercano a los USD 50 dólares, que es el precio que pagaría Estados Unidos sin aranceles.
Entonces acá hay una cadena de valor para las empresas de Estados Unidos protegidas por Trump que se benefician con Venezuela (Exxon, ConocoPhillips, Chevron) y las acciones siguen subiendo sin detenerse. También está Marathon Petroleum, por ejemplo, que son grandes refinerías que tiene Estados Unidos basados en petróleo pesado. Además de Halliburton y Schlumberger que son de servicios petroleros que se beneficiaron en Irak.
LOA: ¿Cómo es el circuito por el que se benefician?
RZ: Van a vender el precio al precio internacional del petróleo, pero van a adquirir petróleo subsidiado militarmente a menos de $50. Esto dicho por el propio Trump abiertamente, él está diciendo las cosas que está haciendo. Tiene un problema por que violó la totalidad de las normas internacionales pero tiene que cuidarse de no violar mucho las normas de su país, ahi tendrá un problema.
Esta es una operación compleja. Está revestida como una operación policial de la DEA pero claramente tiene todas las características de una operación militar. Y las operaciones militares tienen que pasar por el Congreso y esto no ha ocurrido ni parece que vaya a ocurrir en lo inmediato. En este caso hay una situación ambigua, para la legislación estadounidense todavía son solamente acciones policiales vinculadas al narcotráfico internacional aunque ya desde Estados Unidos se dice que el Cartel de los Soles no existe.
Vaca Muerta
LOA: ¿Si Estados Unidos recibe un barril barato, que pasará con el precio internacional de este commodities?
RZ: Hay que separar el escenario en dos partes. Por un lado la extracción lisa y llana y después hay una serie de mecanismos del comercio internacional difíciles de obviar. Estados Unidos puede ponerlo con un precio muy bajo, incluso casi simbólico, te diría. El primer dato que anticipa esta decisión de Estados Unidos es que uno de los buques que fue capturado -hay seis en total que están inhibidos para para generar comercio- que no devoldvió la carga. Es ilegal en términos internacionales, incluso para la ley de Estados Unidos. Todo es extremo y se lleva de manera urgente.
LOA: ¿Pero se pronistica una baja y eso daña a Vaca Muerta?
RZ: Ya se produjo una leve baja. En cualquier situación de guerra hubiera subido, salvo que las bolsas conozcan que exista una operación atrás de esto en el cual están involucradas las propias petroleras que dominan la economía de Estados Unidos que sigue siendo el principal importador de hidrocarburos del mundo.
Para analizar Vaca Muerta, hay que separar el petróleo y el gas. Vaca Muerta es un excepcional negocio en términos de gas que va a seguir creciendo. Y el petróleo está asociado a ese gas.
Pero lo que lo que se desenganchó con el sheil – tambien ocurre en Estados Unidos- es que se generó toda una economía nueva del gas y por otra parte se trastoca de alguna manera o se va transformando la economía del petróleo. Pero cuando hablamos de economía del gas estamos hablando de una novedad significativa.
Recientemente Panamericana Energy y Continental Resources comunicaron una adquisición por parte de Continental para ingresar a la zona de la Cuenca Neuquina. Es la principal empresa del sheil de Estados Unidos y además es una de las que controla globalmente el negocio del gas, muy beneficiada por la guerra de Ucrania porque es de la que más gas le vende a Europa.
Ahora, Total -está presente en la Cuenca Austral– le compró un 40% de otros yacimientos en Estados Unidos a Continental. Lo que sucede es que se está cerrando un fenomenal negocio con el gas entre muy pocas empresas y también lo que está pasando es que están desenganchando el gas de las estrategias del desarrollo territorial.
LOA: ¿Qué significa esto?
RZ: El gas va a formar parte del comercio internacional generando algún crecimiento económico, claramente, pero no va a estar vinculado al desarrollo y la industrialización de los territorios de la región. Y estamos asistiendo a una serie de decisiones en la cual hay pactos por exportación que no tienen menos de 20 o 30 años a futuro.
Entonces lo que está ocurriendo en el mundo comercial es que se está separando el recurso natural y estamos cada vez más lejos de industrializar nuestro gas y estamos cada vez más cerca de primarizar la economía.
El fuerte avance de la producción de shale oil en Vaca Muerta permitió que la Argentina alcanzara en 2025 niveles históricos de producción de crudo y se posicionara como el cuarto mayor productor de petróleo de Sudamérica, superando a Colombia y con el objetivo de ingresar al podio regional en 2026.
Este desempeño tiene a la provincia del Neuquén como protagonista central, consolidándose como motor del desarrollo energético nacional a partir de un modelo que combina inversión, planificación, institucionalidad y previsibilidad para el sector hidrocarburífero.
Durante el último año, el crecimiento de la producción no convencional se apoyó en un conjunto de políticas provinciales que facilitaron el desembarco de capitales, el desarrollo de infraestructura y la consolidación de la licencia social necesaria para sostener un proceso de expansión de largo plazo.
Uno de los pilares del modelo neuquino fue la definición de reglas claras y estables. El gobernador Rolando Figueroa reiteró en distintos foros nacionales e internacionales que la energía constituye una política de Estado en la provincia, lo que permitió ofrecer seguridad jurídica y previsibilidad fiscal a los inversores.
Ese mensaje fue reforzado en escenarios clave como la Offshore Technology Conference de Houston, donde Neuquén presentó a Vaca Muerta como un activo estratégico con condiciones institucionales sólidas para el desarrollo sostenido de proyectos de gran escala.
La provincia mantuvo una política coherente en materia de permisos, concesiones y contratos, sin cambios abruptos en las reglas de juego, lo que resultó determinante para sostener inversiones incluso en un contexto de volatilidad de la política energética a nivel nacional.
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En paralelo, el fortalecimiento de la institucionalidad fue otro factor central. El Gobierno neuquino consolidó una autoridad de aplicación con capacidad técnica propia, conocimiento del territorio y continuidad administrativa, lo que permitió una gestión ordenada y eficiente de los recursos hidrocarburíferos.
La planificación técnica permanente, impulsada desde el ministerio de Energía, permitió definir metas claras, evaluar resultados y garantizar una administración responsable del crecimiento productivo, tanto en el segmento convencional como en el no convencional.
Dentro de este esquema, la empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén se consolidó como una herramienta estratégica del Estado para articular capital privado, gestionar áreas productivas y promover proyectos de valor agregado.
GyP participa hoy en asociaciones con operadoras líderes y administra más de un centenar de áreas reservadas para exploración y producción, cumpliendo un rol clave en la transición desde el convencional hacia el desarrollo masivo del shale.
La infraestructura fue otro eje determinante. Neuquén sostuvo una fuerte inversión en rutas, logística, energía y servicios, con el objetivo de reducir costos operativos y mejorar la competitividad de la producción de petróleo y gas, incluyendo obras estratégicas como el bypass de Añelo.
Estas inversiones permitieron acompañar tanto la actividad en áreas maduras como el crecimiento acelerado del no convencional, garantizando condiciones de seguridad y eficiencia para las operaciones en toda la cuenca.
El ministro Ignacio Jarsún recibió al secretario General de ASIJEMIN, Marcelo Mena, a los fines de trazar ejes de trabajo comunes para la actividad.
Con el objetivo de avanzar hacia una provincia más integrada, el ministro de Gobierno y Justicia, Ignacio Jarsún, se reunió con el secretario General de la Asociación Sindical del Personal Jerárquico, Profesional y Técnico de la Actividad Minera en Argentina (ASIJEMIN), Marcelo Mena.
Durante el encuentro, dialogaron sobre la importancia de actualizar la legislación vigente, integrar a todas las comunidades y analizar los requerimientos actuales para el desarrollo del cobre, la plata y el oro. Asimismo, coincidieron en potenciar la formación profesional a través de la conjunción empresas, sindicatos y Gobierno provincial.
Salta crece con la minería como aliado estratégico
“Tal como nos pide el gobernador Gustavo Sáenz, mantenemos un diálogo constante y abierto con los distintos sectores; ese vínculo directo nos permite priorizar las demandas locales urgentes, y dar respuestas mucho más rápidas y eficientes”, sostuvo Jarsún.
Por su parte, Mena expresó: “Nos ponemos a disposición de esta gestión para tener la mejor minería en Salta. Queremos trabajar conjuntamente en políticas que beneficien tanto a los trabajadores como a la comunidad en general”.
Participaron también en la reunión el concejal por Capital, Luis Arias, e integrantes del equipo de la Asociación, Diego Medina y Roberto Velázquez.
Los primeros nueve meses del 2025 mostraron un crecimiento de 10,5% de la actividad en los puertos bonaerenses administrados por los consorcios de gestión provincial respecto al mismo periodo del 2024, según el último informe de Monitoreo Portuario que realiza el ministerio de Producción bonaerense.
En lo que respecta al tercer trimestre – julio a septiembre- se movilizaron 41,9 millones toneladas de carga que incluyen materiales sueltos como granos, pesca, combustible y otros commodities.
El estudio de la actividad portuaria también registró un gran crecimiento en el sector de contenedores, con un total de 395.419 en los primeros nuevos meses de 2025, 77,4% más que en 2024, donde el puerto de Dock Sud se destacó por su capacidad de movimiento de mercancías. Mientras que el movimiento de buques aumentó un 12,9% y la circulación de camiones un 24,5% en los primeros nueve meses del 2025.
Energía, Vaca Muerta y las inversiones en Coronel Rosales: las claves en el crecimiento
Uno de los rubros más determinantes en el repunte fue el crecimiento de la actividad logística en el sector energético.
A partir del crecimiento productivo de vaca Muerta y las últimas inversiones realizadas en la terminal del Puerto de Coronel Rosales que incrementaron en casi un 20% la capacidad de almacenamiento, el movimiento de crudo creció un 70,6% interanual.
Esa cifra equivale a 5 millones de toneladas durante los primeros nueve meses del 2025.
En ese marco, los productos vinculados al petróleo crudo, combustibles líquidos y gases representaron un 48% del total de carga a granel o movilizada, un dato que advierte sobre la fuerte concentración de la actividad portuaria.
Mejora en las exportaciones a granel y de contenedores
La mejora de las exportaciones a granel estuvo motorizada por el aumento en las exportaciones que se ubicó en casi 24 millones de toneladas, la mejor cifra en siete años.
En el caso de los contenedores, el gran salto se produjo gracias a la incorporación de nuevos servicios con el dominio de la Terminal de Dock Sud .
A ello hay que agregar las recuperaciones de trasbordo con Paraguay que facilitaron la conectividad marítima.
Detrás de la actividad energética (48%) se ubicó el sector de cereales y oleaginosas con un 36% sobre el total, consolidando el perfil más tradicional de la actividad portuaria provincial.
El ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, detalla la estrategia que desplegará la provincia para fortalecer a Vaca Muerta ante las posibles consecuencias de la reactivación de Venezuela en el mercado del petróleo.
La captura de Nicolas Maduro, presidente de Venezuela y la posibilidad de que nuevas inversiones incrementen la oferta de crudo desde ese país no pasó desapercibida en Vaca Muerta. La primera semana de enero transcurrió con reuniones entre operadoras y representantes del gobierno provincial para analizar, entre otras cosas, el impacto de las medidas anunciadas por EE.UU.
La noticia no tomó por sorpresa a las compañías de Vaca Muerta que hace años veían como ineludible la posibilidad de que el régimen de Maduro llegara a su fin y permitiera la vuelta al ruedo de Venezuela al comercio internacional.
Tras su captura, las conversaciones se centraron en la posibilidad de que el país caribeño retome una senda de producción que alcance los 3 millones de barriles diarios, incremente el comercio de gas, los plazos en los que se darían estos cambios y los efectos que eso tendría en el futuro de Vaca Muerta.
Ante esta posibilidad, la gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, enfatiza en la necesidad de reducir los costos en la Cuenca Neuquina para hacer más competitivos el gas y el petróleo de Vaca Muerta. En esa clave, adelantaron que en 2026 se buscará acelerar el plan para mejorar la infraestructura vial a fin de mejorar los tiempos de la logística.
Además, advirtió a las empresas sobre las ventajas de incrementar el uso de arenas de cercanía para estimular hidráulicamente los pozos no convencional, en oposición a la arena de Entre Ríos.
Neuquén analiza el efecto Venezuela
En conversación con EconoJournal, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, afirmó que “los países con grandes reservas de hidrocarburos siempre tendrán un efecto en el mercado global. Entendemos que en el corto plazo no veremos grandes cambios, en el mediano plazo existen dudas, pero sabemos que a largo plazo habrá un impacto mundial”.
El ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, analizó el impacto sobre Vaca Muerta de una eventual reactivación de la industria petrolera en Venezuela. Si bien no hay temor por la competencia que pueda generar en el mercado el crudo venezolano -que es más pesado que el Medanito que comercializa argentina- los efectos que pueda tener la presencia de Venezuela sobre el precio del barril del Brent sí se presentan como un interrogante entre las compañías.
En este contexto, el ministro de Energía sostuvo que “desde Neuquén tenemos que seguir trabajando en el costo de producción y entendemos que tenemos que hacer un trabajo estratégico para reducir los costos del barril y de la molécula de gas. Para esto hay que dar reglas claras e invertir en infraestructura. Todo lo que hacemos está en esa línea ante la posibilidad de que en algún momento puede pasar algo que inunde (de crudo) el mercado”.
El ministro aseguró que la estrategia de la provincia para trabajar en este sentido apunta a acelerar las mejoras en las rutas provinciales que permiten conectar Vaca Muerta para reducir las demoras y embotellamientos que hoy presentan y construir nuevas redes eléctricas. Estimó que esta nueva infraestructura impactaría en una reducción del 20% de los costos de las empresas.
Las claves del plan de Neuquén para reducir tiempos de transporte
El plan incluye para este año la ejecución de un total de nuevos 264 kilómetros de rutas que se suman a los 400 que se ejecutaron o iniciaron en 2025. Entre estas, contempla la pavimentación de las rutas provinciales 8 y 17 por un total de 51 kilómetros cruciales para la logística de Vaca Muerta.
Se suman las rutas 7 y 17 donde se están asfaltando 23 kilómetros. Mientras que está próxima a comenzar la obra que suma 19 kilómetros de la duplicación de calzada en la ruta 67 que conecta a la ciudad de Neuquén con Vista Alegre Norte y la región de Vaca Muerta.
El inicio de 2026 encuentra al mercado energético internacional atravesado por un episodio de fuerte impacto geopolítico: la intervención de Estados Unidos en Venezuela y la captura del presidente Nicolás Maduro, un hecho que volvió a poner en discusión la seguridad del suministro petrolero en la región.
El hecho generó reacciones en distintos países y reabrió el debate sobre el rol de los recursos energéticos estratégicos en América Latina, en un contexto de creciente atención por la estabilidad de la oferta.
En ese contexto de crisis e incertidumbre, Argentina reaparece como una oportunidad concreta para la inversión en energía. Vaca Muerta, una de las mayores formaciones de hidrocarburos no convencionales del mundo, se consolida como un activo estratégico en un momento en el que los inversores buscan previsibilidad, escala productiva y marcos regulatorios más claros. Mientras otros países enfrentan tensiones institucionales o limitaciones operativas, el shale argentino mantiene su atractivo de largo plazo.
A lo largo de 2025, el sector energético local mostró señales claras de evolución. Se sucedieron anuncios de inversión, acuerdos estratégicos entre compañías locales e internacionales y avances sostenidos en proyectos clave de exploración y producción. La actividad en la cuenca neuquina registró un incremento significativo en la perforación de pozos y en la aplicación de nuevas tecnologías, lo que permitió mejorar la productividad y reducir costos operativos.
En paralelo, el Gobierno nacional impulsó una agenda de reformas orientadas a fortalecer la competitividad del sector. Las iniciativas en materia laboral y fiscal apuntaron a mejorar la eficiencia del entramado productivo, reducir rigideces históricas y generar condiciones más atractivas para la llegada de capitales. En un negocio intensivo en inversiones y de retornos de largo plazo, estos cambios son observados de cerca por los principales jugadores de la industria.
RIGI, transporte y el salto de escala de Vaca Muerta
En esta nueva etapa, el desarrollo de Vaca Muerta enfrenta un desafío distinto al de sus primeros años: transformar el crecimiento productivo en una plataforma sostenible de exportaciones. En ese marco, la implementación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aparece como una herramienta central para aportar previsibilidad fiscal, cambiaria y regulatoria a proyectos de gran escala, especialmente en un sector intensivo en capital como el energético.
Uno de los puntos críticos es la infraestructura de transporte. El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) apunta a resolver uno de los principales cuellos de botella del yacimiento mediante la construcción de un nuevo oleoducto y una terminal portuaria sobre el Atlántico, con una capacidad inicial estimada en más de 500.000 barriles diarios, ampliable en función de la evolución de la producción. Este tipo de obras resulta indispensable para reducir costos logísticos y viabilizar el salto exportador.
YPF cumple un rol clave en este proceso, tanto por su peso específico en la producción no convencional como por su capacidad de articular inversiones junto a otras compañías del sector y coordinar acuerdos con el Estado nacional. La alineación entre Nación, provincias productoras y empresas privadas aparece como un factor determinante para acelerar plazos y reducir la incertidumbre asociada a inversiones de largo plazo.
De acuerdo con estimaciones del sector, los proyectos vinculados a transporte y exportación asociados a Vaca Muerta implican compromisos de inversión por varios miles de millones de dólares en los próximos años. Más allá de los montos, el punto central es que, con reglas de juego claras, infraestructura adecuada y coordinación público-privada, el yacimiento comienza a transitar una etapa de consolidación que lo posiciona como un activo estratégico para la economía argentina.
El desafío de pasar de la expectativa al desarrollo sostenido
Los resultados comienzan a reflejarse en los indicadores. La producción de petróleo no convencional alcanzó nuevos máximos, con Vaca Muerta como principal motor del crecimiento. La expansión del shale permitió no solo cubrir una mayor proporción de la demanda interna, sino también fortalecer el perfil exportador del país, con impacto directo en la balanza comercial energética.
Sin embargo, el desafío no se limita a producir más. La infraestructura aparece como una pieza clave para sostener las expectativas hacia 2026. Proyectos de transporte y evacuación de crudo y gas, como nuevos oleoductos y ampliaciones de capacidad, resultan determinantes para evitar cuellos de botella y viabilizar un salto en las exportaciones. En este sentido, la articulación entre el sector público y privado será central para acompañar el ritmo de crecimiento productivo.
Las proyecciones para 2026 muestran un escenario de consolidación. Empresas líderes del sector anticipan planes de inversión de gran escala, con foco en aumentar la producción, mejorar la eficiencia y posicionar a la Argentina como un actor relevante en el mercado energético regional. Al mismo tiempo, el desarrollo de proyectos asociados al gas natural y la posibilidad de avanzar en iniciativas de licuefacción amplían el horizonte de oportunidades.
El operativo se desarrolla en la planta de gas El Cóndor e incorpora tecnología terrestre y aérea para detectar emisiones, mejorar la seguridad operativa y reducir el impacto ambiental. Participaron de la primera medición autoridades del Ministerio de Energía y Minería.
El Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz presenció este miércoles, a través de la Subsecretaría de Control Técnico Operativo de la Cuenca Austral, dependiente de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, el inicio de dos jornadas de medición de emisiones de gas metano que lleva adelante la operadora Ven Oil S.A. en la planta de gas El Cóndor, junto a la empresa contratista MES.
Durante el operativo, se están relevando emisiones de gas metano mediante dos metodologías complementarias, con el objetivo de obtener un control preciso y confiable de las emisiones generadas por la instalación.
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Por un lado, se realizan mediciones a nivel de componentes mediante el uso de cámaras ópticas, lo que permite detectar y cuantificar emisiones fugitivas y venteos directamente en los distintos elementos de la planta; y de manera complementaria, se miden las emisiones totales de la planta, mediante un drone equipado con sensores TDLAS, que permite controlar la cantidad de metano que ingresa y egresa del establecimiento.
A través de esta tecnología se generan “paredes” y un “techo” virtual alrededor de la planta, posibilitando una medición aérea integral.
El objetivo central del procedimiento, es verificar que la sumatoria de las emisiones relevadas a nivel terrestre sea de una magnitud similar a la detectada mediante la medición aérea, fortaleciendo así la confiabilidad de los controles.
El aprendizaje sobre minería suma una nueva herramienta digital. El Grupo Educativo ADM presentó un canal educativo en YouTube con contenidos audiovisuales pensados para el aula, orientados a explicar procesos complejos de forma clara y cercana para niños.
La propuesta se apoya en animaciones generadas con inteligencia artificial y en un enfoque local. Los videos muestran paisajes, ejemplos y actividades reales de la minería argentina, con un lenguaje accesible y adaptado al contexto del país.
El canal funciona como una currícula audiovisual completa. Incluye materiales sobre qué es la minería, los distintos tipos de minas y las etapas del proceso, desde la exploración hasta el cierre responsable, con un recorrido didáctico y visual.
El proyecto mantiene actividad durante el verano. Se sumarán nuevos episodios y temáticas para ampliar la biblioteca digital, con la meta de llegar al ciclo lectivo 2026 con un catálogo robusto y de acceso libre desde cualquier dispositivo.
Cada video cuenta con un respaldo tecnológico adicional. “Anita” es un chatbot con IA que acompaña los contenidos, alojado en la web de ADM, y permite a docentes y familias consultar información verificada y validada por profesionales del sector.
Lo que comenzó como acuerdos de intención en oficinas gubernamentales ya se siente en los pasillos de las operadoras en Medio Oriente.
El interés de los Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudita por Vaca Muerta ha pasado a una fase operativa crítica: la captación de talento especializado para trasladarse a la Cuenca Neuquina.
El factor humano: La señal definitiva
Fuentes cercanas a la industria en Abu Dhabi confirman que las grandes operadoras del Golfo ya están tanteando a ingenieros y especialistas con experiencia en exploración que posean una ventaja competitiva clave: el dominio del español y el árabe.
“Cuando a esta gente se les mete algo entre ceja y ceja, nadie los aparta de lo que se proponen”, comenta un ingeniero petrolero con base en los Emiratos. Esta determinación es la que hoy pone a Argentina en el centro de la estrategia global de ADNOC y sus brazos inversores.
Los tres pilares de la revolución árabe en 2026
ADNOC y el GNL: La firma del acuerdo para el proyecto Argentina LNG no es solo un papel. La logística para construir plantas de licuefacción en Río Negro requiere una transferencia de tecnología y personal que ya está en marcha.
Saudi Aramco: El gigante saudí busca replicar su eficiencia operativa en el shale argentino. Su llegada no solo trae capital, sino una visión de largo plazo que busca asegurar el suministro energético global.
Fondos Soberanos (Mubadala): El interés se extiende a la infraestructura. La capacidad de estos fondos para invertir “a bolsillo propio” acelera tiempos que tradicionalmente dependen de financiamiento bancario complejo.
Un nuevo mapa de competitividad
Este cambio de mapa encuentra a las empresas nacionales en su mejor momento. El liderazgo de operadoras locales, que hoy llevan adelante el grueso de la producción, se verá potenciado por esta inyección de capital extranjero. La combinación es potente: conocimiento geológico local más el músculo financiero de Medio Oriente.
Con exportaciones que apuntan a los US$ 30.000 millones, Vaca Muerta deja de ser una esperanza para convertirse en la realidad que el mercado global demanda. El 2026 será, sin duda, el año de la integración cultural y técnica entre el Golfo y la Patagonia.
Los precios del petróleo subieron más de un 1% el lunes debido a que los abundantes suministros globales compensaron las preocupaciones sobre el impacto en los flujos de Venezuela, hogar de las mayores reservas mundiales, tras la captura por parte de Estados Unidos del presidente de ese país, Nicolás Maduro.
Los futuros del crudo Brent subieron 96 centavos, o un 1,58%, a 61,71 dólares por barril, mientras que el crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI) ganó 95 centavos, o un 1,66%, a 58,27 dólares.
Los índices de referencia subieron más de 1 dólar en las operaciones de media mañana después de haber caído más de 1 dólar anteriormente en una sesión agitada, mientras los inversores digerían la noticia de la captura de Maduro y de que Washington tomaría el control del miembro de la OPEP cuyas exportaciones de crudo habían estado bajo un embargo estadounidense que sigue vigente.
Mercado abastecido en medio de la tensión geopolítica
En un mercado global con abundante suministro de petróleo, los analistas dijeron que cualquier interrupción adicional a las exportaciones de Venezuela tendría poco impacto inmediato en los precios. La producción de petróleo en el país se ha desplomado en las últimas décadas en medio de una mala gestión y una falta de inversión de empresas extranjeras después de que Venezuela nacionalizara las operaciones petroleras en la década de 2000.
La producción promedió alrededor de 1,1 millones de bpd el año pasado, o apenas el 1% de la producción mundial. Kazuhiko Fuji, consultor del Instituto de Investigación de Economía, Comercio e Industria de Japón, señaló también que los ataques estadounidenses no habían dañado la industria petrolera del país sudamericano.
La presidenta interina de Venezuela, Delcy Rodríguez, ofreció el domingo colaborar con Estados Unidos. “Esto reduce el riesgo de un embargo prolongado a las exportaciones petroleras venezolanas, con el petróleo potencialmente fluyendo libremente fuera de Venezuela en poco tiempo”, dijeron los analistas de SEB.
El boom de la minería no es exclusivo de la Argentina en tiempos del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y la llegada de inversiones con el nuevo gobierno de Javier Milei, aunque sí es motor de un salto inédito global para el sector.
Las empresas mineras registran una valuación de mercado récord y con grandes proyectos en el mundo, millonarios en el país, suman más de u$s 2,17 billones en capitalización bursátil (más de u$s 800.000 millones lo sumaron solo en 2025).
De las 10 empresas mejor valuadas del mundo y las que llegaron a triplicar su valor, siete tiene proyectos en la Argentina. Y casi todas pidieron entrar al RIGI.
El yacimiento volvió a ubicarse en la cima del ranking de producción y quedó a las puertas de un hito inédito para la industria local ¿Qué otras áreas se consolidan como las mayores productoras del país?
La producción petrolera argentina volvió a mostrar en noviembre de 2025 una foto cada vez más nítida: el corazón del sistema energético nacional late en Vaca Muerta y lo hace de la mano de un número reducido de bloques que explican una parte sustancial del shale total, con Loma Campana al frente.
El país alcanzó una producción promedio de 843.069 barriles diarios, con una leve contracción mensual del 0,76%, pero con un crecimiento interanual contundente del 12,47%, traccionado casi exclusivamente por el desarrollo del shale oil.
Loma Campana explicó por sí sola el 11% de todo el petróleo producido en el país durante el mes. Además, mostró un crecimiento mensual del 7,84%, suficiente para recuperar el liderazgo y desplazar a La Amarga Chica del primer puesto.
Ese contraste entre una baja coyuntural y una suba sostenida en términos anuales resume la dinámica actual del sector: ajustes operativos de corto plazo conviven con una expansión estructural del no convencional, que sigue desplazando al petróleo tradicional tanto en volumen como en relevancia estratégica.
Dentro de ese escenario, Loma Campana volvió a ubicarse en la cima del ranking de producción y quedó a las puertas de un hito inédito para la industria local.
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El yacimiento, operado por YPF, produjo en noviembre 92.742 barriles diarios, apenas 7.258 barriles por debajo del umbral simbólico de los 100.000 barriles diarios, una cifra que ningún yacimiento individual había alcanzado hasta ahora en la Argentina.
El desempeño del área no solo es relevante por el volumen absoluto, sino por su peso relativo: Loma Campana explicó por sí sola el 11% de todo el petróleo producido en el país durante el mes. Además, mostró un crecimiento mensual del 7,84%, suficiente para recuperar el liderazgo y desplazar a La Amarga Chica del primer puesto.
Este comportamiento reafirma el rol de Loma Campana como emblema del desarrollo no convencional. Se trata de un bloque que combina escala, continuidad operativa y aprendizaje acumulado, y que funciona como referencia técnica para el resto de los proyectos de shale en el país.
El dominio de YPF en el shale neuquino
El ranking de noviembre deja en evidencia una concentración poco habitual: los tres bloques más productivos de la Argentina pertenecen a la misma formación geológica y al mismo operador.
Detrás de Loma Campana se ubicó La Amarga Chica, también bajo operación de YPF, con una producción de 84.600 barriles diarios, equivalente a cerca del 10% del total nacional.
YPF, Vaca Muerta, Hidrocarburos los tres bloques más productivos de la Argentina pertenecen a la misma formación geológica y al mismo operador: YPF. El podio se completa con Bandurria Sur, otro desarrollo shale de la petrolera de mayoría estatal, que alcanzó los 61.622 barriles diarios y aportó el 7,31% del crudo argentino.
En conjunto, estas tres áreas explican más de una cuarta parte de toda la producción del país, un dato que grafica con claridad la centralidad que alcanzó Vaca Muerta dentro del esquema energético nacional.
Este dominio no es casual. Responde a una estrategia de concentración de inversiones, optimización de costos y estandarización de procesos que permitió escalar la producción en un contexto macroeconómico complejo y con restricciones de infraestructura aún vigentes.
El convencional resiste, pero pierde terreno
Más allá del protagonismo del shale, el ranking también muestra que el petróleo convencional mantiene presencia, aunque con un peso relativo cada vez menor.
En el cuarto lugar se ubicó Anticlinal Grande–Cerro Dragón, operado por Pan American Energy, con una producción de 57.567 barriles diarios, lo que representa el 6,83% del total nacional.
En la misma cuenca del Golfo San Jorge, Manantiales Behr, todavía bajo operación de YPF, aportó 24.739 barriles diarios, equivalentes al 2,93% de la producción del país.
Ambos casos confirman que las áreas maduras siguen siendo relevantes, pero también exhiben las limitaciones estructurales de un modelo que enfrenta mayores costos, declino natural y una necesidad creciente de incentivos para sostener la actividad.
Shale privado y diversidad operativa
El quinto lugar del ranking fue para Bajada del Palo Oeste, operado por Vista Energy, con 52.256 barriles diarios y una participación del 6,20%. Se trata del proyecto shale privado más relevante del país y una señal de que, aunque YPF lidera el proceso, existe espacio para otros jugadores en el desarrollo no convencional.
La formación neuquina viene creciendo a pasos agigantados, mientras que la reconstrucción de Caracas será larga, costosa y todavía presenta mucha incertidumbre. Las fortalezas locales frente al potencial de Caracas.
La líder de la oposición venezolana envió un mensaje sencillo a la industria energética estadounidense el pasado marzo: Vengan a por nuestro petróleo.
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En una videoconferencia con ejecutivos en la CERAWeek en Houston, María Corina Machado prometió que el sector petrolero venezolano, nacionalizado en la década de 1970 y objeto de una mayor expropiación bajo el Gobierno de Hugo Chávez en la década de 2000, se abriría al capital privado.
La producción estaría “totalmente impulsada por el sector privado”, los activos de la petrolera estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) se subastarían y los inversores estarían protegidos por nuevos contratos, así como por el arbitraje internacional y la supervisión del FMI y el Banco Mundial.
La planificación industrial, el ordenamiento territorial y la logística marcaron el año en distintas regiones de Neuquén. Parques industriales, nuevas inversiones y una ley clave muestran un escenario que sigue en expansión.
El balance anual de la industria neuquina dejó avances significativos en planificación, infraestructura y radicación de inversiones, con impacto directo en el desarrollo económico y la generación de empleo en distintas regiones de la provincia. A través del trabajo de la subsecretaría de Industria, se fortaleció la gestión industrial en la Región Confluencia, la Comarca Petrolera, Vaca Muerta y la Región del Pehuén, con una estrategia orientada a la logística, el ordenamiento territorial y la consolidación de empresas.
Uno de los ejes centrales del período fue la implementación progresiva de la Ley 3502 – “Invierta Neuquén”, un marco normativo que promueve un modelo innovador de inversiones con enfoque regional, desarrollo sostenible, incentivos para nuevos proyectos y fortalecimiento de las empresas ya instaladas. La normativa apunta, además, a generar empleo genuino y diversificar la matriz productiva en todo el territorio provincial.
Región Confluencia: parques, logística y recuperación de suelo productivo
En la Región Confluencia se consolidó la gestión integral del Parque Industrial Neuquén (PIN) y del sector Z1, a través del Consorcio de Administración. Durante el año se avanzó en un proceso estratégico de regularización de activos, que permitió recuperar 343.911,72 metros cuadrados en sectores clave como Z1 Norte, la ex base aérea y el área de servicios, superficies que podrán destinarse a nuevos proyectos productivos.
El Parque Industrial cuenta con 940 hectáreas administradas y 330 empresas radicadas. En ese contexto, se concretaron cuatro decretos de adjudicación en venta, con inversiones comprometidas por 1.280 millones de pesos, que implican la creación de 92 nuevos puestos de trabajo.
En infraestructura, se avanzó en la planificación técnica del sector Z1 Sur, con la apertura de sobres para los estudios de base del masterplan. En paralelo, continúan las obras de servicios y regularización dominial en distintos sectores del parque. En Z1 Norte, la obra de electrificación presenta avances relevantes y beneficiará a 35 empresas en 240 hectáreas, generando un ahorro estimado de 200 mil dólares, que será reinvertido en la red de agua.
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También se coordinaron acciones con el EPAS para redes de agua y cloacas en los sectores Gran Industria y Centenario, se aprobó una nueva etapa de iluminación urbana y se implementó un sistema de riego sostenible. En Servicios y Ex Base Aérea, los trabajos se enfocan en la reparación integral de calles, la normalización de la red de agua y el traspaso de titularidad, mientras que en PIN Este se gestiona la ampliación de la red troncal de cloacas.
La estrategia regional prioriza la consolidación del Nodo Logístico Metropolitano, fortaleciendo al sector Z1 como punto clave para el transporte de cargas. A su vez, el proyecto de la Plataforma Logística de Neuquén avanza en el corredor Centenario–Neuquén–Plottier, en articulación con el corredor productivo Neuquén–Añelo–Zapala, dentro del Plan Logístico Provincial.
Comarca Petrolera, Vaca Muerta y Región del Pehuén
En la Región Comarca Petrolera se registraron avances en la radicación de nuevos proyectos industriales y en la regularización administrativa de empresas ya instaladas. Actualmente se evalúan 10 solicitudes de radicación, entre ellas una planta de tubos flexibles con una inversión superior a los 7 millones de dólares y la creación de 50 puestos de trabajo directos. En Plaza Huincul, se avanzó en los estudios técnicos para el desarrollo de 400 hectáreas destinadas a infraestructura industrial.
En Vaca Muerta, se continúa trabajando en el masterplan del Parque Industrial de Añelo, que cuenta con 736 hectáreas totales. Ya se iniciaron los procesos licitatorios y se proyecta una primera etapa sobre 230 hectáreas, además de la tramitación de un agrupamiento industrial y de servicios privados fuera de ejido. En materia de conectividad, se avanza en la planificación del trazado ferroviario hacia Añelo, obra estratégica para el transporte masivo de insumos en el corredor Vaca Muerta–Zapala–Bahía Blanca y Chile.
Pan American Energy (PAE), la segunda petrolera privada de la Argentina, se asoció con el mayor productor no convencional de Estados Unidos para la transferencia del 20% de participación en cuatro bloques en Vaca Muerta en Neuquén y Río Negro. El objetivo es combinar el despliegue territorial de PAE con la experiencia técnica de Continental.
Pan American Energy (PAE) y Continental Resources anunciaron este lunes una asociación estratégica con el fin de dinamizar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en la formación Vaca Muerta. La operación consiste en la adquisición, por parte de la firma estadounidense, del 20% de la participación que PAE posee en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa, en Neuquén, junto con el bloque Loma Guadalosa, en Río Negro.
PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques, pero sumará el know how súper especializado en operaciones no convencionales de Continental Resources, la compañía del multimillonario Harold Hamm, conocido como el «rey del fracking», que en noviembre cerró la compra a Pluspetrol del 90% de su participación en el bloque Los Toldos II Oeste, en Neuquén.
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Durante décadas Continental fue pionera en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos. Con una producción diaria que alcanza los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día en 2025 y más de 5.200 pozos operados, su trayectoria se define por la innovación tecnológica, la disciplina operativa y una gestión financiera responsable.
A nivel internacional, Continental aplica el mismo rigor técnico y una visión de desarrollo a largo plazo a nuevas oportunidades, incluyendo Vaca Muerta. El cierre del acuerdo está sujeto a la aprobación de la transferencia de las participaciones por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro.
PAE y Continental en alianza estratégica
Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, afirmó que “esta relación estratégica con una las principales compañías de petróleo y gas independientes de Estados Unidos busca acelerar el desarrollo de las cuatro áreas en ambas provincias. Como socio no operador, Continental nos aportará su know-how en derisqueo, desarrollo y eficiencia de operaciones con el objetivo de poner en valor los enormes recursos no convencionales que tiene nuestro país”.
«Vaca Muerta es una de las formaciones de shale más atractivas del mundo y estamos entusiasmados de continuar invirtiendo en Argentina y consolidar la posición de Continental a través de este acuerdo con Pan American Energy», dijo Doug Lawler, presidente y director ejecutivo de Continental Resources, en un comunicado de las empresas.
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“PAE es un operador altamente capacitado -agregó Lawler- con una profunda experiencia en la cuenca. Tenemos muchas expectativas en aprender de PAE y de compartir la experiencia de Continental en recursos no convencionales para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta».
PAE lleva más de 50 años con presencia en Neuquén y es uno de los mayores productores del desarrollo no convencional. En la cuenca neuquina, la compañía produce 12 millones de m³ diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, lo que significa un total cercano a 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED).
En esta provincia PAE opera siete áreas, seis de ellas en etapa de desarrollo, y participa como socio no operador en otras dos. En Río Negro la compañía opera el área Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación no convencional otorgada por dicha provincia.
La suba de precios internacionales explicó el salto de las ventas externas en 2025, con exportaciones cercanas a los US$6000 millones y un aporte neto de divisas en máximos; litio y cobre, los negocios que vienen.
En momentos en que el Gobierno de Javier Milei envía señales a los mercados en busca acelerar inversiones y ampliar la oferta de dólares en un país que aún no afianzó su nivel de reservas, la minería vuelve a ocupar un lugar central en la economía. El sector cerró 2025 con un desempeño histórico en materia de exportaciones, apalancado en el fuerte repunte de los precios internacionales del oro y la plata.
Según un informe conjunto de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR), las ventas externas mineras habrían alcanzado cerca de los US$5900 millones, arrojaron los cálculos de ambas entidades con datos provisorios hasta noviembre, lo que implica un crecimiento cercano al 27% interanual y la mayor participación del sector en el total exportado por la Argentina desde que existen registros.
Con ese resultado, la actividad minera consolidó su posición como uno de los principales generadores netos de divisas de la economía, junto con el agro.
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El informe, sin embargo, advierte que el récord convive con una dinámica a varias velocidades. El oro y la plata explican alrededor del 81% de las exportaciones mineras, impulsadas casi exclusivamente por precios en máximos históricos. Los volúmenes físicos de producción, en cambio, muestran una tendencia contractiva desde 2019, reflejo de la madurez de yacimientos que operan desde la década de 1990 y de la escasa incorporación de nuevas inversiones en los últimos años.
De las ocho operaciones metalíferas activas, al menos la mitad presenta un horizonte de producción inferior a cuatro años, una señal de alerta para un rubro clave en la generación de dólares.
En contraposición, el litio exhibe un comportamiento muy distinto. Aun en un contexto de precios internacionales más bajos, la producción creció con fuerza gracias a inversiones superiores a los US$7000 millones que permitieron poner en marcha siete plantas productivas.
Para 2025, la producción anual podría ubicarse en el rango de 100.000 a 110.000 toneladas de carbonato de litio equivalente, un salto de entre 35% y 45% respecto de 2024. Las exportaciones, sin embargo, apenas superarían los valores de 2023, uno de los años de precios más elevados, lo que refleja el impacto del ciclo bajista internacional.
Más allá de las diferencias por mineral, la minería mantiene un rasgo estructural clave para la economía argentina: junto con la agroindustria, es uno de los dos únicos sectores que aportan divisas netas de manera sistemática.
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Desde 2003, el balance cambiario minero fue superavitario todos los meses, con una relación promedio de nueve dólares exportados por cada dólar importado. En varias provincias —como Catamarca, San Juan, Santa Cruz y Jujuy— la actividad explica más del 80% de las exportaciones totales, lo que refuerza su peso económico y fiscal a nivel regional.
Este desempeño ayuda a explicar por qué la minería concentra cerca del 65% de las aplicaciones al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) y por qué el Gobierno busca avanzar en cambios regulatorios para destrabar proyectos de gran escala.
En ese marco se inscribe la iniciativa oficial para introducir modificaciones en la Ley de Glaciares, con el objetivo de clarificar criterios y habilitar inversiones, en especial vinculadas al cobre, que sumarían unos US$35.000 millones, según cálculos del sector. La discusión, que genera fuertes resistencias ambientales, aparece como una pieza central de la estrategia para ampliar la capacidad exportadora del sector.
Los avances sobre la costa atlántica rionegrina colocan a la provincia en el centro de la nueva estrategia energética nacional, con proyectos de gas natural licuado que apuntan a transformar al país en un actor relevante del mercado global.
Río Negro avanza con fuerza en el desarrollo del gas natural licuado (GNL) y se perfila como uno de los pilares de la estrategia energética nacional para colocar a la Argentina entre los 10 principales exportadores del mundo. Así lo expresó recientemente el gobernador Alberto Weretilneck al enfatizar que los proyectos que se concentran en la costa atlántica marcan un momento histórico para el país.
Las iniciativas vinculadas al GNL están centradas en el aprovechamiento de la producción de gas de Vaca Muerta y su licuefacción frente al Golfo San Matías, donde se proyecta la instalación de unidades industriales capaces de transformar el gas en estado líquido para su transporte marítimo. Esta estrategia sitúa a la provincia en un rol logístico y productivo de enorme relevancia, gracias a su salida directa al Atlántico y condiciones naturales favorables para las operaciones.
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“No son promesas, sino realidades, es un gran orgullo para nosotros”, afirmó Alberto Weretilneck. Además, remarcó ante la prensa que este impulso al GNL no solo contribuirá a expandir las exportaciones de energía, sino que también forma parte de “una estrategia integral de desarrollo, con impacto real en la economía y el empleo”.
Según subrayó, el crecimiento del sector energético se articula con el fortalecimiento de actividades tradicionales como la agricultura y la ganadería. Esto genera un modelo productivo diversificado y sostenible.
En ese marco, destacó los números que reflejan ese proceso: 87.000 hectáreas dedicadas a la agricultura y horticultura bajo riego alcanzando las 24.000 hectáreas de maíz, 27.000 de alfalfa y 7.000 de cebolla como base de un esquema productivo diversificado y con valor agregado. “El camino que estamos recorriendo tiene que ver con sumar más hectáreas bajo riego, producir más, industrializar más y generar más trabajo”, concluyó.
La Corporación Minera del Neuquén (Cormine SEP) avanza en un proceso integral de modernización y fortalecimiento institucional, con el objetivo de consolidar un modelo de gestión transparente, eficiente y alineado con los estándares de la industria minera, tanto a nivel nacional como internacional.
Esta etapa busca reposicionar a la empresa como un actor estratégico del desarrollo productivo de la provincia, en un contexto donde la planificación y la previsibilidad resultan claves para atraer inversiones y generar empleo.
Uno de los ejes centrales de esta etapa fue el ordenamiento de la situación administrativa y financiera de la empresa. Según se informó, este proceso permitió mejorar la previsibilidad de la gestión y sentar bases más sólidas para el impulso de nuevos proyectos mineros, fortaleciendo la capacidad institucional de Cormine para encarar desafíos de mayor escala.
En paralelo, se avanzó en la actualización del mapa minero provincial, una herramienta considerada estratégica para la toma de decisiones. Este instrumento resulta clave para la evaluación del potencial geológico, la identificación de áreas con oportunidades de inversión y la planificación ordenada del desarrollo minero en Neuquén.
Proyectos, licitaciones y presencia estratégica
En el plano operativo, la empresa registró avances concretos en el Proyecto Andacollo, donde se elaboraron los pliegos de bases y condiciones para su futura licitación pública nacional e internacional. Este paso marca un hito dentro de la agenda minera, al establecer reglas claras para la participación de inversores y operadores interesados en el desarrollo del proyecto.
De manera complementaria, Cormine profundizó su presencia en ámbitos estratégicos de promoción minera, tanto a nivel nacional como internacional. En ese marco, se fortalecieron vínculos con provincias productoras, empresas del sector y la secretaría de Minería de la Nación, apuntando a posicionar a Neuquén dentro del mapa minero argentino y regional.
De cara al futuro, la empresa definió una hoja de ruta clara que incluye transformaciones estructurales orientadas a mejorar su funcionamiento y competitividad. Entre los principales objetivos se destacan la transformación societaria de SEP a Sociedad Anónima, la presentación del Código de Procedimiento Minero local y la elaboración de un Régimen de Regalías Mineras.
A su vez, se proyecta el impulso de esquemas de participación público-privada, con foco en la eficiencia, la sostenibilidad y la generación de valor, buscando articular la presencia del Estado con la inversión privada bajo reglas claras y previsibles.
Diversificación y nuevos recursos estratégicos
En el plano productivo, Cormine proyecta la activación de concesiones mineras estratégicas y el desarrollo de estudios orientados a nuevos recursos, como geotermia, litio, uranio y tierras raras. Esta mirada integral apunta a diversificar y modernizar la matriz minera provincial, reduciendo la dependencia de un solo tipo de recurso y ampliando las oportunidades de desarrollo.
Vaca Muerta ya no solo es una promesa de recursos; es el motor de un superávit energético que en 2025 superará los USD 7.000 millones. Sin embargo, producir no es suficiente si no se puede evacuar. Para consolidar el rol de Argentina como exportador neto, tres proyectos críticos de infraestructura —VMOS, Duplicar Norte y la ampliación del Perito Moreno— se ejecutan a contrarreloj con la meta de 2027 como horizonte de máxima capacidad.
Liderado por YPF en un consorcio histórico con las principales operadoras (Vista, PAE, Pampa, Chevron, Shell, entre otras), este ducto de 437 km es la llave para la independencia exportadora.
Inversión: USD 3.000 millones.
Hito operativo: Inicio de exportaciones en noviembre de 2026 (180.000 bbl/d).
Capacidad final: 550.000 bbl/d para 2027.
El dato clave: Para “llenar” este ducto, YPF proyecta triplicar su actividad, pasando a perforar 600 pozos anuales de petróleo no convencional.
2. Duplicar Norte (Oldelval): Desbloqueando el Hub Norte
Mientras VMOS mira al puerto, Duplicar Norte se enfoca en resolver los cuellos de botella aguas arriba. Este proyecto es vital para desarrollos en expansión como El Trapial (Chevron) y Los Toldos II Este (Tecpetrol). Traza: 207 km desde Rincón de los Sauces hasta Allen.
Inversión: USD 400 millones.
Puesta en marcha: Fines de 2026 (parcial) y primer trimestre de 2027 (definitiva).
Impacto: Permitirá evacuar 200.000 barriles diarios adicionales hacia la conexión con Puerto Rosales.
3. Ampliación del Perito Moreno: Gas para la región
En el frente gasífero, Transportadora de Gas del Sur (TGS) lidera la expansión del sistema troncal que no solo sustituirá importaciones de GNL, sino que sentará las bases para el mercado regional (Brasil).
Inversión: Entre USD 700 y 800 millones (bajo el marco del RIGI).
Capacidad: Pasará de 21 Mmm3/d a 35 Mmm3/d.
Ahorro de divisas: Se estima en USD 700 millones solo por reemplazo de importaciones durante el invierno de 2027.
Análisis de Runrun: El desafío de la escala
Como bien señala el CEO de YPF, Horacio Marín, el desafío técnico es monumental. Pasar de la escala actual a una de 2.000 pozos activos para alimentar el nuevo sistema de transporte requiere que toda la cadena de servicios (fractura, logística de arena, rigs) opere con una eficiencia nunca antes vista en la cuenca.
Para los proveedores que integran nuestra comunidad en enerbuy.store, este incremento en la actividad representa una demanda de insumos sostenida por los próximos 24 meses, consolidando a la Cuenca Neuquina como el epicentro de la inversión privada en Argentina.
El tablero energético global acaba de patearse. La salida de Nicolás Maduro y el inminente regreso masivo del crudo venezolano al mercado —bajo el ala de la administración Trump— ha puesto al barril WTI en una zona de turbulencia, perforando los USD 60.
Para Argentina, y especialmente para quienes formamos parte de la cadena de valor de Vaca Muerta, esto no es solo una noticia de política internacional; es un llamado urgente a la eficiencia operativa.
El desafío de la rentabilidad
Con un escenario de precios internacionales a la baja, la competitividad de nuestros yacimientos no convencionales vuelve al centro del debate. Si bien el mercado interno hoy ofrece un “refugio” con precios un 10% por encima de la paridad de exportación, esta brecha no será eterna. La presión por bajar los costos de extracción (lifting cost) será la prioridad número uno de las operadoras en este 2026.
¿Qué significa esto para los proveedores?
En este contexto, la transformación digital y la transparencia en la cadena de suministros dejan de ser un “lujo” para convertirse en una necesidad de supervivencia.
Optimización de márgenes: Las operadoras buscarán proveedores que no solo ofrezcan calidad, sino agilidad y costos competitivos. Visibilidad estratégica: Los espacios digitales de encuentro entre oferta y demanda —como nuestro marketplace enerbuy.store— cobran un valor crítico para dinamizar las compras productivas sin las fricciones de las intermediaciones tradicionales.
Una ventana de oportunidad
La paradoja es que, mientras el precio del crudo cae, el Riesgo País argentino tiende a la baja gracias a una región vista como “más confiable”. Esto podría abrir el grifo del crédito para obras de infraestructura vitales.
El 2026 nos exige estar más informados que nunca. En Grupo Runrún seguiremos de cerca cada movimiento de este “ajedrez” geopolítico que, desde Caracas y Washington, termina impactando directamente en el surtidor de nuestra esquina y en los contratos de nuestras empresas.
Se puso en marcha el primer proyecto de grandes inversiones aprobado con este régimen: el parque solar de YPF Luz en Mendoza.
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) empezó a mostrar sus primeros resultados concretos. La semana pasada se puso en marcha de manera parcial el primer proyecto aprobado, un parque solar de YPF Luz en Mendoza, mientras el Gobierno nacional ya otorgó aval formal a nueve iniciativas que, en conjunto, comprometen inversiones por más de US$ 11.500 millones.
En paralelo, otros once proyectos, en su mayoría mineros, continúan a la espera de autorización y podrían elevar el volumen total comprometido por encima de los US$ 30.000 millones.
El proyecto que inauguró el régimen es el Parque Solar El Quemado, desarrollado por YPF Luz en el departamento de Las Heras, Mendoza. La compañía informó a la Comisión Nacional de Valores que obtuvo la habilitación comercial de los primeros 100 MW, sobre un total de 305 MW que se completarán durante el primer semestre de 2026.
El parque demandó una inversión total de US$ 211 millones y fue el primer emprendimiento presentado al RIGI en octubre de 2024. Una vez finalizado, contará con 511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales distribuidos en más de 600 hectáreas, con una capacidad de generación equivalente al consumo de unos 233.000 hogares. El factor de capacidad estimado es del 31,4%, un valor elevado para estándares solares en la región.
Los nueve proyectos ya aprobados
El Gobierno ya aprobó nueve proyectos bajo el régimen, con activos computables por US$ 11.500 millones, de los cuales unos US$ 5.600 millones se ejecutarán o volcarán a la economía en los próximos dos años.
Entre los principales se destacan:
Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS): impulsado por un consorcio de nueve petroleras lideradas por YPF, es el proyecto de mayor volumen aprobado hasta el momento. Cuenta con inversiones protegidas por US$ 2.486 millones y permitirá transportar desde 2027 unos 360.000 barriles diarios de crudo desde Neuquén hasta Río Negro, aliviando los cuellos de botella logísticos de Vaca Muerta.
Proyecto de GNL de Southern Energy: el consorcio prevé invertir US$ 2.825 millones para instalar dos unidades flotantes de licuefacción frente a la costa de Río Negro. El objetivo es iniciar exportaciones en 2027 y alcanzar una producción de 6 millones de toneladas anuales de gas natural licuado.
Proyecto de litio de Rio Tinto: la minera comprometió US$ 2.299 millones en el salar de Rincón, en Salta, para producir 60.000 toneladas anuales de carbonato de litio.
Los Azules (cobre): desarrollado por McEwen Copper en San Juan. Aunque la decisión final de inversión aún no fue tomada, el proyecto tiene activos computables por US$ 2.353 millones, de los cuales US$ 415,8 millones se desembolsarían en una primera etapa.
El 2026 marca un punto de inflexión para la competitividad del subsuelo argentino. Con el lanzamiento de los pliegos para la reestructuración integral del sistema ferroviario nacional, el Gobierno busca atacar el “talón de Aquiles” de los sectores productivos: una matriz logística donde el ferrocarril apenas moviliza el 5% de las cargas, frente a estándares globales que superan el 40%.
El fin del modelo vertical: ¿Qué es el “Open Access”?
La gran novedad para los inversores no es la privatización per se, sino el cambio de paradigma hacia el Acceso Abierto (Open Access). Este modelo desintegra la operación de la infraestructura:
Gestión de Vías: El Estado concesiona el mantenimiento de las trazas bajo régimen de obra pública.
Subasta de Activos: Locomotoras y vagones pasan a manos privadas para capitalizar la renovación de ramales estratégicos. Competencia Libre: Cualquier operador podrá correr sus trenes pagando un canon, eliminando el monopolio de las trazas.
Minería y Energía: Los sectores que “traccionan” el interés
La reconfiguración de las líneas Belgrano, San Martín y Urquiza no ha pasado desapercibida para los gigantes globales. Según fuentes del sector, el interés ya trascendió a las cerealeras tradicionales (AGD, Bunge, Cargill). Hoy, el radar está puesto en:
Minería Metalífera: Gigantes como la británica Río Tinto y capitales españoles ya sondean el nuevo esquema para viabilizar la salida de minerales hacia los puertos del Atlántico y el Pacífico.
El Corredor Vaca Muerta: Aunque la primera etapa se centra en el Belgrano Cargas, el mercado ya anticipa la segunda fase que involucra a Ferrosur Roca. La meta es conectar de forma eficiente la cuenca neuquina con la estación Contraalmirante Martín Guerrico, un movimiento vital para reducir los costos operativos del shale.
El objetivo: Eficiencia o muerte
Con una inversión proyectada de USD 3.000 millones por parte de grupos como México Transportes, el plan busca elevar la cuota ferroviaria al 20% en el corto plazo. Para las operadoras en Vaca Muerta, esto significa una reducción drástica en la dependencia del camión, menores costos de flete y, por ende, una mejora directa en el breakeven de los proyectos.
La pregunta que queda flotando en el sector es si la infraestructura de vías —muchas veces obsoleta— podrá seguirle el ritmo a la agilidad que el sector privado pretende imprimirle al material rodante. El éxito de este “Big Bang” logístico definirá si Argentina puede, finalmente, escalar su producción a niveles globales.
Con un crecimiento récord del 109% en la producción de litio durante 2024, el país se consolida como actor clave de la transición energética global. Mientras el litio ya transforma la matriz exportadora, el cobre aparece como la gran promesa pendiente.
La minería argentina atraviesa un momento bisagra. En un contexto global marcado por la transición energética, la electrificación del transporte y la búsqueda de minerales críticos, el país logró en 2024 un hito histórico: la producción de litio creció un 109% interanual, alcanzando las 96.000 toneladas de carbonato de litio equivalente (LCE) y posicionando a la Argentina como el octavo productor mundial, con el 8% de la oferta global.
Este salto productivo se refleja también en el comercio exterior. El último reporte de Economía & Energía (E&E) indica que las exportaciones mineras pasaron de U$S 3.248 millones en 2019 a U$S 4.674 millones en 2024, representando el 5,9% del total exportado por el país.
Aunque el oro continúa siendo el principal generador de divisas —con U$S 3.141 millones—, el litio modificó de manera estructural la canasta minera argentina: desde 2021 compite con la plata por el segundo lugar y logró superarla en 2022 y 2023.
Litio: de promesa a motor productivo
Argentina concentra el 20% de los recursos globales de litio, una ventaja estratégica reforzada por su pertenencia al Triángulo del Litio, que integra junto a Bolivia y Chile y que reúne la mitad de los recursos mundiales de este mineral clave para las baterías de ion-litio.
En 2024, además del récord productivo, el país se ubicó como el cuarto destino mundial de inversión en exploración de litio, con U$S 127 millones, una señal clara del interés internacional. Aun así, la relación reservas/recursos es de apenas 17%, muy por debajo de Chile (85%) o Australia (79%), lo que indica que el desarrollo productivo argentino se encuentra en una fase temprana, pero con un alto potencial de crecimiento.
El escenario internacional acompaña. La demanda global de litio creció de 920.000 a 1.098.000 toneladas LCE entre 2023 y 2024, impulsada en un 86% por la industria de baterías, principalmente para vehículos eléctricos. Asia lidera el consumo, con China concentrando más de la mitad de la demanda mundial, y las proyecciones anticipan nuevas expansiones del 22% en 2025 y 16% en 2026.
Si bien una sobreoferta global desplomó los precios desde los U$S 78.200 por tonelada en enero de 2023 a U$S 10.200 en octubre de 2025, los mercados anticipan una recuperación en 2026, con valores promedio cercanos a U$S 12.500, un 33% por encima de 2025.
Cobre: el gigante dormido
Mientras el litio ya muestra resultados concretos, el cobre representa la gran asignatura pendiente de la minería argentina. El país cuenta con 116 millones de toneladas de recursos, pero aún no registra producción a escala industrial. Sin embargo, el futuro se juega en proyectos de gran envergadura como Josemaría —el más avanzado y en etapa de construcción—, Filo del Sol, Taca Taca, Los Azules, Agua Rica y El Pachón.
A nivel global, el cobre es un insumo crítico para la transición energética: China demanda el 50% del total mundial, traccionada por redes eléctricas, energías renovables y electrificación. La demanda global crece a una tasa anual del 2%, con India emergiendo como nuevo motor de consumo.
Las reservas globales alcanzaron los 980 millones de toneladas, con Sudamérica liderando: Chile concentra el 19% y Perú el 10%. Aunque Chile sigue siendo el principal productor mundial, la República Democrática del Congo se consolidó como el actor más dinámico, elevando su participación del 2% en 2010 al 13% en 2024.
Cómo se preparan Santa Cruz y las demás provincias para el futuro del segmento industrial. El RIGI y la importancia de dar previsibilidad para atraer inversiones. El desarrollo del cobre y el litio en el escenario de transición energética. El avance de Mendoza.
Santa Cruz es uno de los casos más claros de minería en etapa de madurez. El oro y la plata explican miles de puestos de trabajo directos e indirectos, red de proveedores locales y una economía regional que se desarrolló al ritmo de operaciones que hoy enfrentan límites geológicos, costos crecientes y un horizonte productivo cada vez más acotado. Sin embargo, ese universo productivo no aparece en el centro de la agenda nacional.
La discusión por las retenciones a la plata expone con nitidez el desfasaje. Mientras el oro quedó exento desde enero de 2024, la plata sigue alcanzada por derechos de exportación, aun cuando comparte los mismos costos extractivos y enfrenta mayores desafíos para sostener producción.
El gobernador Claudio Vidal fue explícito al plantear la asimetría: el esquema actual resulta injusto y termina restando recursos clave para exploración, justamente la herramienta central para extender la vida útil de los yacimientos. El planteo no apunta a aumentar la carga sobre el oro, sino a corregir una distorsión que afecta la continuidad operativa.
El caso de Mina San José, operada por Minera Santa Cruz, sintetiza el problema. Se trata de un yacimiento que ya ingresó en una etapa madura y que necesita exploración intensiva para sostener su horizonte productivo. Las retenciones sobre los concentrados y barras de plata impactan directamente sobre esa capacidad de reinversión.
No es una discusión nueva, pero sigue sin resolución, aun cuando la lógica aplicada recientemente al petróleo -alivio fiscal para yacimientos maduros- podría trasladarse sin mayores dificultades al sector minero.
Mano de obra local
A este escenario se suma otro factor clave: el empleo local y la contratación de proveedores. Frente al riesgo de cierre de minas y pérdida de puestos de trabajo, Santa Cruz endureció su marco regulatorio y avanzó con un esquema de control más estricto. La Ley 90/10, aprobada por unanimidad en la Legislatura, elevó los requisitos de contratación de mano de obra local y reforzó los mecanismos de supervisión, tanto en empleo como en proveedores. La medida responde menos a retener actividad económica, sostener empleo y evitar que la renta minera se diluya en un contexto de retracción productiva.
La tendencia al endurecimiento de las condiciones vinculadas al empleo local y a la contratación de proveedores tiende a generalizarse en las provincias mineras: si bien Santa Cruz tiene el esquema más rígido, San Juan atraviesa una etapa de debate en ese sentido, en un contexto de grandes proyectos de cobre en evaluación.
En Catamarca, Jujuy y Salta sostienen el 70/30 con registros obligatorios y Mendoza aparece como la excepción. Tras la aprobación legislativa del Informe de Impacto Ambiental del proyecto de cobre San Jorge, la provincia cuyana mantiene una postura más abierta, sin cupos ni exigencias formales, una estrategia coherente con su situación actual, marcada por la ausencia de minas en producción y la necesidad de atraer inversiones.
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En paralelo, la agenda nacional avanza en otra dirección: el RIGI y la adecuación de la Ley de Glaciares orientados a destrabar proyectos de cobre, un mineral estratégico para la transición energética y con inversiones inéditas para el país. Allí se concentran hoy las expectativas oficiales y gran parte del capital político del sector.
Proyectos de cobre en distintas etapas de avance, especialmente en el oeste y el norte argentino, aparecen como la apuesta central para el próximo ciclo minero. La narrativa oficial habla de empalme productivo, de reemplazo de la minería madura por una nueva generación de desarrollos de gran escala.
Sin embargo, ese empalme no es automático ni neutro. Entre el cierre de una mina de oro en Santa Cruz y la puesta en marcha de un proyecto de cobre en otra provincia pueden pasar varios años. En ese intervalo, el empleo no se traslada solo: migra o se pierde.
El oro se consolidó en 2025 como una de las inversiones más destacadas a nivel global, al registrar una suba del 65%, alcanzando así su mayor crecimiento anual en 46 años. Además, el oro finalizó el año pasado con una cotización cercana a los máximos históricos.
Durante el segundo semestre de 2025 la producción de oro en Argentina recibió dos buenas noticias: el reinicio de Casposo y Hualilán, dos proyectos medianos que volvieron a producir en San Juan. Las dos minas tienen en común que no son nuevas, estuvieron en actividad antes, pero también que son de una escala menor a gigantes como Veladero o los yacimientos de cobre. Además, cuentan con un inversor nacional: Eduardo Elsztain, el dueño de IRSA, inyectó fondos en ambos.
Los proyectos requieren de inversiones para su puesta en marcha que son modestas en comparación con sus pares metalíferos. La inversión total calculada de Hualilán era de u$s375 millones, mientras el rango de los proyectos de cobre actuales en el país van de u$s560 millones en el caso de PSJ al anuncio del RIGI de El Pachón que costará más de u$s9.500 millones.
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Al igual que pasó con Elztain, en esta franja es posible que haya más capitales nacionales sumándose al sector minero. Roberto Cacciola, presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), explicó que en esta escala hay oportunidades gracias al volumen de dinero, pero también a que tienen un mayor entendimiento del marco local, el manejo ejecutivo y el control de costos permite ser más efectivos y hay más oportunidades de crecimiento viable.
Pero la realidad es que hoy en el país no existen una gran cantidad de yacimientos estudiados que tengan estas características. La exploración en los últimos años se concentró en los grandes depósitos, que son oportunidades para los grandes inversores multinacionales.
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La desinversión en esta etapa crucial de la minería le costó al país la posibilidad de desarrollar minas de menor escala donde los capitales locales tuvieran más oportunidades de entrar. Con el actual escenario de impulso minero y los precios internacionales, sobre todo del oro, vuelve a presentarse una oportunidad para los proyectos medianos y para el nacimiento de las junior mineras argentinas.
Casposo y Hualilán, dos ejemplos de oportunidades
Si bien la exploración de pequeños proyectos viene de varios años malos, las dos minas de oro son las excepciones que retomarán la actividad en el corto plazo. Aunque sus historias son distintas, tienen en común que ya eran conocidos.
Hualilán es un histórico de la minería argentina, el proyecto empezó a producir a finales del 1800 y se interrumpió varias veces, para cerrar en la década del ‘80. Tras varios intentos de exploración, en la actualidad es la empresa australiana Challenger Gold la que está en camino a volver a ponerla en producción, calculan que para 2026.
El yacimiento tiene varias ventajas, pero la principal es que se encuentra a 120 kilómetros de la capital sanjuanina, está en el departamento Ullum, y no se ubica a gran altura, sino sobre la precordillera. Eso hace que sea de fácil acceso y no requiere de una gran inversión para su puesta en marcha, ya que tiene acceso a rutas e infraestructura eléctrica cercana.
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Casposo empezó a producir en 2011, está en Calingasta, pero también se puede acceder con facilidad desde este departamento cordillerano. En 2018 dejó de extraer oro y el trabajo se paralizó en 2019, ya que el mineral que era rentable de extraer se terminó.
Si bien la empresa Austral Gold, también australiana, mantuvo tareas de exploración y mantenimiento, el impás previsto por pocos años se extendió hasta 2025. Fue en octubre pasado que la extracción de oro volvió a empezar, tras un acuerdo con Hualilán, que usará sus instalaciones para procesar mineral y también con precios del metal históricamente altos.
En ambos casos hubo una participación clave de un inversor argentino: El dueño de IRSA que viene del sector inmobiliario, pero entre finales de 2024 y principios del 2025 decidió apostar por la industria minera.
Invirtió primero en Hualilán, con lo que terminó convirtiéndose en el dueño del 12,7% de las acciones de la minera. Tras esto adquirió parte del valor de Casposo y fue clave en el acuerdo para que el mineral del primer yacimiento se trate en el segundo, que al haber estado produciendo hasta hace menos de una década, tenía equipamiento preparado. También sumó capital a un emprendimiento en Chile.
Los jugadores de la industria minera
En diálogo con iProfesional, Cacciola explicó que el escenario en la industria está dividido según el tamaño de capitales que la integran y los productos que se extraen. “La mayor parte de la producción minera metalífera argentina está en manos de capitales extranjeros”, detalló.
En Santa Cruz, la provincia con más minas de oro y plata, “de seis empresas que operan, casi todas son de capital extranjero, la única excepción es Patagonia Gold, que tiene una producción muy baja, representa 10.000 onzas de un total de 700.000 a 800.000 totales”. Lo mismo sucede en San Juan, donde las tres minas produciendo, Veladero, Gualcamayo y Casposo, estas dos de mucha menor escala, son de otros países.
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En el litio, agregó el empresario, “todas las empresas que están actualmente en producción son de capitales extranjeros, incluyendo Francia, China, Australia y Reino Unido”. En el cobre sucede lo mismo. Si bien no hay minas en producción, excepto una mina de Jujuy de muy pequeña escala, son todos de otros países.
Donde sí hay empresas nacionales es en los minerales industriales, donde la mayoría son capitales argentinos. Las principales provincias productoras son Buenos Aires, Córdoba y San Juan. También se trata de proyectos más baratos de iniciar, pero que a la vez tienen menos ganancias.
En esto, dijo, hay una marcada diferencia entre el sector de petróleo y gas y la minería, ya que en el primero hay más empresas nacionales. En el sector minero de mayor escala hay empresas nacionales que son “intermediarios entre accionistas foráneos y gobiernos provinciales, lo que exige una gestión culturalmente sensible para evitar conflictos”, dijo.
Inversores locales, clave para el futuro minero
Para Cacciola, que aparezcan más inversores nacionales es clave para el futuro. Explicó que es necesario “fomentar la exploración y desarrollo de proyectos de escala más pequeña para permitir la participación y el crecimiento de inversores y empresas argentinas en el sector”.
Según dijo, este diálogo entre los capitales locales, las provincias, las comunidades y la sociedad puede ser un diferencial para “un entendimiento del marco local más cercano, algo que le cuesta a las corporaciones extranjeras”.
Además, con proyectos más pequeños el control de costos es más fácil y para un inversor argentino puede ser más accesible, porque no tienen que lidiar con las grandes estructuras de las corporaciones. Pero en particular, es una oportunidad para un crecimiento viable del sector.
La falta de exploraciones frenó este crecimiento porque “tuvimos muchos años de decepción que frenan el proceso lógico de la minería, que es la aparición de juniors, que eventualmente hacen los trabajos iniciales de exploración y van proliferando y descubriendo proyectos que son aplicables a una inversión local”.
El año 2025 cerró con 23.896 etapas, un 34% por encima del 2024. YPF lideró la actividad y concentró el mayor número de etapas.
La actividad no convencional en Vaca Muerta cerró 2025 con un récord de actividad desde el inicio del desarrollo shale, con casi 24.000 etapas de fractura realizadas a lo largo del año. De este modo, la formación quedó a apenas 1.500 etapas de alcanzar las 100.000 fracturas acumuladas desde 2016, un hito que consolida a la cuenca neuquina como el principal motor de la producción de hidrocarburos del país
Ssegún datos elaborados Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, en diciembre se registraron 1.791 etapas de fractura, apenas por debajo de noviembre, cuando se anotaron 1.822. Así, el año 2025 cerró con 23.896 etapas, un 34% por encima del 2024, que finalizó con 17.814. Y en el acumulado registrado desde 2016 las etapas sumaron 98.423.
El volumen alcanzado en 2025 ratifica la fuerte aceleración de la actividad registrada en los últimos años, especialmente desde 2021 en adelante, cuando la curva de fracturas comenzó a mostrar un crecimiento sostenido. Según datos oficiales, con este nivel de actividad (convencional más shale) se llegó 857,7 mil barriles diarios de petróleo y 122,3 millones de m³ de gas por día. Pero también se logró un superávit récord de la balanza comercial energética, que este año se acerca a los u$s7.000 millones.
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Con este desempeño, Vaca Muerta no solo superó los niveles previos a la pandemia, sino que se afirmó en un sendero de desarrollo continuo, impulsado por mejoras operativas, mayor eficiencia en los diseños de completación y un rol cada vez más protagónico de los grandes operadores.
En la estadística anual se remarcó que el petróleo se quedó con 82,8% de las etapas no convencionales, mientras que para el gas fueron 17,2%.
YPF lideró la actividad y concentró el mayor número de etapas
En el ranking por empresas operadoras, YPF volvió a encabezar la actividad, consolidando su liderazgo en el shale argentino. Solo en diciembre de 2025, la compañía ejecutó 778 etapas de fractura, el registro mensual más alto del año y uno de los mayores valores históricos para una operadora en la formación.
Detrás de YPF se ubicaron otras compañías con fuerte presencia en Vaca Muerta, que sostuvieron un nivel elevado de actividad a lo largo del año, aunque a mayor distancia del liderazgo de la petrolera de mayoría estatal. El desempeño de diciembre reflejó además la capacidad del sector para mantener ritmos elevados de trabajo incluso en el cierre del año, anticipando un arrastre significativo hacia 2026.
El ranking mensual del último mes del año lo completa: Vista, con 260; Tecpetrol, con 201; Pampa Energía, con 158; Chevrón y Pluspetrol, con 124 cada una; Phoenix; con 87; y Pan American Energy (PAE), con 59.
Las empresas de servicios, con alta concentración operativa
El análisis por empresas de servicios de fractura muestra también un alto grado de concentración. SBL (Schlumberger) lideró el ranking mensual de diciembre con 731 etapas, posicionándose como la compañía de servicios con mayor participación en las operaciones de completación.
Otras empresas de servicios completaron el ranking con participaciones relevantes, aunque nuevamente con una clara distancia respecto del primer puesto, lo que evidencia la competitividad, pero también la concentración, del mercado de fractura en Vaca Muerta. En diciembre Halliburton anotó 598; Tenaris, unas 288; Calfrac, 59 y SPI, unas 115.
Otro dato clave del balance 2025 es la composición de las etapas de fractura según el tipo de hidrocarburo. A lo largo del año, el shale oil concentró la mayor proporción de las fracturas, mientras que el shale gas mantuvo una participación menor pero estable, alineada con la estrategia de priorizar proyectos orientados a la exportación de crudo y a la generación de divisas.
Esta distribución confirma que el desarrollo de Vaca Muerta sigue siendo traccionado principalmente por el petróleo no convencional, aunque el gas continúa jugando un rol estratégico, especialmente de cara al abastecimiento interno y a los proyectos de exportación vía infraestructura existente y futura.
A través de obras de gas natural y GLP ejecutadas por Hidenesa, el Gobierno provincial consolidó una política energética que mejora la calidad de vida, acompaña el desarrollo productivo y fortalece el arraigo en comunidades donde no operan distribuidores privados.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén avanzó durante el último período en una serie de obras estratégicas que consolidan el acceso al gas en el interior provincial y refuerzan una política pública orientada a la equidad territorial. A través de la empresa Hidrocarburos del Neuquén S.A. (Hidenesa), se garantizó la prestación de gas natural y gas licuado de petróleo (GLP) en más de 20 localidades donde no existen condiciones económicas para la operación de distribuidores regionales.
“Hidenesa ha tenido un rol clave para garantizar el acceso a la energía, acompañando el desarrollo productivo y social, fortaleciendo el arraigo de las comunidades y contribuyendo a desalentar los procesos de migración interna”, destacó el presidente de la empresa, Raúl Tojo.
Entre las obras más relevantes se encuentra el Ramal Zona Norte, un proyecto integral de suministro de gas natural que ya beneficia a más de 1.450 habitantes de la región del Alto Neuquén. La primera etapa se encuentra finalizada y permitió la llegada del servicio a localidades como Los Guañacos, Bella Vista, Los Carrizos, Paraje Lileo, Cayanta, Los Miches, Las Ovejas y la comunidad Antiñir Pilquiñan, donde se ejecutaron más de 11.000 metros de red.
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Además, el proyecto incorporó instituciones educativas y parajes rurales, entre ellos la Escuela N° 297, Los Chacayes, Tierras Blancas, Camalón, Manzano Amargo, Pichi Neuquén y Varvarco. La finalización total del ramal está prevista para fin de año, con la expectativa de sumar nuevos usuarios y ampliar la cobertura en distintas localidades.
En paralelo, Hidenesa sostuvo un trabajo articulado con los municipios para la extensión de redes de gas, una modalidad que permitió optimizar recursos y reducir costos. Como resultado, durante el último año se incorporaron 250 nuevos usuarios y se construyeron 8.800 metros lineales de red en localidades como Andacollo, Buta Ranquil, Villa Pehuenia, Bajada del Agrio, Taquimilán, Loncopué, Huinganco y Varvarco.
La empresa también garantizó de manera sostenida el transporte y la distribución de garrafas sociales, en coordinación con el Ministerio de Energía, asegurando el acceso al GLP en zonas que aún no cuentan con redes de gas natural. “El acceso al gas en el interior se consolidó como una política central de esta gestión, porque garantiza equidad territorial y permite que las familias puedan desarrollarse en sus lugares de origen”, subrayó Tojo.
La estatal brasileña Petrobras comenzó a operar la plataforma P-78 en el campo de Buzios, con una capacidad de hasta 180.000 barriles diarios de petróleo.
La petrolera brasileña Petrobras puso en funcionamiento una nueva plataforma de explotación marítima en el campo de Buzios, el mayor yacimiento de hidrocarburos del país. La unidad comenzó a operar el miércoles pasado en aguas profundas del océano Atlántico, a unos 180 kilómetros de la costa de Río de Janeiro.
Se trata de la plataforma P-78, la séptima en operación en este campo estratégico para Brasil. La estructura cuenta con una capacidad de producción diaria de hasta 180.000 barriles de petróleo y 7,2 millones de metros cúbicos de gas natural, según informó la compañía estatal en un comunicado oficial.
Con la incorporación de esta nueva unidad, el campo de Buzios eleva de manera significativa su capacidad productiva. En octubre, el yacimiento había alcanzado un récord de un millón de barriles de petróleo por día, y ahora avanza hacia un nivel de explotación aún mayor.
Más producción y una meta clave para 2026
Gracias a la entrada en operación de la P-78, la capacidad de producción de Buzios asciende a 1,3 millones de barriles diarios. De acuerdo con las proyecciones de Petrobras, este volumen llegará a 1,5 millones de barriles en el primer trimestre de 2026, cuando comience a operar la plataforma P-79.
Este nivel de producción equivale a cerca de la mitad del total actual de Petrobras, que en octubre registró un récord de 3,27 millones de barriles diarios de petróleo y gas natural equivalente. Ese volumen representa aproximadamente el 62 % de toda la producción brasileña de hidrocarburos.
En ese contexto, la presidenta de la compañía, Magda Chambriard, destacó el impacto de la nueva plataforma y afirmó: “Con los primeros barriles de la P-78 iniciamos el año avanzando en nuestra principal meta para 2026, que es aumentar la producción hasta 2,5 millones de barriles de petróleo por día (sin contar el gas natural)”.
El campo de Buzios y el potencial del presal
La plataforma P-78 tiene 345 metros de extensión y 180 metros de altura. Fue construida en Singapur y arribó a Brasil en octubre pasado. Actualmente opera conectada a 13 pozos, de los cuales seis son productores y siete inyectores.
El 2025 no fue un año más para la industria energética argentina; fue el año del “reseteo” normativo. Con el cierre del primer balance anual bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), el sector privado ha movido sus fichas con una agresividad que no se veía en décadas.
Para este 2 de enero de 2026, el panorama es claro: pasamos de la etapa de las promesas y los memorandos de entendimiento a la etapa de la ingeniería de detalle y el movimiento de suelos. Si usted es un proveedor de servicios, un inversor o un operador, este es el estado de situación de los “cañones” donde debe apuntar su estrategia este año.
1. El Podio de lo Concretado: Los Proyectos que ya están “On-Stream”
El 2025 cerró con hitos que ya están traccionando la economía real y que seguirán demandando servicios operativos inmediatos: Vaca Muerta Sur (VMS): El oleoducto estratégico liderado por YPF y el consorcio VMOS ya es una realidad en ejecución. Con el financiamiento asegurado y los contratos de obra firmados, este proyecto es el que garantiza que el crudo de Neuquén llegue al Atlántico sin restricciones de transporte.
Renovables con Sello Industrial: Proyectos como el Parque Solar El Quemado (Mendoza) y las ampliaciones de YPF Luz han demostrado que la transición energética en Argentina hoy es impulsada por la demanda corporativa (MATER). Estos proyectos ya inyectan energía y han abierto el camino para la segunda ola de parques solares en el NOA.
La Madurez del Litio: Salta y Catamarca han dejado de ser promesas. Plantas como la de Río Tinto (Proyecto Rincón) ya operan bajo esquemas de alta eficiencia, marcando el estándar de lo que el RIGI puede acelerar cuando la seguridad jurídica está presente.
2. El Foco de Inversión 2026: ¿Dónde estará el dinero este año?
Si 2025 fue el año de los papeles, 2026 será el año de las máquinas. Estos son los frentes críticos:
A. El Despegue del Cobre (San Juan al Mundo) Es, quizás, la mayor novedad para este año. Proyectos como Los Azules y la mega-inversión de BHP y Lundin en Vicuña ya tienen luz verde. Hablamos de inversiones que superan los USD 10.000 millones en su conjunto. La demanda de infraestructura, logística minera y proveedores de servicios especializados en alta montaña será exponencial a partir de este primer trimestre.
B. GNL: La Frontera Exportadora El acuerdo con Golar LNG para la instalación de la unidad flotante de licuefacción (FLNG) entra en su fase operativa de logística. 2026 será el año en que Argentina consolide su cronograma para convertirse en un exportador global de gas líquido, cambiando la balanza comercial para siempre.
C. Infraestructura, Parques Industriales y el “Distrito Energético” El salto productivo exige orden territorial. En este frente, 2026 inicia con dos hitos clave para la cadena de suministros:
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Distrito Energético de Vaca Muerta: El acuerdo estratégico entre TBSA y APIA (Asociación de Parques Industriales Argentinos) para planificar y fortalecer institucionalmente la zona. Este marco legal y técnico es el que permitirá una radicación de empresas más ordenada y sustentable.
Parque Industrial Vaca Muerta (ZLT): Ubicado en la Ruta 17 en Añelo, este desarrollo junto a socios como La Segunda Seguros y Avalian ya alcanzó un 60% de avance. Con fecha de finalización para junio de 2026, abrirá lugar para más de 100 empresas, disparando una demanda inmediata de equipamiento industrial, servicios de salud laboral, seguros de caución y logística de última milla.
D. Infraestructura Eléctrica y Almacenamiento (BESS) El cuello de botella ya no es solo el gas, sino la red eléctrica. Este año veremos la concreción de las primeras licitaciones de sistemas de almacenamiento con baterías a gran escala. Apuntar a soluciones de eficiencia energética y estabilidad de red será el “negocio inteligente” de este 2026.
3. Conclusión Editorial: El Momento de las PyMEs Energéticas
Desde Runrún Energético observamos una tendencia irreversible: la concentración de capital es masiva, pero la ejecución requiere de una cadena de valor local robusta. Los más de USD 34.000 millones anunciados bajo el RIGI no pueden ejecutarse solos.
La oportunidad para el ecosistema de enerbuy.store y nuestros suscriptores reside en la integración. Las operadoras ya hicieron su parte logrando el financiamiento; ahora le toca a la cadena de suministro estar a la altura de los estándares internacionales de seguridad, tecnología y cumplimiento ambiental que estos proyectos exigen.
El 2026 no es un año para esperar a ver qué pasa. Es el año para posicionar los activos en el centro de la zona de obras.
Con 10 iniciativas aprobadas y fuerte interés del sector privado, el Ejecutivo evalúa extender por un año la ventana de inscripción al régimen de incentivos para grandes inversiones.
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) comenzó a consolidarse como una de las principales apuestas del Gobierno para atraer capitales de gran escala. Con 10 proyectos ya aprobados y compromisos de inversión por alrededor de U$S 25.000 millones, el Ejecutivo analiza extender por un año el plazo de inscripción, que actualmente vence en julio de 2026.
La definición podría resolverse durante el verano y responde al creciente interés del sector privado, especialmente en los rubros energético y minero, que concentran la mayor parte de las iniciativas presentadas. La discusión, según publicó Infobae, se reactivó tras la aprobación de Gualcamayo, un proyecto de minería de oro y plata en San Juan que demandará U$S 665 millones y permitirá prolongar la vida útil de una mina en etapa de agotamiento.
El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó que la iniciativa generará unos 1.700 empleos directos y se inscribe en la estrategia oficial de impulsar desarrollos de gran escala con impacto regional.
Con esta incorporación, el RIGI alcanzó las diez iniciativas aprobadas, entre las que predominan proyectos vinculados a Vaca Muerta, la producción de litio, el desarrollo de energías renovables, la infraestructura portuaria y la minería metalífera.
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En conjunto, los emprendimientos se distribuyen en provincias clave como Neuquén, Río Negro, San Juan, Mendoza, Salta, Catamarca, Santa Fe y Buenos Aires. En el frente energético, uno de los proyectos centrales es Vaca Muerta Sur, un oleoducto impulsado por YPF junto a Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron y Shell, que prevé una inversión inicial de U$S 2.486 millones, con potencial de escalar hasta U$S 3.000 millones.
La obra permitirá ampliar la capacidad de transporte de crudo desde Neuquén hacia Río Negro y apunta a duplicar las exportaciones de petróleo en el corto plazo. A ese esquema se suma la instalación de una planta flotante de Gas Natural Licuado (GNL) en el Golfo de San Matías, a cargo de Southern Energy —controlada por Pan American Energy y Golar LNG—, con inversiones estimadas en U$S 2.900 millones en la próxima década.
También en energía, YPF avanza con el parque solar El Quemado en Mendoza, mientras que PCR y Acindar desarrollan un nuevo parque eólico en Olavarría, reforzando el peso de las renovables dentro del régimen. La minería constituye el otro gran pilar del RIGI.
Además de Gualcamayo, sobresalen proyectos de litio en el norte del país, como la ampliación del proyecto Rincón, en Salta, a cargo de Rio Tinto, con una inversión de U$S 2.724 millones, y Hombre Muerto Oeste, en Catamarca, impulsado por Galán Lithium.
En San Juan, el proyecto Los Azules, enfocado en la producción de cobre, prevé desembolsos por U$S .672 millones, consolidando a la provincia como uno de los polos mineros más relevantes del país.
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La cartera se completa con desarrollos industriales y de infraestructura, como la planta siderúrgica que Sidersa construirá en San Nicolás con foco en acero “verde”, y el puerto multipropósito de Timbúes, en Santa Fe, clave para la logística de granos, fertilizantes y productos industriales.
En paralelo, el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, señaló que más de 27 iniciativas ya ingresaron al régimen y se encuentran en distintas etapas de evaluación.
En tiempos en que todas las miradas convergen hacia Vaca Muerta, la consolidación de la matriz gasífera encuentra en el desarrollo del Mar Argentino un pilar de eficiencia y competitividad.
Bajo la operación de TotalEnergies, el consorcio que integra junto a Pan American Energy (PAE) y Harbour Energy logró un salto en la Cuenca Austral, posicionándose a la compañía francesa como el actor central en la provisión de gas natural para el mercado interno y proyectando un saldo exportador hacia los mercados regionales.
El análisis de los datos oficiales de la Secretaría de Energía revela una evolución positiva en la extracción de gas natural frente a las costas fueguinas. Durante el período acumulado de enero a noviembre de 2025, la producción promedio alcanzó los 21,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d).
Esta cifra representa un incremento significativo respecto a los 17,7 MMm3/d registrados en el mismo lapso de 2024, lo que supone un crecimiento interanual cercano al 21,5% . Pero, además, se observa una mayor concentración de la operatividad en manos del consorcio liderado por Total.
Mientras que en 2024 la firma chilena ENAP (cuyos activos pasaron este año a manos de Petrolera Santa María) aportaba 2,1 MMm3/d, para finales de 2025 su participación se redujo a 1,6 MMm3/d. En consecuencia, el volumen operado directamente por el consorcio pasó de representar el 88% del total offshore en la cuenca al 92,5% en la actualidad.
Este incremento responde a la entrada en plena operación de los tres pozos submarinos, en enero de 2025, del Proyecto Fénix. Tras una inversión superior a los u$s 700 millones, la conexión permitió alcanzar un plateau productivo que se espera mantener estable durante todo el 2026.
Según las previsiones de la compañía, el aporte total de Tierra del Fuego osciló entre los 22 y 24 MMm3/d de gas durante los meses de mayor demanda invernal, asegurando el abastecimiento del sistema en períodos críticos. Para el próximo año, la estrategia de Total Austral se centrará en la optimización y el sostenimiento de los niveles alcanzados.
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Tras la fuerte apuesta de capital en infraestructura offshore, la compañía dedicará el ciclo 2026 a tareas de mantenimiento preventivo y técnico para asegurar la integridad de las plataformas y la continuidad del flujo.
Sin embargo, el horizonte no se agota en la explotación actual. En el plano exploratorio, el consorcio liderará el procesamiento y análisis de la sísmica registrada durante 2025 en el bloque MLO 123. Este proyecto, operado en conjunto con Equinor e YPF, resulta vital para determinar el potencial de recursos en aguas profundas y garantizar que “exista vida después de Fénix”, como suele señalar la conducción de la firma.
La filial local de la compañía francesa también avanza en la integración de energías renovables en sus procesos industriales. Para los primeros meses de 2026, se proyecta la inauguración de un parque eólico de 10 MW en Ushuaia.
El objetivo estratégico de esta instalación es electrificar las plantas de tratamiento de gas que reciben la producción de las plataformas marinas. Con este movimiento, Total busca reducir la huella de carbono de sus operaciones, alineándose con las metas globales de sostenibilidad de la casa matriz.
Un paso importante en ese sentido ya había dado en mayo de este año al inaugurar una Línea de Alta Tensión (LAT) de 43 kilómetros en Vaca Muerta, conectando su planta Aguada Pichana Este (APE) a la red nacional, con una inversión de US$33 millones.
Alli logró un hito para electrificar sus operaciones con energías renovables para reducir sus emisiones al abastecerse con la generación del parque solar Amanecer, en Catamarca, con una inversión adicional de la compañía de US$11 millones.
La alternativa de expansión regional
A pesar de la solidez técnica, el crecimiento sostenido de la producción requiere de condiciones de mercado y regulatorias específicas. Sergio Mengoni, director general de Total Austral y presidente de la compañía en la Argentina, había destacado pocas semanas atrás que la clave para expandirse reside en la viabilidad de la demanda local y, principalmente, en la apertura de mercados externos.
La compañía fue pionera al concretar, en abril de 2025, el flujo en firme de gas argentino hacia Brasil vía Bolivia. No obstante, para que este corredor sea sustentable en el largo plazo, Mengoni subrayó la urgencia de renegociar los costos de transporte en los países vecinos.
“Es absolutamente clave y de manera urgente que los países que tienen ductos ya amortizados bajen sus pretensiones de costo de transporte, para tener un ganar-ganar en toda la cadena”, afirmó el ejecutivo en recientes encuentros sectoriales. La disparidad de costos es notable: los pesos en las redes de Bolivia y Brasil resultan hasta cuatro veces superiores a los de la Argentina para distancias similares.
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Según la visión de la empresa, una reducción en estas tarifas permitiría asignar recursos a una nueva infraestructura y mejorar la competitividad de la molécula argentina frente a otros proveedores internacionales.
La posición de TotalEnergies en la Argentina es robusta, con una producción que ronda los 38 MMm3/d sumando la Cuenca Austral y su participación en la Cuenca Neuquina (Vaca Muerta). Este volumen representa casi un tercio del gas total producido en el país y este año le permitió consolidarse como el primer productor de gas de la Argentina, incluso por encima de YPF.
Para garantizar la llegada de nuevos proyectos de la magnitud de Fénix, la empresa observa con atención el proceso de desregulación económica.
El escenario minero argentino ingresa en una etapa marcada por la superposición de ciclos productivos. Mientras algunas provincias sostienen operaciones consolidadas que explican empleo y economía regional, otras concentran expectativas en proyectos aún en evaluación. Ese desfasaje temporal condiciona decisiones públicas y privadas, y expone riesgos que van más allá de la rentabilidad inmediata.
Uno de los puntos que comienza a ganar peso es el intervalo entre el cierre progresivo de minas maduras y la puesta en marcha de nuevos emprendimientos. Ese lapso no resulta neutro para el empleo ni para los territorios. Técnicos, operarios y proveedores especializados no se trasladan de forma automática, y muchas veces enfrentan la disyuntiva entre migrar o salir del circuito productivo.
En ese contexto, Santa Cruz aparece como un caso representativo, aunque no único. La provincia construyó durante años una economía minera apoyada en el oro y la plata, con miles de puestos de trabajo directos e indirectos y una red de proveedores locales. Hoy, varias de esas operaciones operan en una fase avanzada de explotación, con límites geológicos y costos que presionan sobre su continuidad.
A ese cuadro se suma la discusión impositiva sobre la plata, que mantiene vigentes derechos de exportación aun cuando el oro quedó exento desde comienzos de 2024. La diferencia genera un impacto directo en la capacidad de reinversión, sobre todo en yacimientos que requieren exploración intensiva para extender su vida útil.
Desde el gobierno provincial, Claudio Vidal señaló que esa asimetría reduce recursos necesarios para sostener actividad y empleo. El planteo apunta a corregir una distorsión que condiciona decisiones operativas, sin trasladar mayores cargas a otros segmentos del sector.
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La situación se vuelve visible en Mina San José, una explotación que ya transita una etapa avanzada y depende de nuevas campañas exploratorias para sostener producción. Las retenciones sobre los concentrados y barras de plata limitan esa posibilidad, al afectar fondos que podrían destinarse a trabajos de exploración y mantenimiento de la operación.
Frente a ese riesgo, las provincias comenzaron a reforzar sus marcos regulatorios en materia de empleo y proveedores. En Santa Cruz, la aprobación de la Ley 90/10 elevó las exigencias de contratación de mano de obra local y fortaleció los mecanismos de control. La decisión respondió a la necesidad de preservar trabajo y actividad en un contexto de retracción productiva.
OTRAS NOTICIAS:
SUV Los SUV dominaron el mercado en 2025 y estos fueron los diez modelos más vendidos en Argentina La tendencia no se limita a una sola jurisdicción. San Juan discute esquemas similares mientras evalúa proyectos de cobre de gran escala, y Catamarca, Jujuy y Salta mantienen porcentajes de contratación con registros obligatorios. En contraste, Mendoza optó por un enfoque más flexible tras avalar el Informe de Impacto Ambiental del proyecto San Jorge, en línea con su necesidad de atraer inversiones ante la ausencia de minas en producción.
En el último día de 2025, el gobernador Rolando Figueroa destacó la aprobación provincial para el ingreso de una nueva compañía internacional al área Los Toldos II Oeste. El anuncio fue celebrado por el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y refuerza el desarrollo estratégico de Vaca Muerta.
Neuquén despidió el 2025 con una señal política y productiva clara hacia el corazón energético del país. En la última jornada del año, el gobernador Rolando Figueroa se hizo eco en sus redes sociales de una noticia clave para el futuro de Vaca Muerta: la aprobación por parte del Gobierno provincial del ingreso de una nueva petrolera internacional al área Los Toldos II Oeste, en la Cuenca Neuquina.
En su posteo el mandatario provincial escribió: “ESTAMOS GENERANDO CONFIANZA EN AMÉRICA LATINA Y EL RESTO DEL MUNDO Tenemos una roca de primer nivel y, como nos lo propusimos, estamos construyendo confianza con otros países, a partir de reglas claras y previsibilidad. Gracias a Vaca Muerta retomamos las exportaciones a Chile, avanzamos en Uruguay y Brasil, y estamos haciendo una fuerte apuesta por el GNL. Eso también se refleja en la llegada de las principales empresas del sector que hoy operan en Permian, en Estados Unidos”.
El mandatario compartió y destacó un posteo del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, quien informó sobre la decisión oficial que habilita la incorporación de la compañía extranjera en una de las áreas estratégicas para el desarrollo no convencional. El gesto no fue casual: el mensaje buscó cerrar el año reafirmando el rumbo energético de la provincia y su rol central en la agenda nacional.
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La medida fue oficializada a través de un decreto que avala la Adenda II al Contrato de Unión Transitoria del área, suscripta entre Gas y Petróleo del Neuquén, Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. y Continental Resources Argentina.
Con esta modificación contractual, Continental Resources Argentina asumirá la totalidad de los derechos y obligaciones correspondientes al porcentaje de participación cedido por Pluspetrol, pasando a integrar la Unión Transitoria con una participación del 90% del área.
Por su parte, Gas y Petróleo del Neuquén conservará el 10% restante, manteniendo la participación del Estado provincial dentro del esquema societario del bloque, en línea con la política de resguardo de los intereses públicos en los desarrollos estratégicos.
Desde el Ejecutivo neuquino señalaron que la aprobación apunta a fortalecer el desarrollo de Vaca Muerta, atraer inversiones internacionales y consolidar el perfil productivo y exportador del sector hidrocarburífero. Los Toldos II Oeste es considerada un área clave dentro del mapa de expansión del shale oil y shale gas, con alto potencial productivo.
Impacto positivo
En su mensaje, Horacio Marín remarcó la importancia de la decisión provincial y el impacto positivo que tendrá en la actividad, tanto en términos de inversión como de generación de empleo y aumento de la producción. La autorización neuquina se enmarca en una estrategia de largo plazo para potenciar la competitividad de la cuenca y garantizar previsibilidad a los proyectos energéticos.
La Cuenca Neuquina sostuvo el salto productivo que empujó a la Argentina a niveles máximos de extracción y a un superávit energético relevante. El año dejó avances en evacuación de crudo, acuerdos para abrir mercados regionales de gas y una hoja de ruta para el GNL. También expuso límites: cuellos de botella, presión sobre rutas y servicios, discusiones fiscales y un frente socioambiental que sigue activo.
La agenda de Vaca Muerta en 2025 combinó una foto de expansión con una película de tensiones. La producción nacional de petróleo quebró marcas históricas en el segundo semestre, con un pico que volvió a poner al país por encima de su récord de fines de los 90, traccionado por el shale.
Ese crecimiento, que se apalancó en el no convencional mientras el convencional siguió en declino, reordenó prioridades públicas y privadas. El foco se desplazó desde “cómo producir más” hacia “cómo evacuar, financiar, industrializar y exportar” sin que la infraestructura y los costos se conviertan en el freno del ciclo.
El 2025 dejó un dato estructural: el shale ya no funciona como promesa sino como base del abastecimiento y de las exportaciones incrementales. El salto de producción permitió que la balanza energética sostuviera un superávit significativo, con impacto directo en el frente externo.
Sin embargo, el año también mostró la lógica propia del no convencional: mantener el nivel exige perforación y fractura constantes por la rápida declinación de los pozos. En el tramo final, el crecimiento se volvió más “administrado”, con señales de estabilización mensual, en parte por el cierre de planes anuales de inversión y por restricciones logísticas que aparecen cada vez que la actividad se acelera.
La infraestructura como condición: oleoductos, puertos y audiencias ambientales
Si 2024 instaló el debate sobre capacidad de transporte, 2025 lo convirtió en agenda de ejecución. Río Negro buscó capitalizar su rol territorial como corredor y plataforma logística, con el puerto de San Antonio Este como nodo de cargas para proyectos de evacuación y exportación. En paralelo, la provincia avanzó en el procedimiento ambiental para ampliar la capacidad de transporte hacia Allen, con la audiencia pública del oleoducto Duplicar Norte en Cipolletti y un eje repetido por cámaras y gremios: empleo local, formación y gestión ambiental durante obra y operación.
Neuquén, por su parte, sostuvo una línea política consistente: sin rutas, servicios y seguridad operativa en las áreas, la curva de producción pierde previsibilidad. El planteo provincial volvió a poner sobre la mesa el costo territorial del boom: tránsito pesado, siniestralidad en rutas petroleras, presión sobre agua y saneamiento, y demandas de financiamiento para obras críticas.
GNL y mercados: de la promesa global a los contratos regionales
En gas, 2025 dejó un movimiento doble. Por un lado, creció la discusión sobre proyectos de licuefacción como salida estructural para un mercado interno ya cubierto y para una producción que necesita exportación para justificar nuevas inversiones. En esa lógica, el año consolidó la narrativa del “salto exportador” como objetivo sectorial, con estimaciones que ponen el umbral de actividad en torno a cientos de pozos por año y decenas de miles de millones de dólares de inversión anual para sostener la expansión.
Cómo es el plan anticíclico de YPF para sostener inversiones pese a la caída del precio del petróleo Por otro lado —más inmediato— el shale gas empezó a afirmarse en el mapa regional antes del GNL: acuerdos de suministro y negociaciones con Chile, Uruguay y Brasil mostraron que el gas neuquino ya compite por demanda firme en países vecinos, aunque condicionado por capacidad de transporte y por la disponibilidad de rutas de evacuación (incluida la opción Bolivia como corredor).
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En el plano corporativo, YPF colocó el proyecto Argentina LNG en el centro de su estrategia 2025–2026, con una secuencia de socios, financiamiento y definición de cronogramas que se volvió tema de mercado. La discusión sobre “quién se suma” y “en qué etapa” reflejó una realidad: para escalar el GNL, la Argentina necesita contratos, capital y ejecución simultánea en upstream, ductos y terminales.
El 2025 instaló un debate específico para Neuquén: cómo encuadrar inversiones de upstream —en particular las orientadas a incrementos de producción— dentro del régimen de incentivos, y qué contrapartidas territoriales se exigen para acompañar políticamente la hoja de ruta del Presupuesto. La discusión se apoyó en una premisa: Vaca Muerta aporta recaudación, divisas y actividad, pero demanda infraestructura que hoy se financia de manera fragmentada entre Nación, provincias y privados.
Río Negro, en tanto, reforzó su posicionamiento como sede de infraestructura para exportación (puerto, logística, servicios) y como jurisdicción que busca transformar ese rol en actividad y empleo, con foco en la cadena de valor asociada a oleoductos y GNL.
Ambiente y licencia social
El frente socioambiental no se retiró de la agenda en 2025: se reconfiguró. Hubo más discusión técnica sobre monitoreo, líneas de base y atribución de impactos, y también más judicialización. En ese marco, un fallo de la Corte Suprema que rechazó una cautelar contra varias operadoras por supuestos daños ambientales volvió a marcar un estándar: para medidas urgentes, la Justicia exigió hechos concretos, delimitación clara y vinculación específica entre daño y conducta.
En paralelo, la conversación pública sumó episodios de sismicidad percibida en zonas cercanas a la actividad no convencional y reactivó pedidos de información sobre monitoreo, coordinación con organismos técnicos y protocolos de comunicación. Según el Observatorio de Sismicidad Inducida, el 2025 fue “el año de los 100 sismos”, clara señal de alerta.
Para gobiernos y empresas, el desafío se concentró en sostener ritmo de obra sin deteriorar la confianza social, especialmente en localidades que conviven con fractura, perforación y tránsito pesado.
En la provincia de Neuquén, particularmente, el gobernador tuvo como lema “el gas de Vaca Muerta, primero para los neuquinos” y encabezó una serie de obras que llevaron el servicio a poblados pequeños y postergados que veían como el recurso pasaba frente a sus casas, pero sin poder usarlo.
Lo que dejó 2025
Entre las virtudes y aciertos que dejó este año, vale destacar la consolidación productiva del shale como base del crecimiento petrolero y del superávit energético; el avance de obras y tramitaciones para destrabar evacuación de crudo, con Río Negro como pieza logística relevante; y los primeros pasos de una estrategia exportadora de gas por mercados regionales mientras el GNL madura.
Fuentes de la Secretaría de Energía plantearon que la Argentina en la actualidad no tiene problemas de infraestructura para evacuar la producción creciente de petróleo, a diferencia de lo que ocurre con el shale gas donde los gasoductos trabajan al límite de su capacidad.
La saturación de las posibilidades de evacuación no se reproducen en el caso del petróleo, al que las principales operadoras de Vaca Muerta están orientando su inversión inmediata, ya que “existen oleoductos a Bahía Blanca y a Chile que pueden aguantar 250.000 barriles adicionales de transporte”, explicaron desde la Secretaría.
EFICAZ
Bajo este contexto, en el gobierno nacional confían en que “Argentina no tendrá problema de infraestructura por los próximos dos años para facilitar las exportaciones” de crudo que desde 2020 ya programan las principales operadoras.
“Exportamos petróleo todos los meses porque somos excedentarios en el tipo de crudo denominado Escalante y lo mismo va a ocurrir con el petróleo de Vaca Muerta”, remarcaron.
En lo que respecta al oleoducto trasandino, el tramo argentino es propiedad de YPF y esta “en buenas condiciones”, mientras que del lado chileno es propiedad de Enap y requiere trabajos de recuperación.
“No es mucha la inversión que hace fata, con lo cual va a estar refaccionado para abastecer una refinería que tienen vinculada y que está prácticamente sin operación por la falta de crudo argentino como para exportar de Chile a a través de los puertos del Pacífico”, dijeron las mismas fuentes.
El Oleoducto Trasandino Estenssoro-Pedrals -que entró en funcionamiento en los 90- conecta los yacimientos argentinos de petróleo ubicados en la provincia de Neuquén con la Refinería Bío Bío, en Chile.
Ambas organizaciones trabajarán de forma articulada en aspectos vinculados a la planificación, infraestructura y fortalecimiento institucional del proyecto.
TBSA firmó un acuerdo de colaboración con la Asociación de Parques Industriales Argentinos (APIA) con el objetivo de avanzar de manera conjunta en la consolidación del proyecto Distrito Energético de Vaca Muerta, una iniciativa considerada clave para el desarrollo ordenado y sustentable de la actividad hidrocarburífera.
El convenio fue suscripto por Sebastián Cantero, CEO de TBSA, junto a Rodolfo Games, presidente de APIA, y Guillermo Guassardi, vicepresidente de la entidad. A partir de este entendimiento, ambas organizaciones trabajarán de forma articulada en aspectos vinculados a la planificación, infraestructura y fortalecimiento institucional del proyecto.
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Según se informó, el Distrito Energético de Vaca Muerta apunta a concentrar y organizar la actividad industrial asociada al desarrollo hidrocarburífero, promoviendo un uso eficiente del territorio, la mejora de servicios y la incorporación de criterios de sustentabilidad ambiental. La iniciativa busca, además, generar condiciones favorables para la radicación de empresas y la atracción de inversiones en la región.
Desde TBSA y APIA destacaron que la articulación permitirá aprovechar la experiencia de la Asociación de Parques Industriales Argentinos en el desarrollo y gestión de parques industriales, aportando herramientas técnicas y estratégicas para acompañar el crecimiento de uno de los principales polos energéticos del país.
Con el acompañamiento de La Segunda Seguros y Avalian como socios estratégicos, ZLT avanza en el desarrollo de un nuevo polo industrial en Añelo, Neuquén, el corazón productivo del país.
ZLT continúa fortaleciendo su presencia en Vaca Muerta con el desarrollo del primer parque industrial privado de la región, un proyecto que busca acompañar el crecimiento de la infraestructura y fortalecer la competitividad logística de las empresas proveedoras del sector Oil & Gas. La compañía, que ya impulsa el complejo habitacional Álamos —operativo hace más de un año en Añelo—, suma ahora una nueva propuesta orientada a consolidar infraestructura clave para el crecimiento energético del país.
Con el apoyo de socios estratégicos como La Segunda y Avalian, ZLT avanza en la construcción de un polo productivo, el Parque Industrial Vaca Muerta, pensado para responder a las demandas crecientes del mayor yacimiento energético del país.
“Contar con aliados estratégicos como La Segunda Seguros y Avalian, nos permite impulsar un proyecto que eleva los estándares de infraestructura en Vaca Muerta. Su acompañamiento es clave para consolidar un parque industrial moderno, seguro y preparado para las necesidades de las empresas del sector”, destacó Gino Zavanella, Director de ZLT.
El Parque Industrial Vaca Muerta está ubicado sobre la Ruta 17 (km 5) en Añelo e inició sus obras en marzo, ya alcanzó un 60% de avance y tiene como fecha estimada de finalización junio de 2026. Con una inversión clave para la zona, el predio permitirá que más de 100 empresas se instalen en el corazón del shale neuquino, reduciendo tiempos de transporte y optimizando sus operaciones.
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Por su parte, Mario Castellini, Gerente General de La Segunda Seguros, expresó: “Nos llena de orgullo formar parte, junto a ZLT y Avalian, del desarrollo de este parque industrial estratégico. Esta iniciativa representa una inversión concreta para fortalecer el crecimiento sostenido de la región y de la cadena de valor energética. Estamos convencidos de que proyectos como este son fundamentales para consolidar el rol de Vaca Muerta como motor del desarrollo económico argentino en las próximas décadas”.
Mientras que, Guillermo Bulleri, Gerente General de Avalian, señaló: “Sumarnos al desarrollo del Parque Industrial Vaca Muerta reafirma nuestro compromiso con iniciativas que fortalezcan la competitividad y el crecimiento de regiones estratégicas del país, como lo es la Patagonia y en especial la provincia de Neuquén. Avalian es una compañía con espíritu federal y junto a La Segunda, nos aliamos con ZLT para acercar nuestros servicios y potenciar un desarrollo a la altura de uno de los polos productivos más importantes del país”.
El desarrollo contempla una superficie total de 34 hectáreas con 103 lotes escriturables, combinables y flexibles, que van desde 1.350 m² hasta 27.000 m², permitiendo la radicación de compañías de distintas escalas dentro de la amplia cadena de valor del Oil & Gas.
Este proyecto se suma a la presencia activa que ZLT ya tiene en Añelo, especialmente a través del complejo habitacional Álamos, que cuenta con 114 viviendas operativas desde hace más de un año y medio. Con esta nueva iniciativa industrial, ZLT reafirma su compromiso con el crecimiento sustentable del ecosistema energético, impulsando infraestructura de calidad y soluciones que acompañan la expansión de Vaca Muerta.
Sobre las empresas
ZLT es una empresa líder en el desarrollo, gestión y administración de negocios en Argentina y en el exterior. Se especializa en proyectos de nicho, de gran escala y alta rentabilidad. La empresa se distingue por su compromiso, transparencia y visión innovadora, lo que le permite generar alianzas y construir relaciones de largo plazo con socios estratégicos.
La Segunda Seguros es un Grupo Asegurador argentino, de origen cooperativo, con más de 90 años en el mercado y presencia en todo el país. Siendo la cuarta aseguradora con mayor facturación a nivel nacional se posiciona entre las empresas líderes del mercado asegurador.
El Gobierno de Bolivia anunció el retorno al régimen de precios variables para los derivados del petróleo, una política que no se aplicaba desde hace 28 años y que marca un giro estructural en la gestión de combustibles, en un contexto de caída de ingresos por exportación de gas y aumento sostenido de las importaciones de diésel.
El anuncio fue realizado por el ministro de Hidrocarburos, Mauricio Medinaceli, durante una conferencia de prensa en la ciudad de Santa Cruz (este), donde explicó los alcances del Título VI del Decreto Supremo 5503, dedicado a la “Estabilización de precios, combustibles y energía”.
Según el ministro, la medida busca asegurar el abastecimiento interno, reducir las filas en estaciones de servicio, preservar la estabilidad macroeconómica y ordenar el consumo.
“El objetivo del decreto es claro: garantizar el abastecimiento y la estabilidad”, afirmó Medinaceli, quien precisó que la norma incorpora una metodología técnica para la formación de precios y no responde únicamente a un ajuste impositivo.
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Subrayó que el nuevo esquema introduce referencias de mercado y márgenes definidos, además de un rediseño en la relación contractual entre los estatales Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y los productores.
Medinaceli agregó que el retorno al régimen de precios variables también tendrá un impacto positivo en la recaudación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), lo que permitirá mayores transferencias a gobernaciones, municipios y universidades públicas.
El titular de Hidrocarburos justificó la medida al señalar que el esquema de precios congelados se volvió insostenible.
“La caída de los precios y de las exportaciones de gas se volvió insostenible el esquema de subsidios, mientras las importaciones de diésel crecían de forma acelerada”, advirtió.
El consumo de diésel en Bolivia se redujo en un 50 por ciento desde la entrada en vigor del Decreto Supremo 5503, que elimina la subvención a los hidrocarburos, informó el ministro de Hidrocarburos y Energías, Mauricio Medinaceli.
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En conferencia de prensa, el ministro aseveró que la medida, que ajustó precios y eliminó subsidios al combustible, busca frenar el contrabando, evitar la escasez recurrente de hidrocarburos y ordenar el mercado interno.
“Desde la aprobación de este decreto, el consumo de diésel ha caído aproximadamente un 50 %, y estimamos que se estabiliza entre 30 y 40 %”, explicaron a los periodistas Medinaceli, acompañados por Yussef Akly, viceministro de Comercialización de Hidrocarburos.
El funcionario señaló que la medida tiene un efecto directo sobre la demanda distorsionada por años de subsidios y desvíos ilegales de combustible, principalmente al contrabando a países vecinos.
En ese contexto, el ministro recordó que antes de la vigencia del decreto, se registraban largas filas de autobuses de transporte público interdepartamental y camiones de carga pesada estacionados para aprovisionarse de diésel y trasladarlo posteriormente a otros países.
Medinaceli calificó esta situación de tráfico masivo irregular como una práctica que se había “institucionalizado a gran escala”, y que generaba ganancias de entre 2 y 3 millones de dólares por día para redes de contrabandistas.
El titular de la cartera de Hidrocarburos enfatizó que el Decreto Supremo 5503 busca solucionar ese esquema de corrupción, ya que “la clave era quitarles el negocio a estas personas”.
Mining Beacon expone los datos clave del sector, tensiones estructurales y un enorme desafío: quién produce, cuánto factura y por qué el sector enfrenta su mayor desafío histórico.
La minería global atraviesa una paradoja histórica. Nunca el mundo necesitó tantos minerales y metales como hoy, pero nunca fue tan complejo atraer capital, acelerar proyectos y sostener la licencia social para operar. Así lo refleja el informe Global Mining 100, elaborado por Mining Beacon, una de las plataformas de información minera más influyentes a nivel internacional, que analiza en detalle el desempeño de las 100 principales compañías mineras y metalúrgicas del planeta.
Según el relevamiento, las Top 100 vendieron u$s946.400 millones en minerales y metales durante 2024, una cifra levemente superior a los u$s925.600 millones de 2023, lo que confirma que el sector sigue siendo uno de los pilares silenciosos de la economía global, aun en un contexto de alta volatilidad geopolítica, presión regulatoria y cambios tecnológicos acelerados.
“Las 100 principales compañías mineras y metalúrgicas del mundo vendieron u$s946.400 millones de minerales y metales el año pasado”, destaca textualmente el estudio de Mining Beacon, al que accedió Energy Report.
Los cinco grandes minerales que explican el negocio global
El estudio muestra que, pese al auge discursivo de los minerales críticos, la minería mundial sigue concentrando su facturación en pocos commodities. En 2024, las mayores ventas provinieron de:
Cobre: u$s173.810 millones
Carbón térmico: u$s131.970 millones
Oro: u$s131.810 millones
Hierro: u$s130.450 millones
Bauxita, alúmina y aluminio: u$s84.830 millones
A estos se suman ingresos relevantes por carbón metalúrgico, zinc, metales del grupo platino, níquel, plata, fertilizantes, litio, uranio y tierras raras. El dato es clave porque confirma que la transición energética no reemplaza al negocio tradicional, sino que se superpone a él, tensionando la necesidad de inversión.
Uno de los puntos más llamativos del informe es la comparación entre el valor de mercado de la minería y el de otros sectores estratégicos. Mining Beacon señala que 96 de las 100 compañías son cotizantes, y que su capitalización bursátil combinada alcanzaba u$s1,836 billones a junio de 2025.
Para ponerlo en perspectiva, el informe remarca que Nvidia por sí sola vale más que todo el sector minero listado, y que las cinco grandes tecnológicas estadounidenses concentran una capitalización cercana a u$s17.000 millones.
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“Estamos ante una situación extraordinaria en la que la capitalización combinada de los proveedores de minerales es menor que la de una sola compañía a la que abastecen”, advirtió Rohitesh “Ro” Dhawan, presidente y CEO del Consejo Internacional de Minería y Metales (ICMM, por sus siglas en inglés).
“Ro” encabeza el consejo de 24 directores ejecutivos de las mayores empresas mineras y metalúrgicas del mundo. Dhawan vive en Londres, pero nació y creció en la India y ha pasado la mayor parte de su vida adulta en Sudáfrica. Estas experiencias en países en desarrollo -afirman en ICMM- son la fuente de su pasión por la minería responsable y su convicción en el poder de la industria minera para transformar vidas y proteger la naturaleza, especialmente en las zonas menos desarrolladas del mundo. Tiene una Maestría en Cambio Ambiental y Gestión de la Universidad de Oxford en el Reino Unido y una licenciatura en Economía de la Universidad de Rhodes en Sudáfrica.
El cuello de botella: inversión, plazos y confianza
Mining Beacon pone el foco en uno de los grandes problemas estructurales de la industria: los plazos de desarrollo y la falta de capital. Según datos de Morgan Stanley incluidos en el informe, el tiempo promedio para que una mina pase del descubrimiento a la producción ya alcanza 17,8 años, frente a apenas 6,4 años en la década del 90.
“En el momento en que el mundo necesita unas 300 nuevas minas, es cuando más difícil se ha vuelto abrir una”, resume el reporte en base a Dhawan.
La situación se agrava por el retroceso en exploración. Las Top 100 destinaron u$s5.936 millones a exploración en 2025, una cifra que representa apenas una décima parte del gasto en fusiones y adquisiciones, y que marca un problema de reposición de activos a largo plazo.
Producción récord, pero con costos crecientes
Otro de los “datos breves” destacados entre las páginas 12 y 15 es el fuerte nivel de actividad operativa. Las Top 100 empleaban 2,56 millones de personas a fines de 2024 y reportaron 205 muertes laborales en ese año, un indicador que sigue pesando sobre la percepción social del sector.
En paralelo, el gasto de capital cayó a u$s110.440 millones en 2025, desde u$s130.990 millones en 2024, reflejando una industria más cauta, enfocada en disciplina financiera y retornos selectivos.
“Los mineros están entrando en una nueva era de disciplina de capital”, señala el informe, que cita a Wood Mackenzie, donde advierte que invertir en crecimiento solo es rentable si se hace en los commodities correctos, especialmente cobre.
China, integración y minerales del futuro
El informe también subraya el peso creciente de China, no solo como consumidor sino como actor integrado verticalmente, con fuerte presencia en cobre, litio, níquel y tierras raras.
Mining Beacon indicó que las compañías chinas combinan minería, procesamiento, manufactura y reciclaje, una estrategia que Occidente todavía intenta replicar.
“La integración industrial, el reciclaje y la tecnología son los grandes diferenciales competitivos en la nueva minería”, señala el documento.
Un sector clave para la transición… pero en tensión
La conclusión del informe es tan clara como incómoda: la minería es indispensable para la transición energética, pero no está financieramente preparada para sostenerla sola. La Agencia Internacional de Energía proyecta que la demanda de algunos minerales podría duplicarse o cuadruplicarse en 20 años, mientras que la industria enfrenta más regulaciones, menos exploración y crecientes resistencias sociales.
La vía navegable troncal, comprendida entre el kilómetro 1238 del Río Paraná, hasta la Zona de Aguas Profundas Naturales, en el Río de la Plata exterior, hasta la altura del kilómetro 239,1 del canal Punta Indio, por la vía del Canal Ingeniero Emilio Mitre y el Río Paraná de las Palmas, Río Paraná Bravo, Río Paraná Guazú, Río Talavera, Río Paraná–Océano Atlántico (la “Vía Navegable Troncal”), fue administrada y mantenida por Hidrovía S.A. bajo el régimen de concesión de obra pública por peaje de la Ley 17.520, a riesgo empresario y sin aval del Estado desde 1995 (cfr. Decreto 253/1995).
En el año 2021, mediante Decreto 949/2020 (el “Decreto 949”), se delegó en el entonces Ministerio de Transporte la facultad de efectuar el llamado y la adjudicación de la licitación pública, nacional e internacional, por el régimen de concesión de obra pública por peaje de la Ley 17.520, para la modernización, ampliación, operación y mantenimiento del sistema de señalización y tareas de dragado y redragado y mantenimiento de la Vía Navegable Troncal, a riesgo empresario y sin aval del Estado (la “Licitación” y la “Concesión”, respectivamente).
Posteriormente, ante la proximidad del vencimiento del contrato de concesión de Hidrovía S.A. y su prórroga, mediante Decreto 427/2021 se otorgó la Concesión a la Administración General de Puertos S.E. por un período de 12 meses. La vigencia de la Concesión fue prorrogada por la Resolución 515/2022 del entonces Ministerio de Transporte hasta la toma de servicio por quien resulte adjudicatario de la Licitación.
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Seguidamente, por Disposición 34/2024 de la entonces Subsecretaría de Puertos y Vías Navegables, se llamó a licitación pública nacional e internacional para la selección del concesionario, la que fue dejada sin efecto tras haber recibido una única oferta.
En este contexto, luego de un proceso de audiencia pública y formulación de observaciones por los interesados, el viernes 19 de diciembre de 2025 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 67/2025 (la “Resolución 67”) de la Agencia Nacional de Puertos y Navegación (la “ANP”) que dispuso el llamado a Licitación y aprobó los Pliegos de Bases y Condiciones y Especificaciones Técnicas (los “Documentos Licitatorios”).
A continuación, se detallan los aspectos más relevantes de la convocatoria:
1. Cronograma de la Licitación
Plazo para la formulación de consultas a los Documentos Licitatorios: hasta el 28 de enero de 2026 a las 23.59 h. Plazo máximo de presentación de ofertas: hasta el 27 de febrero de 2026 a las 13:00 h. Acto de apertura del Sobre N° 1: 27 de febrero de 2026 a las 13:00 h.
2. Condiciones generales de la Licitación
La Licitación es de etapa múltiple y los oferentes presentarán sus ofertas en tres sobres.
El primero, contendrá la documentación que acredite el cumplimiento de los requerimientos societarios y formales, técnicos y económicos mínimos.
El segundo deberá incluir la memoria técnica y un plan de trabajos indicativo de todas las tareas a realizar.
El último, contendrá la oferta económica, comprensiva de la planilla de cotización para las Etapas 0, 1 y 2.
3. Presentación de ofertas
La presentación de las ofertas debe realizarse exclusivamente a través de la plataforma Contrat.Ar, a cuyos fines los interesados deberán estar previamente inscriptos en la categoría “Cocontratantes del Estado”, subcategoría “Concesionario Ley N° 17.520” de conformidad con la Resolución 35/2024 de la Vicejefatura de Gabinete Ejecutiva y la Disposición 84/2024 de la Oficina Nacional de Contrataciones (la “ONC”).
4. Participación
Las personas habilitadas para participar de la Licitación son aquellas personas jurídicas, nacionales o extranjeras, con capacidad para obligarse en la República Argentina. Estas personas podrán presentarse por sí mismas o bajo asociaciones, pero no podrán optar por ambas alternativas o participar de más de una.
No estarán habilitadas para participar las personas jurídicas controladas directa o indirectamente por estados soberanos o agencias estatales ni uniones transitorias de empresas, entre otros.
En caso de resultar adjudicatario, el oferente deberá constituir una sociedad de propósito específico cuyo estatuto social deberá prever un plazo igual o superior al plazo máximo de vigencia del contrato. Además, deberá prohibir cualquier modificación en la participación que implique un cambio de control.
5. Requisitos económicos
A efectos de acreditar su capacidad económico-financiera, los oferentes deberán acreditar el cumplimiento de, como mínimo, los siguientes requisitos:
Un patrimonio neto total mayor a US$ 300.000.000; Una facturación mínima mayor a US$ 450.000.000, en todo concepto; Un factor de solvencia mayor a 1,40; Un factor de liquidez mayor a 0,9; Un factor de endeudamiento menor a 2,5; y Una facturación anual mínima promedio sobre la actividad de dragado mayor a US$ 300.000.000 y rentabilidad mínima de US$ 30.000.000 para todas las actividades.
6. Requisitos de experiencia
Los Oferentes deberán contar con experiencia en la ejecución de obras de dragado en puertos y canales a efectos de la mejora y/o mantenimiento de las condiciones de navegación, ejecutados con equipos propios y por un volumen de material removido superior a 1.000.000 m3 en vías navegables similares, esto es, aquellas que permitan la navegación de embarcaciones de más de 8 m de calado.
Se computarán únicamente aquellos antecedentes de fecha posterior a 2016.
En el caso de las asociaciones, solo se considerarán los antecedentes de aquel integrante con una participación igual o superior al cuarenta por ciento (40%).
En particular, se requiere que se acredite:
Volumen total de dragado no inferior a 15.000.000 m3; Volumen mensual dragado, excluyendo refulado o rellenos, con equipos propios de una calada inferior a 8,5 m, superior a los 500.000 m3; Experiencia en la implementación o mantenimiento de sistemas de balizamiento; Contar con 6 dragas de succión que hayan sido construidas después de1994, con un calado máximo de 8,5 m, con una potencia instalada a bordo no menor a 4,000 kW. Además, la suma de la capacidad de tolva de 4 de las dragas no debe ser inferior a 20,000 m3. Calificación de las emisiones y certificaciones ISO 9001, 14.001 y 45.001. Los oferentes deberán designar a un representante técnico, que será quien represente al Concesionario ante el Concedente y reciba las órdenes de servicio. Deberá ser ingeniero civil o portuario y deberá acreditar experiencia en cargos relacionados con la organización, dirección, inspección y/o representación técnica en obras de dragado en Argentina.
7. Memoria técnica
Los oferentes deberán presentar una memoria técnica y un plan de trabajos indicativo de las tareas a realizar, los volúmenes a remover y las dragas a utilizar en cada sector y para cada tarea.
La memoria descriptiva de las tareas a realizar deberá incluir, entre otra información, los planes de movilización y desmovilización, el plan de entrega, actas y cesión de la concesión y los equipos, etapas y tiempos previstos.
El plan y programa de trabajo, por su parte, deberá prever la propuesta general de dragado, balizamiento, tecnificación y lucha contra derrames.
8. Oferta económica
La oferta económica consistirá en la cotización de la tarifa de transporte para los tramos comprendidos entre los ríos Paraná y Río de la Plata para cada una de las etapas de la concesión.
Además, el oferente deberá presentar:
El plan económico financiero de la concesión; Un compromiso de financiamiento por un monto mínimo equivalente al 50% de las inversiones totales previstas para la ejecución de las obras de la concesión; Cotización del servicio de dragado en acceso a puertos.
9. Garantía de mantenimiento de oferta
Como condición de validez de sus ofertas, los oferentes deberán integrar una garantía de mantenimiento de oferta por un monto de US$ 20.000.000, por un plazo de duración igual al plazo de mantenimiento de la oferta, más sus eventuales prórrogas.
10. Adjudicación
Será adjudicado aquel oferente que, tras superar satisfactoriamente la evaluación del sobre 1, obtenga la mayor puntuación —sobre un total de 200 puntos— considerando tanto su propuesta técnica (sobre 2) como económica (sobre 3).
11. Objeto de la concesión
El objeto del contrato de concesión consiste en la modernización, ampliación, operación y mantenimiento del sistema de señalización, tareas de dragado y redragado y mantenimiento de la Vía Navegable Troncal y tendrá un plazo de duración de 25 años el cual podrá prorrogarse por un período adicional que no podrá superar el 20% del plazo original.
La concesión se divide en las siguiente tres etapas:
Etapa 0: se extenderá por un año desde la toma de posesión durante el que se deberán desarrollar tareas de mantenimiento y mejoras en la señalización. Además, el oferente deberá presentar la documentación necesaria para la ejecución de las obras de dragado de la Etapa 1.
Etapa 1: a partir de la aprobación de la documentación, el concesionario realizará las obras correspondientes a la Etapa 1, consistentes en: (i) ensanche del Canal Brown y (ii) profundización y adecuación de la taza del canal de los ríos Paraná Bravo y Paraná Guazú. Durante esta etapa, el concesionario deberá presentar la documentación necesaria para la ejecución de las obras de la Etapa 2.
Etapa 2: comienza con la presentación de la documentación pertinente y se extiende durante la ejecución de las obras de dragado de Etapa 2 hasta la finalización de la Concesión.
Al cierre de 2025, la formación no convencional no solo rompe récords de extracción, sino que redefine la balanza comercial argentina con exportaciones que superan los USD 7.000 millones. El impacto del RIGI y los acuerdos de GNL marcan la hoja de ruta para 2026. El sector hidrocarburífero argentino despide el año con cifras que confirman un cambio estructural en la matriz productiva.
Según los últimos reportes operativos de noviembre, la provincia de Neuquén alcanzó los 590.339 barriles diarios de petróleo, lo que supone un salto interanual del 28,64%. Lo más relevante para el mercado es la consolidación del shale oil, que ya explica el 96,97% del total producido.
Los motores del crecimiento
El sostenimiento de estos niveles récord se apoya en la estabilidad operativa de áreas maduras y en desarrollo acelerado como:
Loma Campana (YPF-Chevron) Bandurria Sur Bajada del Palo Este Bajo del Choique-La Invernada
En el segmento del gas, a pesar de una leve estacionalidad mensual, la producción se ubicó en 81,22 millones de metros cúbicos diarios. El shale gas mantiene su predominio con una participación del 90,04% sobre el total no convencional, blindando el abastecimiento interno y sentando las bases para la exportación a escala.
Proyección internacional: Del Cono Sur al Mercado Global
El 2025 cierra con hitos geopolíticos que transformarán a Vaca Muerta en un hub exportador global:
Alianza GNL: El acuerdo entre YPF y ENI para el proyecto de Gas Natural Licuado proyecta exportaciones futuras por USD 300.000 millones, una cifra que equivale a la mitad de lo exportado por el agro en las últimas dos décadas.
El “Factor Brasil”: Los acuerdos con el consorcio GASBRA SA para abastecer al sector industrial brasileño abren un canal de divisas fundamental para la balanza comercial.
Marco Normativo: La inclusión del upstream no convencional en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) ha comenzado a traccionar capitales que garantizan la hoja de ruta para 2026.
Impacto Económico
La eficiencia operativa de las operadoras en la cuenca neuquina permitió que Argentina logre exportaciones energéticas históricas por más de USD 7.000 millones este año. Este superávit energético se perfila como el principal sostén de las reservas del Banco Central frente a los vencimientos de deuda previstos para el inicio del próximo ciclo.
Con este escenario, la industria inicia el 2026 con el desafío de ampliar la infraestructura de evacuación para que el récord de producción en pozo se traduzca efectivamente en mayor presencia en los mercados internacionales.
La importación es un fenómeno limitado. Pero hay limitaciones estructurales difíciles de resolver en el corto plazo. Cuáles son los sectores que están en mejores o en peores condiciones para hacerle frente al mundo.
Lejos de lo que se piensa, la importación en el país es todavía un fenómeno limitado. Lo que está poniendo en jaque a algunos sectores fabriles no son productos, insumos y componentes que vienen del exterior, sino la dificultad que tiene la propia Argentina para que la producción local pueda competir en el mercado interno.
El gran problema, como ya ha quedado demostrado en el primer cuarto del siglo 21, es que tener una economía cerrada no sirve; genera como contracara precios más altos y sin crecimiento real del empleo privado registrado. La apertura es necesaria, pero la competitividad no se logra de un año para el otro.
El 2025 ha sido un año de transición en muchos niveles para la Argentina. Hasta noviembre, la importaciones crecieron a un ritmo del 27% respecto a los 11 primeros meses del año pasado. Pero la estimación de Gustavo Scarpetta, especialista cordobés en comercio exterior, es que terminarán el año en U$S 75.600 millones, por debajo del pico registrado en 2022, cuando llegaron a U$S 76.162 millones.
La consultora Abeceb hace un ejercicio interesante: compara la relación importación-PIB, o sea, lo que ingresa desde el exterior contra el tamaño de la economía. En Argentina es de 16% (en la década del ‘90 era de 17%), cuando en Colombia, Uruguay y Chile oscila entre el 20% y el 45% (el valor más alto corresponde a la economía trasandina).
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Por lo tanto, en términos relativos, la importación tendría margen para seguir creciendo. ¿Por qué le duele tanto la importación a la industria nacional?
En parte porque venía de más de dos décadas de una economía cerrada, en la que se importaban mayormente insumos, bienes de capital y bienes intermedios, mientras que los bienes de consumo representaban una mínima porción.
Esto cambió en 2025 y la importación de bienes finales se encontró con una demanda contenida que respondió inmediatamente comprando. Según datos del Indec, entre enero y noviembre, la importación de bienes de consumo creció 58% y la de vehículos, 109%, mientras que la producción fabril medida a través del IPI Industrial entre enero y octubre aumentó sólo 3,1%.
La competitividad es un problema estructural
“Que los productos importados compitan con los bienes de producción nacional no es preocupante. El problema es que la pérdida de competitividad que ha sufrido la industria argentina es parte de un fenómeno sistémico. Las empresas pueden hacer su trabajo puertas adentro para reducir costos, tener un manejo más eficiente de sus costos operativos o analizar su mix de productos y servicios. Pero el límite está una vez que sus productos salen fuera de la fábrica, en la infraestructura portuaria y vial, en la burocracia administrativa, en los costos laborales, el esquema tributario, la falta de financiamiento, etcétera”, explica Mariángel Ghilardi Sierra, coordinadora Sectorial y de Negocios de Abeceb.
Este no es un fenómeno nuevo. La gremial empresarial industrial viene insistiendo desde hace años en este problema en cada foro y en cada evento; pero encontró por respuesta un profundo silencio. El problema es que la solución a estos problemas lleva tiempo.
“Argentina tiene tres problemas estructurales básicos. Su mercado es relativamente pequeño y limita a las industrias para lograr economías de escala; solamente lo logran las industrias enfocadas en la exportación, como la agroindustria. Además, es una economía sin crédito y sin perspectiva de mediano plazo, lo cual reduce la inversión en tecnologías de escala mundial. A esto se suman los problemas históricos, que están en vías de cambiar, pero en el largo plazo, como los altos costos del sistema laboral y la falta de infraestructura”, resalta Marcos Cohen Arazi, investigador del Ieral (de la Fundación Mediterránea), responsable de la sección Productiva.
En este sentido, advierte el economista cordobés, el tiempo es un factor que juega en contra. “El plazo en que se instala Decathlon en el país es mucho más corto comparado con el tiempo que lleva acomodar estos factores estructurales, claves para que la industria argentina pueda competir; es un problema insalvable”, previene.
Paradoja: la industria nacional suma importación
En lo que va de la gestión de Javier Milei, la Encuesta de Indicadores Laborales (EIL) de la Secretaría de Trabajo de la Nación viene registrando más empresas en general, pero menos industrias.
Los datos de octubre pasado relevan 312.926 empresas privadas del sector formal, 7.226 firmas más (2,3% de aumento) que en octubre de 2023; pero 47.576 industrias, 1.470 menos (2,9% de caída) que hace dos años.
Las industrias que se mantienen en el mercado argentino optaron por aumentar la composición de insumos y componentes importados, o también por dejar de producir algún bien o servicio en el que son menos competitivos, para reemplazarlos por alguna alianza con marcas extranjeras que le permita ser representante en el país.
Un informe de Abeceb, sobre la base de datos del Observatorio PyME, refleja que la proporción de empresas que reemplazan producción propia de bienes por importaciones casi se duplica y llegó al 10,1% en el segundo semestre del año, contra el 5,3% de la primera etapa; mientras que las que sustituyen insumos y bienes intermedios locales trepan al 22,1% desde 15,2%, respectivamente.
Los rubros en los que se producen estos cambios con mayor intensidad son sustancias y productos químicos, caucho y plástico (29,2%), y la metalmecánica (28,4%).
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“Todos los sectores se están acomodando al nuevo contexto. Las empresas buscan eficientizar los costos operativos, cambiar el portafolio de productos, realizar inversiones en automatización, ser más eficientes en el manejo de los costos energéticos o sellar alianzas con partners extranjeros, sobre todo de China, para que utilicen su red comercial”, explica Ghilardi Sierra.
Un ejemplo es lo que sucede en la industria automotriz. En noviembre, el 60% de los patentamientos de vehículos 0 km fueron importados y el 40% fueron nacionales, cuando en igual mes del año pasado la relación era 44% y 56%, respectivamente.
La mayor oferta de vehículos importados les permitió a las automotrices aumentar 49,7% el patentamiento en los primeros 11 meses del año (587.666 unidades). Pero, en el mismo período, la producción nacional fue de 464.408 vehículos, con una caída de 0,9% respecto del período enero-noviembre de 2024.
Las industrias más golpeadas y las que siguen en competencia
El impacto de esto se sintió en todo el cordón autopartista cordobés. Un reciente análisis de la Comisión Autopartista de la Cámara de Industriales Metalúrgicos y Componentes de Córdoba (Cimcc), partiendo de las proyecciones de fabricación para el año próximo, indica que la producción cordobesa de vehículos pasará a representar el 20% del total nacional en 2026, cuando en 2023 era de 29%.
Al respecto, fuentes de la industria a nivel nacional advierten que, en este contexto de una demanda general relativamente baja, el sector acude a toda su capacidad de resiliencia. “Las industrias tienen una pata en la producción, pero históricamente también la tuvieron en la importación, cuentan con mucha gimnasia importadora y ahora están ampliando esta actividad para ser más competitivas y sostenibles”, agrega la fuente que pidió reserva del nombre.
Durante la gestión Milei, la economía ha crecido. Entre noviembre de 2023 y octubre de 2025, el Estimador Mensual de la Actividad Económica (Emae) del Indec aumentó 4,4%.
Sin embargo, según datos del Ieral, la actividad industrial en todos los sectores descendió 5,1%.
Los únicos rubros que crecieron fueron alimentos y bebidas (4,3%), sustancias y productos químicos (1,4%) y otros aparatos e instrumentos (1%), mientras se mantuvieron casi estables otros equipos de transporte (0,6%). Estos son los rubros que todavía son competitivos.
Las caídas más importantes se registraron en textiles (-37,2%), productos de caucho y plástico (-23,7%), productos de metal (-20,6%), productos minerales no metálicos (-17,8%), vestimenta y calzado (-16%), y vehículos, carrocerías y autopartes (-15,8%).
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“El tipo de cambio no está atrasado, pero tampoco da demasiadas ventajas. Entonces, levantadas las protecciones que ayudan a la competitividad y sin escala, hay rubros dentro de la industria que se tienen que reconfigurar”, resalta Cohen Arazi.
Para el economista cordobés, en Argentina, agroindustria, derivados del petróleo y químicos son los que todavía mantienen una cierta competitividad. En cambio, textiles, calzado y metalmecánica son los que necesitan adaptarse de manera urgente.
“Esto va a seguir en 2026. El Gobierno está priorizando que el tipo de cambio no se siga apreciando, la baja de algunos impuestos, la reforma laboral y algunos incentivos a la inversión de medianas empresas, que era lo que se esperaba”, resalta el economista del Ieral.
Por su parte, la investigadora de Abeceb, agrega otros sectores que están en peligro de sobrevivencia como electrónica (la producción de celulares, por la baja de aranceles, puede ser rápidamente sustituible), juguetes (en los últimos 12 meses, se duplicó la importación desde China) y neumáticos (la caída de 35% al 16% de aranceles en 2025 incrementó 57% el ingreso de unidades desde el exterior).
El Ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, dio un giro clave en la instrumentación del Plan Gas.Ar al establecer un mecanismo para ceder los contratos directos de compraventa de gas natural hoy concentrados en Energía Argentina Sociedad Anónima (EA) hacia relaciones contractuales directas entre productores y distribuidoras, con supervisión del ENARGAS.
La decisión quedó formalizada en la Resolución 606/2025, firmada el 26 de diciembre de 2025 y publicada el 29 de diciembre, y se inscribe en la estrategia oficial de normalización del mercado del gas, reducción de intermediaciones estatales y retorno al marco regulatorio de la Ley 24.076, sin alterar tarifas ni los objetivos estructurales del esquema vigente.
Reconfiguración del Plan Gas.Ar y salida progresiva del Estado como intermediario
La Resolución 606/2025 introduce adecuaciones instrumentales al “Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos 2023–2028”, aprobado por el Decreto 892/2020, en un contexto macroeconómico sustancialmente distinto al de su creación y bajo la premisa explícita de que el Estado Nacional se retire progresivamente de actividades que pueden ser realizadas por el sector privado sin financiamiento presupuestario.
El eje central de la medida es la cesión de los contratos de compraventa de gas natural celebrados entre EA y los productores, destinados al abastecimiento de la demanda prioritaria, hacia las prestadoras del servicio público de distribución de gas por redes. Según el artículo 1°, los productores que adhieran deberán aceptar la cesión, la cual será instrumentada por EA dentro de un plazo de 30 días hábiles desde la publicación de la resolución.
Una vez perfeccionada la cesión, EA quedará liberada de todas las obligaciones futuras bajo esos contratos, aunque mantendrá a su cargo las deudas, intereses, penalidades o reclamos derivados de operaciones realizadas con anterioridad. Desde ese momento, los productores asumirán plenamente el rol de vendedores y las distribuidoras el de compradoras, estableciendo un vínculo directo conforme al artículo 12 de la Ley 24.076, que promueve la libre interacción de oferta y demanda para la formación del precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).
Cambios operativos: inversiones, compromisos de inyección y compensaciones
La resolución también redefine aspectos operativos relevantes del Plan Gas.Ar para los Productores Firmantes que adhieran voluntariamente, sin modificar los objetivos esenciales del esquema ni las tarifas finales a usuarios.
Entre los cambios más significativos se destacan:
Alivio en las obligaciones informativas: se elimina el deber de presentar informes trimestrales con apertura mensual sobre el avance del plan de inversiones, junto con información auditada y en carácter de declaración jurada. La obligación de invertir se mantiene intacta, así como la facultad de la Secretaría de Energía de requerir información puntual para verificar el cumplimiento. Esta dispensa no aplica a los compromisos asumidos en la Ronda 5.2, convocada por la Resolución 770/2022 y adjudicada entre 2022 y 2023.
Revisión del compromiso de inyección: para los productores adherentes, deja de aplicarse la regla que dividía la curva de producción comprometida por 0,7, prevista en el Numeral (i) del Punto 11 del Anexo del Decreto 892/20. El cambio reduce exigencias formales sin alterar los volúmenes comprometidos.
Pago provisorio más alto: el pago provisorio mensual de la compensación estatal se eleva al 90%, calculado sobre la base de la declaración jurada presentada por cada productor respecto de sus entregas, conforme a los puntos 62 a 65 del Anexo del Plan. En el nuevo esquema, los productores cobrarán el precio del gas en el PIST en pesos por metro cúbico, incorporado en los cuadros tarifarios, y percibirán adicionalmente la compensación a cargo del Estado Nacional. Las bonificaciones tarifarias aplicadas a los usuarios finales serán recuperadas por los productores a través del mecanismo de compensación vigente.
Supervisión regulatoria y asignación de volúmenes: el rol del ENARGAS
La resolución pone especial énfasis en la Ronda 4.2 del Plan Gas.Ar, adjudicada mediante la Resolución 860/2022, cuyos volúmenes deberán ser reasignados entre distribuidoras, generadores y, eventualmente, CAMMESA. En este proceso, la actuación de EA será supervisada por el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS).
EA deberá informar a los productores involucrados cómo se distribuirán los volúmenes adjudicados, priorizando que las distribuidoras reciban el “Gas de Pico 2024” y el “Gas de Pico 2025”, según lo establecido en la Resolución 770/2022. El objetivo explícito es propiciar la firma de contratos directos entre productores y distribuidoras, reduciendo la intervención transitoria del Estado.
La adhesión al nuevo esquema es voluntaria pero indivisible: no se admitirán aceptaciones parciales ni sujetas a reservas. Productores y distribuidoras deberán manifestar su adhesión mediante el sistema Trámites a Distancia (TAD) dentro de los 30 días hábiles administrativos desde la notificación del acto. Luego de publicada la lista de adherentes, las partes contarán con otros 30 días hábiles para presentar los nuevos contratos ante la Secretaría de Energía y el ENARGAS.
Impacto económico e institucional: hacia la normalización del mercado del gas
Desde el punto de vista económico, la Resolución 606/2025 representa un primer paso concreto hacia la normalización contractual del mercado del gas natural, en línea con la emergencia energética declarada por el Decreto 55/2023 y prorrogada hasta el 9 de julio de 2026. El Gobierno busca corregir distorsiones generadas por años de congelamiento tarifario y subsidios generalizados que, según los considerandos, “comprometieron gravemente la situación financiera del Estado Nacional”.
Sobre el cierre del año, el Centro-Pyme Adeneu convocó a un evento para debatir los principales desafíos de la cadena de valor local ante la oportunidad de proveer, de un mayor modo, a la industria oil and gas. A continuación el video con la cobertura completa.
La jornada “Forjando Vaca Muerta: donde la metalmecánica y el Oil & Gas se juntan” reunió a referentes de operadoras, industria metalmecánica, cámaras empresarias, universidades y organismos técnicos para poner en foco un tema clave: cómo se prepara el entramado local para acompañar el salto de actividad en la Cuenca Neuquina, con más competitividad, capacidades técnicas y encadenamientos productivos.
En este contenido vas a encontrar el registro completo del evento, con la cobertura de Mejor Energía, y el detalle de cada panel y sus participantes para que puedas navegar la agenda, identificar los momentos más relevantes y volver a ver las definiciones principales.
Paneles y participantes
1. Apertura
Facundo López Raggi, coordinador de Metalmecánica y Sustentabilidad del Centro PyME-Adeneu)
Guillermo Koenig (Ministro de Economía, Producción e Industria) Anabel Lucero (Gerente General, Centro PyME-Adeneu)
2. El contexto sectorial
Presentación FECENE: Roberto Enríquez (vocal titular FECENE y presidente de ADINEU) Presentación ADIMRA: “Desarrollo federal de la industria metalúrgica e integración de cadenas de valor estratégicas”: Mariano Guizzo (vicepresidente) y Jorge Scian (presidente Comisión de Energía)
3. Disertación técnica de gestión e innovación
Innovar para ser competitivos en el contexto Vaca Muerta (Laura Álvarez- INTI)
4. Perspectivas de Vaca Muerta y el sector metalmecánico
Fabricio Gullino, subsecretario de Hidrocarburos de Neuquén
5. Operadoras y servicios especiales (demanda: oportunidades y desafíos)
Mauro Poli (AESA) Germán Crivelli (YPF) Emiliano Schlotthauer (PAE) Sebastián Pastrana (Pluspetrol) Moderador: Fernando Castro (Director de Mejor Energía)
6. Pymes de Vaca Muerta (oportunidades y amenazas)
Daniel Duñez (El Pampeano) Mariano Valeri (Industrias Bender) Ezequiel Weber (Tecsa) Ariel Malatesta (IAN) Moderador, Fernando Castro (Director de Mejor Energía)
La baja de la actividad en Vaca Muerta impactó en la operación de pymes neuquinas, que hoy buscan ganar eficiencia.
El 2025 para las pymes de Vaca Muerta fue desafiante. La caída de la actividad impactó de lleno en varias empresas neuquinas, que redujeron entre un 30 y un 40% su nivel de operación. Desde la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (Fecene) señalaron que es clave mejorar la eficiencia, potenciar el asociativismo y aprovechar otros mercados para comprar equipamiento, como el chino.
El secretario de la federación, Daniel González dialogó con este medio sobre los factores que provocaron un 2025 complejo para la industria de los hidrocarburos en la región. “Veníamos muy embalados del 2024, con mucha actividad, lo que incluso significó que se hiciera muchas inversiones en equipamiento, en ampliaciones y demás”, recordó.
El 2025 “nos encontró con una baja de actividad importante para las pymes neuquinas. Hay casos en los que se registran caídas de actividad del 30% al 40%, lo que nos prendió algunas luces de alarma”, marcó. Los factores más evidentes que llevaron a la baja son tres, según enumeró. Uno es la caída del precio del barril Brent de referencia para Argentina, que inició el 2025 en torno a los US$ 80. En los últimos meses, se mantuvo apenas por encima de los US$ 60.
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Se le suma la “incertidumbre política sobre lo que ocurriría en las elecciones. El tercer factor es la evacuación. Se están realizando obras grandes, como la construcción del Oleoducto Vaca Muerta Sur, a la que, evidentemente, se dirigieron muchos fondos”, expresó.
El referente consideró que son factores que se pueden ir atenuando, pero hay que mantener cautela, sobre todo con el precio del crudo. “En 2026 hay que estar preparado por un escenario peor que de US$ 60”, subrayó. Esto obliga a que “toda la industria sea mucho más eficiente, a tener mayor productividad para estar a la altura de las circunstancias, porque todo el sector va a requerir una mejora para poder ser competitivos”, advirtió.
La eficiencia será clave no solo para afrontar el 2026, sino también para avanzar hacia el salto de escala previsto para 2030, en el que se proyecta que el país alcance el millón de barriles por día. Se le suman los proyectos de GNL, que a 2030 se prevé una capacidad de procesamiento de nada menos que 17.000 toneladas con los proyectos en carpeta. “Las pymes nos tenemos que preparar. Pensamos en la asociatividad y complementariedad con otras empresas. Por eso también apuntamos a asistir a todas las ferias internacionales que hay”, señaló.
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Un ejemplo es la Conferencia de Tecnología Offshore (OTC, por sus siglas en inglés) en la que participaron representantes de firmas regionales para conocer nuevas tecnologías, “conseguir partners o representaciones de empresas que ya tienen mucha experiencia en Estados Unidos”. Sin embargo, si el foco está en la compra de equipamiento, la respuesta es China. “Estamos preparando un viaje para China en marzo de 2026. Está la oportunidad de adquirir equipamiento a menor precio. Algunos empresarios de la zona ya han ido y comprado”, explicó.
Las reformas que esperan las pymes
“Internamente, no hay dudas de que nosotros tenemos que hacer los deberes para tener una mayor productividad. Puertas adentro tenemos que ser más eficientes, pero con eso a veces no basta”, expresó González. El Estado “tiene mucho para aportar, porque más allá de nuestro esfuerzo, tenemos una carga muy fuerte en materia impositiva”, marcó.
La empresa santafesina que consolidó su lugar en la cadena de valor energética, apostó a la calidad certificada y proyecta nuevas inversiones en Vaca Muerta. Además, el análisis de un desembarco en Neuquén como parte de su estrategia de crecimiento.
En el marco del especial de Energía de Milla Extra, el programa de AIRE Negocios, una empresa nacida en Esperanza quedó en el centro del análisis sobre el aporte de la industria nacional al desarrollo energético argentino. Se trata de Sica Metalúrgica Argentina SA, una pyme con cuatro décadas de trayectoria que logró integrarse a la cadena de valor del petróleo y el gas.
La historia de la empresa resume un recorrido de adaptación: «Nació hace 40 años de la mano de un soldador con mucho empuje. Hoy estamos transitando, junto con mis hermanos, la segunda generación», explicó Hernán Simonutti, director de la firma.
Sica se inició como especialista en gas licuado y, hace unos 20 años, aterrizó en el sector petrolero. En la actualidad, mantiene su vínculo con el gas licuado pero diversificó su producción hacia petróleo, gas, química y eólica: el 80% de su mix productivo está orientado a la fabricación de equipos petroleros.
Ese proceso le permitió posicionarse como uno de los principales proveedores nacionales de YPF en equipamiento para la industria. «Fue una evolución. Tuvimos un gran éxito en gas licuado y su transporte, y una cosa te lleva a la otra. En una industria tan competitiva como la metalúrgica no podés quedarte quieto», resumió Simonutti.
Una pyme santafesina integrada a la cadena de valor energética
Esteban Weidmann, gerente comercial de Sica Metalúrgica SA, señaló que la experiencia de la empresa es representativa de muchas pymes santafesinas que forman parte de la cadena de valor energética.
Sica provee bienes de capital que se integran directamente al proceso productivo de sus clientes. «Una demora puede tener un costo de oportunidad muchísimo más alto que el valor del equipo. El equipo permite producir y vender», detalló Weidmann, advirtiendo sobre las consecuencias que puede tener no cumplir con los lapsos propuestos.
«Las petroleras son, en su mayoría, corporaciones multinacionales con estándares de calidad y seguridad muy avanzados. Cuando participás de licitaciones, la parte técnica está extremadamente desarrollada», explicó. En ese esquema, el diferencial pasa por cumplir especificaciones y, sobre todo, plazos.
Esa lógica explica vínculos comerciales que atraviesan décadas: «Hay clientes que seguimos atendiendo hoy y que fueron generados por Jorge Simonutti, el fundador, hace más de 35 años».
Esa lógica explica vínculos comerciales que atraviesan décadas: «Hay clientes que seguimos atendiendo hoy y que fueron generados por Jorge Simonutti, el fundador, hace más de 35 años».
El respaldo técnico y la calidad certificada son condiciones indispensables para sostener el posicionamiento logrado por la empresa. Simonutti remarcó que la empresa cumple con la certificación ISO 9000 y suma sellos específicos del sector. «La calidad está verificada para que el equipo tenga exactamente el estándar que el cliente espera cuando contrata a una empresa como Sica», afirmó.
Coyuntura macroeconómica: amesetamiento y reactivación en la industria energética
La coyuntura macroeconómica también atraviesa las decisiones. A fines de 2024, las expectativas para 2025 eran más optimistas. «Teníamos esperanza, pero 2025 no acompañó como se esperaba. Argentina es muy sensible a los años electorales y las inversiones se frenan», analizó Simonutti. Aun así, destacó señales de reactivación hacia el cierre del año, con nuevos pedidos de cotización que permiten proyectar un 2026 con mayor crecimiento, siempre que no se genere nueva incertidumbre.
Las inversiones acompañan una mirada estratégica a futuro. En el último año, Sica adquirió equipo específico en anticipación a una mayor demanda vinculada a Vaca Muerta. «Invertimos pensando en extender esa demanda y evaluamos poner un pie en Neuquén. Estar cerca de la operación es estar cerca del negocio», explicó Simonutti.
Weidmann aportó datos que explican el amesetamiento de la actividad. «A fines de 2024 había 48 equipos de perforación operativos y se bajó a 41. Eso tiene que ver con la falta de infraestructura», señaló. Gasoductos, oleoductos y proyectos clave condicionan la posibilidad de evacuar mayor producción de petróleo y gas. «Las inversiones en infraestructura van de la mano con el aumento de la producción», anotó.
Inversiones, expansión y la apuesta a la energía del futuro
Las inversiones acompañan una mirada estratégica a futuro. En el último año, Sica adquirió equipo específico en anticipación a una mayor demanda vinculada a Vaca Muerta.
«Invertimos pensando en extender esa demanda y evaluamos poner un pie en Neuquén. Estar cerca de la operación es estar cerca del negocio», explicó Simonutti.
Puma Pris, la app de beneficios de Puma Energy, suma un nuevo beneficio para este verano: a partir del domingo 4 de enero y hasta el 28 de febrero, los usuarios podrán acceder a un 10% de descuento los domingos, pagando exclusivamente con Dinero en Cuenta de Mercado Pago, gracias a la alianza entre ambas compañías.
La promoción contempla un tope de reintegro de $4.500, con un límite de dos transacciones mensuales por usuario, y aplica en cargas de nafta Súper, Premium e Ion Diesel. El reintegro será realizado directamente en las cuentas de Mercado Pago de los usuarios.
Además del descuento, todas las cargas realizadas bajo esta modalidad duplican los puntos Puma Pris, que luego pueden canjearse por descuentos en combustibles de entre $2.000 y $20.000, reforzando así el ahorro total para los usuarios.
“Gracias a la alianza con Mercado Pago, seguimos ampliando los beneficios de Puma Pris. Sumamos los domingos a los descuentos ya vigentes de los miércoles y viernes, con el objetivo de ofrecer soluciones simples, concretas y pensadas para cuidar el bolsillo de nuestros usuarios”, señaló Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy.
De esta manera, Puma Pris consolida su propuesta de valor durante la temporada de verano, combinando descuentos directos, acumulación de puntos y una experiencia de pago ágil, al tiempo que fortalece su alianza con Mercado Pago para brindar más opciones y beneficios a los consumidores.
Sobre Puma Energy
Puma Energy es una compañía petrolera global integrada de refinación, transporte, almacenamiento y distribución que opera en 46 países. La empresa ha expandido sus actividades a nivel mundial: es propietaria y operadora de 100 terminales de abastecimiento, así como de más de 3000 estaciones de servicio y está presente en 80 aeropuertos alrededor del mundo.
En Argentina, Puma Energy produce combustibles y lubricantes, con más de 400 estaciones de servicio en todo el país. A su Refinería en Bahía Blanca, la terminal en la localidad de Campana y su planta de lubricantes en Avellaneda, se suman más de 50 agroservicios en los principales puntos de la zona productiva de la Argentina.
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), presentó el balance 2025 del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®), el cual resalta la sólida expansión y el firme compromiso del sector con la gestión integral de riesgos y la sostenibilidad.
El PCRMA® constituye una iniciativa global de la industria química y petroquímica que asume el compromiso de gestionar de manera segura los productos químicos durante todo su ciclo de vida. Al mismo tiempo, impulsa su aporte a la mejora de la calidad de vida y al desarrollo sostenible, especialmente en ámbitos clave como la Salud, la Seguridad y el Medio Ambiente.
El informe, elaborado por la unidad de certificación de DNV Business Assurance, destacó la adhesión de 80 empresas socias y 107 plantas productivas (entre industrias más las de transporte) al Programa, impulsando así la mejora continua en sus operaciones.
En el balance del PCRMA® para 2025 se destaca que 51 empresas adheridas han obtenido una certificación total, lo que equivale al 64% de las compañías socias activas en el Programa, consolidando una tendencia de crecimiento sostenido en la adopción del PCRMA®.
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El Programa está acreditado ante el Organismo Argentino de Acreditación (OAA) bajo la certificación IRAM-ISO/IEC 17067:2015 -esquema tipo 6- para la evaluación de la conformidad de productos (Industria y Transporte), la cual proporciona directrices para estructurar y operar
“Los resultados hablan por sí solos! El compromiso del sector es contundente y se refleja en estas cifras. Alcanzar 51 empresas certificadas al cierre de 2025 —casi el doble que hace apenas cinco años— confirma al PCRMA® como un pilar estratégico para el desarrollo sostenible de la industria. Con todas estas plantas productivas y empresas de transporte bajo certificación vigente, las compañías no solo cumplen con la normativa, sino que lideran una transformación cultural basada en la mejora continua, priorizando la seguridad de las personas, la protección del ambiente y la excelencia operacional, en plena sintonía con los estándares globales de Responsible Care®.”, enfatizó el Ing. Rolando García Valverde, Líder de Desarrollo Sustentable y Medio Ambiente de la CIQyP® y responsable PCRMA®.
Crecimiento Sostenido: 2020-2025
El sector ha mostrado un crecimiento acelerado en la adopción de las mejores prácticas. Al comparar los resultados al cierre de 2025 con los inicios de la década, se observa un avance significativo en el compromiso formal de las empresas.
En cuanto a procedimientos, durante el año se llevaron a cabo 63 procesos de certificación, con un aumento constante en las auditorías en comparación con períodos anteriores. Desde una perspectiva histórica, el PCRMA® ha mostrado una evolución claramente positiva: entre 2020 y 2025, el número de empresas con certificaciones ha crecido un notable 96%, consolidando un crecimiento sostenido durante estos años y reflejando un mayor compromiso de las empresas con los estándares de gestión responsable en la industria química y petroquímica.
El Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® sigue siendo una herramienta fundamental para la industria química y petroquímica de Argentina. A través de este Programa, las empresas adheridas continúan evaluando, midiendo y mejorando su desempeño ambiental y social, con el objetivo de reducir el impacto de sus operaciones y contribuir al desarrollo sostenible del sector y el país.
El PCRMA® es una iniciativa de alcance global, presente en más de 70 países, y en Argentina está impulsado por la CIQyP®, se encuentra desarrollado, bajo diferentes nominaciones, por sus cámaras pares en nueve países de Latinoamérica y homologados por la República Federativa de Brasil y la República Oriental del Uruguay.
En una entrevista exclusiva, el ejecutivo repasa el 2025 que tuvo la empresa y anticipa 2026. Impulsado por una adrenalina “que sólo me había generado el deporte”, asegura: “Tengo Infinia en el tanque hasta 2031″.
Horacio Marín se acomoda en un sillón de su oficina, en el piso 32 de la torre de Puerto Madero. A su derecha, una inmejorable panorámica del Río de la Plata. En un par de días, cruzará el ocre e inmenso charco para firmar en Montevideo el acuerdo por el cual ENI se sumará como socio, con el 50 por ciento, a la exploración off shore que YPF hace en Uruguay.
Fue el segundo anuncio que las dos empresas compartieron en una ventana de poco más de un mes. En octubre, sellaron el convenio de ingeniería final para una de las fases de Argentina LNG, el megaproyecto de exportación de gas licuado.
Con la incorporación de los italianos, la iniciativa demandará una inversión de infraestructura de entre US$ 25.000 millones y US$ 30.000 millones, más US$ 15.000 millones en perforación de pozos. Además, existen negociaciones para invitar a participar -y financiar- esa expansión de producción en Vaca Muerta a ENI y XRG, de la emiratí Adnoc, el otro off-taker de reciente adhesión al proyecto.
“Con ellos, ya tenemos asegurados 12 millones de toneladas”, afirma Marín. Como si, a esa altura, ya intuyera -o supiera- algo que fue noticia un par de semanas después: la salida de Shell del proyecto (al menos, de su fase inicial).
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Una nube que, como la tormenta que se ve venir por la ventana en ese mediodía gris de fines de noviembre, poco parece preocuparle. En todo caso, lo ocupa. A fin de cuentas, poco más de un año atrás, la baja de Petronas -socio estratégico desde el día 1- amenazó con hacer naufragar el proyecto.
Pero Marín lo sacó a flote y se entusiasma, cada vez más, con llevarlo a buen puerto. Todo, en paralelo con las otras grandes iniciativas de YPF. Entre ellas, el oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) y su financiamiento, de US$ 2000 millones, el mayor project finance de infraestructura de la historia argentina, cerrado en julio.
O la salida de los campos maduros, al tiempo que, impulsada por el no convencional, la empresa avanzó hacia el record de producción de 200.000 barriles diarios.
“Soy un gran empujador y trabajo fuerte todo el día”, se define el ejecutivo, de 62 años cumplidos en mayo, mientras repasa su 2025. “Soy la cara visible de un equipo. Lidero a la compañía y empujo para lograr cosas difíciles. Motivo para que vayamos más allá de lo que creemos que se puede hacer”, agrega.
Ex tenista, dice haber aprendido “mucho” del deporte. Sobre todo, esa ambición de siempre ir por más. Pero, hombre forjado en Tecpetrol, la energética de Techint, YPF es algo distinto. “Me cambió mucho el chip. Más, llegando a los 60 años, siendo el último trabajo y diciendo: ‘Esto lo vamos a hacer’. Te da una fuerza impulsora muy grande”, asegura el ganador del premio al CEO del Año que otorgan APERTURA, El Cronista y PwC.
-¿Cómo está terminando YPF el año?
-Este año fue muy importante. Consolidamos una nueva forma de gestionar, concentrada en generar valor para los accionistas. Fue fundamental para lograr todos los resultados. Si no está la mayoría de la gente alineada con eso, es muy difícil. Un diagnóstico puede hacerlo alguien que sabe mucho o alguien que sabe menos. Lo difícil en la vida es ejecutar, no diagnosticar. Y la ejecución, siempre, necesita muchas personas. Por cómo estamos trabajando en YPF, necesitás miles de personas muy, muy enfocadas en los objetivos para lograrlos. Y, después, hay un gran trabajo en paralelo. Por eso, tengo 16 reportes. Si no, muchas cosas se traban. Aunque el gerente de recursos humanos diga que no es lógico tener tantos reportes, yo lo creo muy lógico para ir muy rápido. Hacés algo mucho más lean, más pequeño, pero mucho más intenso.
-¿Cuáles fueron los hitos de YPF en 2025?
-Uno fue VMOS. Es el mayor project finance histórico de la Argentina y lo hicimos entre todas las compañías del sector. Eso es lo que tiene de importante: es el primer proyecto de envergadura en infraestructura realizado por los privados, no por el Estado. Y va a eliminar el cuello de botella que tiene Vaca Muerta en petróleo. La Argentina va a poder producir, mínimo, 1 millón de barriles diarios. Eso es extraordinario.
-¿Por qué?
-Porque, al sacar ese cuello de botella, en ese proyecto global de que la Argentina exporte US$ 30.000 millones (los números nos dan que pueden ser hasta US$ 50.000 millones), ahí ya tenés la primera parte. Porque son US$ 10.000 millones de lo que es normalmente y US$ 22.500 millones que puede dar de adicional este oleoducto, entre toda la Argentina. En este punto, también hay que enfatizar el gran cambio de YPF.
-¿Cuál fue ese cambio?
-Que, habiendo salido de los campos maduros, pasamos los 200.000 barriles de producción neta propia (producción operada es mucho más: arriba de los 330.000). El cambio de estrategia, de concentrarnos en no convencional, sólo por la diferenciación de costos, le genera en forma anualizada US$ 1300 millones de mayor ebitda para los accionistas. Eso es lo primero que hicimos. Cuando llegué, los partes diarios estaban en 95.000, 96.000 barriles. Llegar a 200.000 tan rápido habla del foco, de la excelencia, de la energía que está dando toda la gente que trabajamos en YPF para lograr esos objetivos.
-Si uno se remite al plan 4×4 que presentó cuando asumió en la empresa, el foco en no convencional es uno de los pilares. Otro, la optimización de portafolio, con la salida de actividades non core. ¿Cuánto se avanzó?
-En el manejo de portafolios, salimos de YPF Brasil, de YPF Chile. También, creamos una YPF Bio, que va a tener la mitad de las acciones de Santa Fe Bio, donde vamos a generar biocombustibles para aviación. Ya salimos de todos los campos maduros y terminamos ese programa (N.d.R.: el Plan Andes) muy contentos: no fue que una compañía se llevó todo (eso era mi mayor temor), sino que entraron muchas empresas y se generó el ecosistema que buscábamos. Y compramos activos también: los de Total, el campo de gas de ExxonMobil. Estamos saliendo ahora con MetroGas y estamos tratando de vender las áreas convencionales que tienen rentabilidad.
-¿Por qué venderlas si son rentables?
-Por una cuestión de eficiencia y de mejora para el país y para las otras empresas. Si, como operador, tenemos 16.000 locaciones para perforar, eso da más de US$ 220.000 millones. No podemos enfocarnos en áreas donde tenemos más de US$ 20 por barril de costo operativo (lifting cost), contra un área donde tenemos US$ 4. Tenemos que generar valor.
“El presidente Milei me dijo que venga a YPF y genere valor. Eso es único. Ese es mi trabajo: me concentro en eso”
-Siguiendo con el 4×4, el pilar 3 es la optimización de costos.
-El 13 de diciembre del año pasado, el Día del Petróleo, inauguramos el primer real time intelligence center (RTIC), que fue para upstream. Ya hicimos 30 pozos autónomos con decisiones tomadas desde acá, desde Puerto Madero. Debemos ser la primera compañía que lo hace. Ya hicimos 500 fracturas autónomas. También todas las refinerías trabajan real time. Logramos refinar 45.000 barriles más que hace dos años. Fue como haber hecho media refinería de Luján de Cuyo adicional. Y, con todo ese trabajo, la de La Plata ganó el premio a la mejor refinería de América latina. Es la primera vez que YPF lo consigue; nunca había sido ni ternada. Fue algo impresionante cómo lloraba la gente cuando nos dieron el premio. Porque eso es lo que te da la seguridad de que vas a encontrar valor.
-¿Por qué?
-Porque es la gestión más la pasión. Cuando ves que la gente se emociona con el trabajo realizado, hay pasión. Llorás únicamente cuando le metés pasión.
-En agosto, YPF empezó a implementar RTIC para hacer micropricing de combustibles. ¿Cómo funcionó?
-El comercial es uno de los más disruptivos que hemos hecho. Vemos cada surtidor y cómo es la demanda. Hemos hecho muchas cosas; nos genera muchas eficiencias. Como el de operaciones en Neuquén, también. Ahí tenemos drones. El otro día, con el dron, agarramos en minutos un pozo que podría haber tenido un problema, con impacto ambiental. No hubo ni siquiera un derrame porque lo pudimos controlar.
-¿Cuáles serán los próximos pasos de Argentina LNG?
-Hace un año recién empezábamos con el LNG. Por la complejidad, es uno de los proyectos más complejos que podés hacer en tu vida profesional. Tiene todo: upstream, midstream, downstream, comercial, internacional… Ahí, ya que resaltar el primero, que fue liderado por Pan American (sic). Yo lo llamo “Argentina LNG 1”. Ese ya es una realidad. Es de 6 millones de toneladas, 25 millones de metros cúbicos, y estamos muchas compañías: Pan American, YPF, Pampa, Harbour y Golar. Es un proyecto muy extraordinario: nunca la Argentina había logrado hacerlo. Es Tallin fee, donde se alquilan los barcos. Y, después, viene el otro, el monstruo, que era más difícil de armar. Y no sé si lo hemos comunicado correctamente: es una inversión extranjera gigante.
-¿Qué dimensión puede alcanzar?
-Estamos buscando 18 millones de toneladas como objetivo. Pueden ser 12 millones también. Pero el de 12 millones es prácticamente seguro porque ya lo tenemos binding, con el involucramiento que tienen ENI y Adnoc, que es admirable. Estoy convencido de que vamos a cerrar el FID (N.d.R.: sigla de “decisión final de inversión” en inglés) rápidamente. ENI declaró con inversores y habla del primer quarter de 2026. Yo hablo más del segundo quarter. Porque hacer un FID es muy impresionante. Pero ya tenemos propuestas, por ejemplo, de financiamiento de los barcos. Las tenemos listas. El adelanto que estamos haciendo del proyecto es gigante. Son US$ 45.000 millones de inversiones en cuatro años. Seguro que es la inversión extranjera más grande. Si la dividís por año, es la mayor que hubo en los últimos 20 años.
-Hace un año, la noticia había sido la baja de Petronas, el “gran socio”. ¿En cuánto dependió de usted de que el proyecto no se cayera?
-Soy un gran empujador y trabajo fuerte todo el día. Pero es un trabajo entre todos; yo soy la cara visible. Lidero la compañía y empujo para lograr cosas difíciles. Motivo para que vayamos más allá de lo que creemos que se puede hacer. Aprendí mucho del deporte, mucho de estos muchos años de profesional. Cambié mucho esa forma de pensar y de ser al venir a YPF. No digo que soy un entrepreneur porque no lo fui nunca. Pero me cambió mucho el chip. Más, llegando a los 60 años, siendo el último trabajo y diciendo: “Esto lo vamos a hacer”. Te da una fuerza impulsora grande. Trabajo fuerte, motivo, le meto mucha energía a esto. Pero no lo puedo hacer yo.
-¿Los 12 millones de toneladas, entonces, ya están cubiertos?
-Los 12 millones son ENI y Adnoc. El objetivo de YPF -y el personal mío- es 18 millones. Hay que ir fuerte arriba: buscamos 18 millones de toneladas y cerrarlo. Pero, si no es 18, es 12. Y el de 12 ya está listo. Pero también puede ser el de 18. Si no es Shell, tenemos varias empresas muy grandes a nivel mundial que también quieren ingresar. Estamos trabajando en ver cómo definimos esos 6 millones adicionales.
-¿18 millones es el volumen máximo que se banca el proyecto para ser sustentable?
-Al principio, hablaba de 30 millones de toneladas para Argentina LNG. Había calculado ese número desde el punto de vista técnico, del subsuelo, de las reservas, que es algo de lo que entiendo mucho. Era un número muy grande. Sería el tercer proyecto más grande del mundo. Era importante para YPF, muy importante para la Argentina y una locura para la gente de la energía. Locura. Entonces, lo fuimos articulando. Primero, vino lo de Golar, que es distinto; ese es menos rentable. Pero, después, hicimos nosotros un proyecto muy robusto, más que el de Golar.
-¿Por qué más robusto?
-El de Golar es de gas seco. Este es un proyecto que también produce petróleo. Teníamos que buscar inversiones extranjeras porque nadie había trabajado en LNG seriamente en la Argentina. De lo que me di cuenta hablando con dueños de empresas que tienen activos (yo soy empleado) es que era más difícil que quisieran poner un capital tan grande. Entonces, vi que tenía que ir por inversión extranjera y salimos al mundo a buscar, a buscar y a buscar, porque era una inversión extranjera muy grande: de 6 millones de toneladas, nos quedaban unos 24 millones por colocar. Pero pensé que habría más inversión de empresas argentinas que iban a tirarse de cabeza al LNG porque venían trabajando en cosas chicas de LNG en la Argentina. Creía que esto iba a articular y articular los 30 millones. YPF, más de 24 millones, no puede capturar por una cuestión de capital. Lo que estamos haciendo es lo máximo que podemos sin apalancar tanto a la compañía y ponerla en riesgo. El otro extra tenía que entrar de otras compañías que no tomaron la decisión. No pasa nada. Entonces, fui a uno muy grande, que no era YPF solo; éramos todos. Creo que podemos llegar a 24 millones; lo veo muy positivo. Si no, serán 18 millones, que es una caballada igual.
“El objetivo de Argentina LNG (y mío) es 18 millones de toneladas. Si no es Shell, será otro. Con ENI y Adnoc, aseguramos 12 millones”
-El proyecto incluye un gasoducto dedicado. ¿Cuándo empezará esa obra?
-Apenas tengamos el FID. Estamos trabajando para tener listas todas las licitaciones. Creo que, para 2027, empezamos con todo. Necesitamos hacer obras y pozos. Tenemos cuatro años después de firmar. Los dos barcos, los 12 millones de toneladas, ya los tenemos. Después, el otro se agrega. Incluso, tenemos hasta cartas de posibilidades de financiamiento ya listas. Garantías, que son muy importante, después, con los bancos, las conseguís. El cuello de botella termina siendo el barco. Desde que te comprometés y le decís a la empresa “dale”, hasta que llega y se pone en marcha, son cuatro años.
-¿No va a esperar a que esté listo el oleoducto VMOS para calzar los proyectos y no estar haciendo, y financiando, dos inversiones tan grandes al mismo tiempo?
-No, porque vamos a tener que hacer otro VMOS. Vamos a tener que hacer un gasoducto, un oleoducto, poliducto… Vamos a tener que hacer turboexpander; vamos a tener que hacer instalaciones para fraccionarlo en LPG, el que usan las garrafas… Vamos a tener que hacer plantas de separación primaria, los pozos, los barcos y las conexiones, porque los barcos van a estar a 5 kilómetros de la costa. Entonces, tenemos que encarar toda esa obra, que es gigante. ¿Cuál es la máquina crítica para eso?
-¿Cuál?
-Los barcos. Si los tenés, pero no hiciste las obras, empezás a perder dinero muy fuertemente. Cuando los barcos estén acá, hay que tener todo listo. Puede ser que el gasoducto, en vez de empezar en enero de 2027, si lo necesitás en cuatro años, puedas iniciarlo un poco después. Pero tenés que ir haciendo todo de a poco. Hacer todo muy rápido, muchas veces, tiene un sobrecosto. Hacerlo muy largo tiene sobrecosto. Hacerlo en los tiempos normales es lo más óptimo. Pero la perforación hay que hacerla de antes. Cuanto más te acercás, más actividad tenés que hacer. Y ahí tensionás mucho a los grupos de trabajo para, después, bajar. Lo que te conviene es tomarte tu tiempo. Es un tema de capital de trabajo. También, del financiamiento.
A Full
Pausa. Suena su celular. Tiene de ringtone el sonido clásico, de timbre de los teléfonos antiguos. Es un alto funcionario del Gobierno. Marín se levanta, atiende y se va a la sala contigua. Vuelve a los dos o tres minutos. “Tampoco es que me llaman todo el tiempo”, se excusa.
La taza ya está vacía. El café, dice, es el mismo que se sirve en las estaciones de servicio. También las hamburguesas, apunta. “Acá, en la torre, tenemos una Full”, señala. Lo único distinto son las empanadas: son de Nuestras Costumbres Criollas, un local de Retiro donde Marín compraba cuando trabajaba en Tecpetrol. Él mismo llamó al dueño para preguntarle si se animaba a proveer 800 unidades diarias para la torre. “Hace poco me llamó y me contó lo que le cambió la vida después de eso”, cuenta.
Marín está en todo. Habla con la misma intensidad de la operación de un pozo como del financiamiento de una inversión o del menú de una Full. “Si vas a una estación de servicio y los baños están limpios, el café es rico y la hamburguesa está buena, la gente se va con la idea de que hacemos buenos pozos. Y es verdad; lo siento así”, está convencido.
“El trabajo de Marketing, lo que cambiaron las Full, también es parte del cambio gestional. No es que nos importa sólo el upstream o cómo hacer los pozos. Nos importa todo. No hay un sector core y otro no: todos hacemos YPF. Todos aportamos nuestro granito de arena”, enfatiza.
-En Marketing, se avanzó con la renovación de las Full y se mantienen los acuerdos con AFA, Messi y Colapinto, entre otras acciones. Además, se sigue con una de las pocas políticas de Estado de la Argentina: la pelota YPF. ¿Qué resultados arroja toda esa erogación?
-La gente de Marketing me decía que, en una encuesta que se hizo toda la vida, siempre igual, tenemos en este momento la máxima marca histórica de YPF, con un 90 por ciento de imagen altamente positiva. Seguramente, tenemos mucho para mejorar. Pero los mismos operadores están muy contentos. Duplicamos las ganancias de las Full. No todas las estaciones de servicio son de YPF: de más de 1700, 160 son de YPF y 1600, de inversores privados. Hicimos cambios, cambios tecnológicos. Hacemos cross-selling, que no lo hace nadie: cuando cargás nafta, te ofrecen café, hamburguesa, lo que quieras, y te lo llevan al auto. También les pagamos comisiones a los playeros. La gente, en general, tiene bono de productividad. Es un cambio muy grande y se nota: la pasión hace que las empresas tengan resultados extraordinarios. Fue un acierto inconsciente.
-¿“Acierto inconsciente”? ¿Qué significa?
-No fui consciente, cuando lo escribí, porque lo hice personalmente antes de entrar a YPF, del objetivo de país que pusimos. Nunca fui consciente de que se estaba escribiendo un objetivo de país y que, entonces, se iba a alinear tanto a la gente en poner tanta energía para lograrlo. Eso es lo que nos hace a todos -y a mí, personalmente, también- poner tanto para lograr el objetivo. Es la diferencia: YPF me genera una adrenalina que no se me generó en otro lado. Sólo en el deporte. Y no es porque sea desagradecido de donde trabajé antes. Sino porque creo que logramos meter un objetivo fuerte de largo plazo, a ocho años, con el que ayudaremos a la transformación del país que está haciendo el Gobierno.
-¿No hubo también algo de llamado al servicio público cuando lo convocaron para este trabajo?
-No, porque yo vine a una empresa privada. Porque esta es una empresa privada en la que el Estado tiene mayoría. Eso hay que entenderlo y estoy acá porque el presidente Milei me designó. Lo que me pidió es generar valor. Eso es único. Por eso, muchos en la industria dicen que yo tuve la suerte de la vida no sólo de estar muy capacitado (estoy muy capacitado) pero, también, de tener un gobierno que quiere transformar y deja trabajar y generar valor. Esas dos combinaciones hacen al resultado.
-Históricamente, YPF terminó siendo un instrumento de regulación y control de mercado. No da la sensación de que hoy pase eso.
-No puedo hablar de la YPF anterior. No estuve; sería injusto. Sí puedo decir lo que pasa hoy. Todos estos programas, la forma en la que priceamos los combustibles, está todo muy bien hecho. Hay muchísima gente que trabaja en eso y lo empuja. Estamos bien y los resultados se ven. El balance de este año va a ser muy “sucio” por la salida de los campos maduros. Cuando te vas después de tantos años, de muchos yacimientos que tenían pérdidas, acumulás liabilities de abandono de pozos, laborales, tenés que cumplir con la ley… Es una salida de dinero por una vez muy alta. Este año, ya ni miro el resultado operativo porque está muy distorsionado por eso. Además, hay temas contables, como el impuesto diferido. Por eso, llamo “balance sucio” al de este año. Queremos hacer todo para que, a partir de 2026, sea bien limpio y se vean muy bien todos los resultados.
“¿Cuándo empieza el gasoducto? Ni bien esté el FID. Para 2027, vamos con todo: necesitamos hacer obras y pozos”
-¿Qué timeline maneja para la venta total de los activos non-core?
-En MetroGas, ya estamos trabajando con el banco de inversión. Con la extensión de la Secretaría de Energía (N.d.R.: al cierre de esta edición, todavía no había salido), estamos para hacer la licitación. Hay bastante interés. Nos han venido a ver algunas empresas de afuera.
-¿Por qué vender YPF Agro?
-Buscamos un socio estratégico. Hicimos la empresa YPF Agro, que no estaba. Era un canal de comercialización. Queremos optimizarlo. La idea es que YPF le venda el gasoil y esa empresa se lo pague. Después, que ella genere valor con el gasoil de YPF. Se lo vamos a dar a una compañía privada que conozca mucho de campo, tenga mejor llegada a los clientes y sepa exportar granos. Nosotros no sabemos exportar granos. Esa nueva empresa le va a generar mucho más valor e YPF, al tener el 50 por ciento, ganará mucho más de lo que gana hoy. Hoy, hay meses que perdemos plata. Cuando das financiamiento, como un banco, tenés que ganar. Si al campo le doy gasoil y me lo paga con granos, yo tendría que tener más ganancia que el precio de gasoil. Si no, hay algo que no funciona. Eso, ahora, lo va a definir alguien que sepa. Los números, hoy, no me cierran. No tenemos una ganancia que justifique semejante canal.
-Todos estos proyectos -en especial, el de LNG- van a trascender el plazo que se puso para estar al frente de la empresa…
-Nooo… (interrumpe) Voy a estar hasta 2031.
-Al principio, usted habló de cuatro años.
-El presidente Milei tiene un primer mandato. Pero, como van las cosas… Aparte, nosotros estamos haciendo las cosas muy bien.
-Entonces, sus nietos van a tener que seguir esperando el viaje a Disney.
-(sonríe) Capaz que ahí rompo… Hay que ver si lo hago en el medio. Pero siempre dije que me voy a Disney en 2031. Tengo Infinia en el tanque hasta ese año.
-Usted es un petrolero profesional. Alguien del mundo energético. ¿Qué siente cuando su imagen se proyecta a otros ámbitos? Por ejemplo, cuando Mauricio Macri dice que lo propuso como jefe de Gabinete o su nombre suena cada vez que se habla de un recambio ministerial.
-Eso muestra que estamos haciendo las cosas bien. Pero no tengo intenciones, ambiciones políticas. Nunca hablé con nadie. El presidente Milei me dijo que venga a YPF y genere valor. Ese es mi trabajo. Me concentro en eso. Tampoco me vuelvo loco cuando salen esas cosas en los diarios.
El salto productivo del shale obliga a repensar transporte, almacenamiento e inventarios. La eficiencia logística emerge como un factor decisivo para sostener la escala y la competitividad del desarrollo energético.
Vaca Muerta avanza hacia una etapa de mayor madurez productiva y el desafío ya no se limita a perforar más pozos o aumentar la cantidad de fracturas.
El verdadero cuello de botella aparece en la capacidad del sistema para acompañar ese crecimiento con una logística ordenada, eficiente y a gran escala. En la Cuenca Neuquina, el movimiento permanente de insumos, equipos y servicios dejó de ser una cuestión operativa para convertirse en una variable estratégica del negocio.
El aumento sostenido de la actividad petrolera y gasífera multiplica la demanda de materiales críticos, repuestos, caños, arena, químicos y componentes de gran porte.
Cada pozo implica una cadena de abastecimiento compleja que, si no está correctamente sincronizada, impacta directamente en los costos y en los tiempos de producción. En ese escenario, la logística se vuelve un factor determinante para sostener la competitividad de Vaca Muerta frente a otros desarrollos no convencionales del mundo.
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Durante años, el esquema predominante en la región se apoyó en soluciones fragmentadas: transporte puntual, depósitos dispersos y coordinación limitada entre actores. Sin embargo, el crecimiento de la cuenca empuja hacia un modelo distinto, basado en operadores logísticos integrales que no solo trasladan carga, sino que gestionan inventarios, coordinan flujos y aportan tecnología para optimizar procesos.
“La logística dejó de ser solo mover camiones. Hoy implica planificación, trazabilidad y conocimiento profundo del negocio energético”, explicó Gonzalo Cicilio, gerente de Energía y Minería del Grupo Logístico Andreani. Según señaló, el nuevo escenario exige integrar transporte, almacenamiento y gestión de stock en un mismo sistema para reducir ineficiencias y minimizar tiempos muertos en los yacimientos.
La cercanía a los principales centros de operación se volvió un activo clave. Contar con depósitos estratégicos en localidades como Añelo o Rincón de los Sauces permite responder con rapidez ante contingencias y evitar demoras que pueden traducirse en pérdidas millonarias. A la vez, la infraestructura debe adaptarse a cargas cada vez más pesadas y sobredimensionadas, con equipamiento específico y servicios disponibles a demanda.
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Otro de los cambios estructurales se da en la gestión de inventarios. El sobrestock histórico dentro de los yacimientos representa costos ocultos y riesgos operativos. La digitalización de la cadena de suministro y la adopción de esquemas inspirados en el modelo “just in time” apuntan a reducir materiales ociosos y mejorar la eficiencia general del sistema.
Este nuevo paradigma también abre oportunidades para las pymes de servicios, que muchas veces no cuentan con la escala necesaria para montar su propia estructura logística. La posibilidad de integrarse a redes compartidas les permite competir con estándares más altos y participar del crecimiento de la cuenca sin asumir inversiones desmedidas.
El mapa de inversiones en la cuenca neuquina revela un proceso de consolidación donde la eficiencia operativa se convierte en el único camino para sostener los niveles récord de producción.
Con el shale oil como protagonista absoluto, la industria se prepara para un año de sintonía fina.
El nuevo paradigma: Eficiencia o estancamiento
El desarrollo de Vaca Muerta ha ingresado en una fase donde el volumen de producción ya no es la única métrica de éxito. Con una producción nacional que alcanzó los 859.500 barriles diarios, impulsada por un crecimiento interanual del 28% en el shale neuquino, el sector enfrenta ahora el reto de la competitividad global. La meta técnica es clara: cerrar la brecha de costos del 35% que aún separa a la cuenca local de los estándares de Permian en Estados Unidos.
Este objetivo se vuelve crítico ante un horizonte de precios del crudo que podrían estabilizarse en torno a los u$s 65, obligando a las operadoras a optimizar sus estructuras de costos para garantizar la rentabilidad de los proyectos de exportación a gran escala.
Los protagonistas del despliegue de capital
El mapa inversor muestra un tablero concentrado en actores con capacidad de escala:
Liderazgo de YPF: La compañía de bandera se consolida como el eje del sector con una proyección de inversión que escalará de los u$s 4.500 millones en 2025 a los u$s 6.000 millones en 2026. Su estrategia de desprenderse de áreas convencionales (Plan Andes) para volcar recursos al shale ya muestra resultados en bloques como Loma Campana y La Amarga Chica.
El salto de Vista: La operadora se ha posicionado como el actor más dinámico tras la adquisición de participaciones clave, convirtiendo a La Amarga Chica en el yacimiento de mayor producción del país. Su enfoque en activos de alta calidad como Bajada del Palo Oeste marca el ritmo de la inversión independiente.
La aceleración de las majors: PAE mantiene su estrategia de diversificación, combinando el convencional en Cerro Dragón con una aceleración en áreas shale (Lindero Atravesado, Aguada Pichana Oeste). Por su parte, Pluspetrol y Shell redoblan apuestas con planes orientados a la exportación de largo plazo.
Infraestructura y mercado de gas
Mientras el petróleo fluye hacia los sistemas de Oldelval y Otasa, el segmento del gas enfrenta una dinámica más compleja. La producción, que promedia los 81 millones de m3 diarios en Neuquén, se encuentra supeditada a la finalización de las obras de transporte. La repotenciación del sistema Perito Moreno y la reversión del Gasoducto Norte son las piezas fundamentales para que el excedente local llegue a mercados regionales como Brasil y Chile.
El impacto en la cadena de valor
A pesar de los récords, la transición hacia un modelo de mayor escala ha generado tensiones en el segmento PyME. La incertidumbre política y los cambios en las condiciones macroeconómicas durante el último año provocaron una contracción en las empresas de servicios menores.
De cara a 2026, la integración tecnológica y la transparencia en los procesos de compras productivas serán determinantes para que la cadena de valor local pueda acompañar el ritmo de las grandes operadoras, en un mercado que demanda, por sobre todo, una reducción drástica de los costos operativos.
El diputado nacional Santiago Pauli se refirió en AIRE LIBRE FM al acuerdo entre YPF y Terra Ignis y aseguró que Tierra del Fuego atraviesa “una oportunidad única, muy interesante y muy positiva de cara al futuro” a partir de lo aprobado en la Legislatura.
Pauli explicó que el plan impulsado por YPF no se limita únicamente a un convenio con Tierra del Fuego, sino que forma parte de una estrategia más amplia que involucra a otras provincias, bajo un esquema de cooperación. En ese marco, remarcó que la petrolera tomó la decisión de ceder participación a socios locales y provinciales, permitiendo que las provincias pasen a tener un rol activo en la operación de los recursos.
“El acuerdo no es solo firmar un papel, sino hacerlo funcionar”, señaló, y recordó que los recursos naturales son propiedad de las provincias. En ese sentido, destacó que YPF pone a disposición toda la operación y el trabajo previo para que la provincia pueda comenzar a producir y operar directamente.
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El legislador consideró que se trata de “un acuerdo extremadamente generoso” por parte de YPF y sostuvo que representa una oportunidad histórica para Tierra del Fuego, no solo por ser dueña de sus recursos naturales, sino también por poder producirlos, operarlos y generar riqueza a partir de ellos, particularmente en el sector de los hidrocarburos.
Pauli aclaró que mantiene profundas diferencias con la actual gestión del gobierno provincial y cuestionó la falta de transparencia y los antecedentes de mala administración en distintas áreas. Sin embargo, remarcó que el acuerdo no debe analizarse como un convenio con una gestión específica, sino como un acuerdo con Tierra del Fuego como provincia.
