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Vaca Muerta es el único desarrollo no convencional de escala industrial en Sudamérica. Su relevancia no surge de la etiqueta, sino de tres elementos verificables: densidad de datos, curva de aprendizaje y capacidad de inversión. Es el punto de referencia para evaluar cualquier roca madre en la región, incluida la Formación Cacheuta en la Cuenca Cuyana.

El primer elemento es geológico. Vaca Muerta cuenta con miles de pozos que atraviesan la formación y permiten caracterizar espesores, continuidad lateral, madurez térmica y calidad de roca con precisión.

Cacheuta, en cambio, tiene información parcial: de los 3.100 pozos perforados en la Cuenca Cuyana, solo unos 700 aportan datos directos sobre la unidad. La comparación no es de potencial, sino de densidad de conocimiento.

El segundo elemento es técnico. Vaca Muerta desarrolló una curva de aprendizaje en perforación horizontal, completación multietapa y fractura hidráulica que redujo costos y aumentó productividad.

Cacheuta está en la fase previa: necesita mapas estructurales, geoquímica sistemática, petrofísica y geomecánica para determinar si la roca puede sostener pozos horizontales de alta complejidad. La distancia entre ambas no es geológica, sino de información.

El tercer elemento es económico. Vaca Muerta atrajo inversión privada porque la incertidumbre técnica se redujo con datos, pilotos y contratos. Cacheuta requiere ese mismo proceso: transformar información dispersa en un modelo geológico integrado que permita estimar volumen, recuperabilidad y zonas prioritarias. Sin esa base, no hay proyecto no convencional posible.

El cuarto elemento es territorial. Vaca Muerta reorganizó la logística energética del país y generó infraestructura asociada: ductos, plantas de tratamiento, rutas y servicios.

Cacheuta se extiende sobre Mendoza, San Luis y San Juan, con áreas históricas como Barrancas, Vizcacheras y Ceferino. Si la formación confirma potencial, la reorganización territorial será distinta: menor escala, mayor integración con infraestructura existente y foco en áreas específicas de la cuenca.

El quinto elemento es institucional. Vaca Muerta avanzó cuando se ordenaron contratos, regalías, permisos y marcos regulatorios. Mendoza inicia ese camino con un concurso público para evaluar Cacheuta, con entregables técnicos, confidencialidad y propiedad provincial de la información. La institucionalidad es parte del recurso: sin reglas, la geología no se convierte en desarrollo.

El sexto elemento es estratégico. La comparación con Vaca Muerta no busca replicar su escala, sino adoptar su método: datos, modelos, pilotos y decisiones basadas en evidencia. Cacheuta no es una “mini Vaca Muerta”; es una roca madre que necesita ser caracterizada para saber si puede sostener un desarrollo no convencional. La diferencia es estructural: Vaca Muerta es un sistema probado; Cacheuta es una hipótesis en evaluación.

La lectura final es simple.

Vaca Muerta es el estándar técnico que ordena la discusión sobre recursos no convencionales en Argentina. Cacheuta ingresa en ese marco con un concurso que busca reducir incertidumbre y construir conocimiento. La respuesta no está en la etiqueta, sino en los datos que surjan del estudio.

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La minería del cobre en Sudamérica enfrenta un límite físico: la disponibilidad de agua industrial en zonas de alta montaña. Chile resolvió ese límite con infraestructura marítima.

El Sistema de Desalinización y Transporte de Agua para el Distrito Norte integra una planta desalinizadora en la costa del Pacífico y un acueducto de 160 kilómetros que asciende más de mil metros antes de abastecer a Radomiro Tomic, Chuquicamata y Ministro Hales, tres operaciones críticas del norte chileno.

El sistema combina captación submarina a 100 metros de profundidad, ductos de 48 pulgadas, pendientes de hasta 39 grados y estaciones de bombeo escalonadas. La capacidad inicial es de 840 litros por segundo, con posibilidad de ampliación a 1.956.

El consumo energético de 45 MW se abastece con generación solar. La infraestructura fue diseñada para sostener operaciones mineras que requieren caudales constantes y que ya no pueden depender de cuencas continentales agotadas.

La causalidad técnica es directa. La desalinización desacopla la minería del cobre de la disponibilidad hídrica local en Atacama, una de las zonas más áridas del mundo.

La impulsión desde el Pacífico permite sostener la producción sin tensionar acuíferos y sin depender de variabilidad climática. La ingeniería demuestra que es viable abastecer minas de gran escala con agua marítima bombeada a más de 3.000 metros sobre el nivel del mar.

La lectura para Argentina surge por proximidad geológica. Los proyectos de cobre de San Juan —Vicuña, Los Azules, El Pachón— enfrentan el mismo desafío: altitud, aridez, distancia a fuentes hídricas y necesidad de caudales industriales constantes.

La experiencia chilena indica que la solución no está en cuencas continentales profundas, sino en infraestructura marítima capaz de integrar desalinización, impulsión y energía renovable.

La causalidad económica también es clara. Transportar agua desde cuencas como el Paraná implicaría costos logísticos y energéticos superiores a los de un sistema marítimo. La infraestructura chilena ya probó que la combinación de ductos de gran diámetro, bombeo en alta montaña y energía solar es operativa y escalable.

La competitividad del cobre argentino dependerá de su capacidad para adoptar modelos equivalentes o integrarse a sistemas existentes del lado chileno.

La dimensión territorial completa el cuadro. La cordillera no es una barrera técnica para el agua industrial; es un desafío de ingeniería que Chile ya resolvió. La expansión del cobre en Argentina exigirá infraestructura hídrica de escala similar, capaz de sostener operaciones durante décadas y de integrarse con la transición energética global, donde el cobre es un insumo crítico.

El modelo chileno no es un antecedente aislado. Es una señal de cómo se reorganiza la minería de cobre en Sudamérica y de qué tipo de infraestructura será necesaria para que los proyectos argentinos pasen de la factibilidad a la producción.

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La minería del cobre en Sudamérica enfrenta un límite físico: la disponibilidad de agua industrial en zonas de alta montaña. Chile resolvió ese límite con infraestructura marítima.

El Sistema de Desalinización y Transporte de Agua para el Distrito Norte integra una planta desalinizadora en la costa del Pacífico y un acueducto de 160 kilómetros que asciende más de mil metros antes de abastecer a Radomiro Tomic, Chuquicamata y Ministro Hales, tres operaciones críticas del norte chileno.

El sistema combina captación submarina a 100 metros de profundidad, ductos de 48 pulgadas, pendientes de hasta 39 grados y estaciones de bombeo escalonadas. La capacidad inicial es de 840 litros por segundo, con posibilidad de ampliación a 1.956.

El consumo energético de 45 MW se abastece con generación solar. La infraestructura fue diseñada para sostener operaciones mineras que requieren caudales constantes y que ya no pueden depender de cuencas continentales agotadas.

La causalidad técnica es directa. La desalinización desacopla la minería del cobre de la disponibilidad hídrica local en Atacama, una de las zonas más áridas del mundo.

La impulsión desde el Pacífico permite sostener la producción sin tensionar acuíferos y sin depender de variabilidad climática. La ingeniería demuestra que es viable abastecer minas de gran escala con agua marítima bombeada a más de 3.000 metros sobre el nivel del mar.

La lectura para Argentina surge por proximidad geológica. Los proyectos de cobre de San Juan —Vicuña, Los Azules, El Pachón— enfrentan el mismo desafío: altitud, aridez, distancia a fuentes hídricas y necesidad de caudales industriales constantes.

La experiencia chilena indica que la solución no está en cuencas continentales profundas, sino en infraestructura marítima capaz de integrar desalinización, impulsión y energía renovable.

La causalidad económica también es clara. Transportar agua desde cuencas como el Paraná implicaría costos logísticos y energéticos superiores a los de un sistema marítimo. La infraestructura chilena ya probó que la combinación de ductos de gran diámetro, bombeo en alta montaña y energía solar es operativa y escalable.

La competitividad del cobre argentino dependerá de su capacidad para adoptar modelos equivalentes o integrarse a sistemas existentes del lado chileno.

La dimensión territorial completa el cuadro. La cordillera no es una barrera técnica para el agua industrial; es un desafío de ingeniería que Chile ya resolvió. La expansión del cobre en Argentina exigirá infraestructura hídrica de escala similar, capaz de sostener operaciones durante décadas y de integrarse con la transición energética global, donde el cobre es un insumo crítico.

El modelo chileno no es un antecedente aislado. Es una señal de cómo se reorganiza la minería de cobre en Sudamérica y de qué tipo de infraestructura será necesaria para que los proyectos argentinos pasen de la factibilidad a la producción.

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El secretario coordinador de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, afirmó que el Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI) será una herramienta central para concretar proyectos de infraestructura energética, petroquímica y minera de gran escala.

El funcionario, integrante del Comité Evaluador del régimen, sostuvo que la estructura de incentivos fiscales y aduaneros es determinante para atraer el financiamiento requerido por los principales desarrollos vinculados a Vaca Muerta y a la minería metalífera.

González señaló que Argentina cuenta con una cartera de proyectos de cobre que podría ubicar al país entre los cinco mayores productores mundiales en los próximos años, con especial protagonismo de la provincia de San Juan.

La expansión del sector, indicó, depende de la disponibilidad de capital para ejecutar obras de gran magnitud y de la estabilidad regulatoria que demandan los emprendimientos mineros.

En ese marco, destacó que la Ley de Glaciares aportó previsibilidad al sector al delimitar áreas de exclusión y establecer criterios claros para la evaluación ambiental de proyectos. Según el funcionario, la existencia de un marco regulatorio definido contribuye a reducir la incertidumbre jurídica y facilita la planificación de inversiones de largo plazo.

Las declaraciones se inscriben en la expectativa oficial de que el RIGI actúe como un mecanismo para acelerar inversiones estratégicas, ampliar la infraestructura energética y consolidar la posición del país en mercados internacionales de hidrocarburos, minerales y productos petroquímicos.

El Gobierno considera que la combinación de estabilidad fiscal, incentivos a la importación de bienes de capital y reglas claras para la operación minera es un factor clave para dinamizar la agenda de proyectos de gran escala.

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El secretario coordinador de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, afirmó que el Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI) será una herramienta central para concretar proyectos de infraestructura energética, petroquímica y minera de gran escala.

El funcionario, integrante del Comité Evaluador del régimen, sostuvo que la estructura de incentivos fiscales y aduaneros es determinante para atraer el financiamiento requerido por los principales desarrollos vinculados a Vaca Muerta y a la minería metalífera.

González señaló que Argentina cuenta con una cartera de proyectos de cobre que podría ubicar al país entre los cinco mayores productores mundiales en los próximos años, con especial protagonismo de la provincia de San Juan.

La expansión del sector, indicó, depende de la disponibilidad de capital para ejecutar obras de gran magnitud y de la estabilidad regulatoria que demandan los emprendimientos mineros.

En ese marco, destacó que la Ley de Glaciares aportó previsibilidad al sector al delimitar áreas de exclusión y establecer criterios claros para la evaluación ambiental de proyectos. Según el funcionario, la existencia de un marco regulatorio definido contribuye a reducir la incertidumbre jurídica y facilita la planificación de inversiones de largo plazo.

Las declaraciones se inscriben en la expectativa oficial de que el RIGI actúe como un mecanismo para acelerar inversiones estratégicas, ampliar la infraestructura energética y consolidar la posición del país en mercados internacionales de hidrocarburos, minerales y productos petroquímicos.

El Gobierno considera que la combinación de estabilidad fiscal, incentivos a la importación de bienes de capital y reglas claras para la operación minera es un factor clave para dinamizar la agenda de proyectos de gran escala.

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Durante años, el GLP ocupó un lugar marginal en la matriz energética argentina. Propano y butano eran productos secundarios del procesamiento del gas, destinados en gran parte al mercado doméstico y con una participación limitada en las exportaciones.

La dinámica cambia cuando Vaca Muerta empieza a mostrar una característica técnica que reconfigura el mapa: el gas neuquino es rico en líquidos, y cada incremento de producción trae consigo volúmenes crecientes de propano, butano y gasolina natural.

Ese rasgo, que durante mucho tiempo fue un desafío para los gasoductos por el exceso de poder calorífico, hoy se convierte en la base de un nuevo vector exportador. La industria comienza a reorganizar su infraestructura para capturar esos líquidos y transformarlos en un flujo comercial de escala internacional.

El primer movimiento se observa en Compañía Mega, el complejo de Bahía Blanca que procesa los líquidos del gas desde hace décadas. La expansión en marcha no es un ajuste operativo: es la señal de que el sistema se prepara para manejar volúmenes que duplican los actuales. Mega se convierte en el primer pilar del salto exportador, ampliando la capacidad de fraccionamiento y habilitando un flujo sostenido de propano y butano para exportación.

El segundo pilar es el proyecto de TGS, que avanza con una inversión de gran escala para procesar miles de toneladas de líquidos del gas. La iniciativa ordena el sistema doméstico —aliviando los gasoductos y estabilizando el poder calorífico— y, al mismo tiempo, habilita la captura de GLP para exportación. La magnitud del proyecto lo posiciona como un componente central del nuevo polo.

El tercer pilar aparece asociado al plan Argentina LNG, liderado por YPF junto a Eni y XRG. Antes de licuar el gas, el sistema debe separar los líquidos.

Esa etapa, integrada al complejo de la costa rionegrina, multiplica la disponibilidad de propano y butano. Si la planta de GNL avanza, el fraccionamiento asociado se convertirá en uno de los mayores del hemisferio sur, completando la arquitectura del polo de GLP.

Con estas tres piezas, la industria proyecta un volumen exportador que redefine la posición del país: 7 millones de toneladas de GLP por año. Argentina exporta hoy 2,15 millones.

El salto es del 155%. Con ese nivel, el país ingresa en el Top 10 mundial, en un mercado dominado por Estados Unidos, Canadá, Medio Oriente y Rusia. La aparición de un tercer polo en el hemisferio sur introduce una diversificación geográfica que los compradores valoran en un contexto de tensiones logísticas y rutas sensibles.

El impacto económico es directo. Con 7 millones de toneladas exportadas, el país podría generar alrededor de US$ 4.000 millones anuales, sumando un nuevo vector de divisas a la balanza energética, junto al petróleo, el GNL y la gasolina natural. La estructura exportadora se amplía y reduce la dependencia de un solo producto.

El salto, sin embargo, depende de la ejecución completa de los proyectos. Mega, TGS y el complejo YPF+Eni+XRG deben avanzar en cronogramas, permisos y financiamiento.

La infraestructura portuaria de Bahía Blanca y la costa rionegrina debe acompañar el crecimiento. La producción de gas y gas asociado debe sostener los volúmenes que alimentan el sistema.

Lo que emerge es un escenario nuevo: Argentina tiene, por primera vez, las condiciones técnicas y logísticas para convertirse en un actor relevante en el mercado global de GLP. No es un concepto aspiracional.

Es la consecuencia directa de proyectos que ya están en marcha y de una característica del gas de Vaca Muerta que, durante años, fue un problema y hoy es una oportunidad.

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Basado en publicaciones y ponencias de Claudio García, Daniel Campana, Jorge de Mendonça y Federico Weinhold.

La discusión ferroviaria para Vaca Muerta suele dividirse entre dos modelos que no terminan de cerrar: el tren exclusivo para arena, que nunca alcanza volumen suficiente, y el esquema conceptual de quinta generación, que exige reconstrucción total y trocha estándar. El punto de inflexión aparece cuando se incorpora un dato que cambia la ecuación: la vía ya existe.

La traza está, la continuidad física está, y la rehabilitación parcial permite pensar un corredor intermodal que reorganice la logística nacional sin esperar un ciclo de inversión imposible.

El primer elemento es operativo. Con intervención del 40% —como plantea Jorge de Mendonça— el corredor puede absorber carga de inmediato. Arena, pallets, insumos y carga general pueden moverse con la infraestructura actual, sin reconstrucción integral. No es un sistema de quinta generación, pero sí un modo capaz de bajar costos y aliviar rutas saturadas. La arena deja de viajar sola y se integra a un flujo más amplio.

El segundo elemento es económico. La clave del modelo es la economía de variedad. Un tren que transporta un solo producto es un tren caro.

Un tren que integra e‑commerce, logística regional, producción industrial, insumos y camiones aliados es un tren rentable. La variedad no es un concepto aspiracional: es la condición que permite que el corredor funcione sin subsidios y con contratos de largo plazo.

El tercer elemento es territorial. La traza existente permite conectar Mesopotamia con Vaca Muerta sin pasar por el cuello de botella del AMBA. Esa decisión logística libera tiempos, reduce costos y abre una ruta directa hacia Bahía Blanca, donde la infraestructura portuaria acompaña el crecimiento energético. El corredor no solo mueve arena: reorganiza la geografía económica.

El cuarto elemento es productivo. La vía atraviesa zonas que hoy dependen exclusivamente del camión. La rehabilitación permite integrar cinco puertos y cincuenta millones de toneladas regionales.

Granos, minería, industria y e‑commerce encuentran un modo más barato y más estable. El corredor deja de ser un proyecto energético y se convierte en un sistema federal.

El quinto elemento es financiero. La reconstrucción integral cuesta 3.000 millones de dólares. La rehabilitación parcial cuesta 40% de eso. La diferencia define si el proyecto es ejecutable en Argentina 2026. La vía existente convierte un modelo conceptual en un proyecto posible, con inversión privada y concesión larga.

El sexto elemento es político. Un corredor intermodal autosustentable rompe con la tradición ferroviaria argentina, donde el Estado siempre financió la operación. La variedad de carga y la integración camión–tren permiten que la logística sea un negocio y no un gasto. La decisión no es técnica: es estratégica.

El último elemento es energético. Vaca Muerta obliga a modernizar la logística. Esa obligación puede convertirse en una oportunidad para reconstruir un corredor que beneficia a provincias que no están en la cuenca neuquina, pero sí en la traza ferroviaria. La energía arrastra infraestructura. La infraestructura arrastra desarrollo.

El corredor existe. La vía existe. El modelo viable también. Lo que falta es decidir si Argentina quiere seguir moviendo arena por rutas saturadas o transformar un trazado histórico en un sistema intermodal que multiplique negocios, conecte regiones y acompañe el crecimiento energético.

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Las inversiones en exploración y producción de petróleo y gas alcanzaron US$ 12.243 millones durante 2025, según un informe de Economía & Energía.

Aunque el monto representó una baja del 4,6% respecto de 2024, terminó siendo US$ 688 millones superior al presupuesto inicial de las compañías, lo que indica un nivel de actividad mayor al previsto. La distribución geográfica del capital muestra una concentración marcada: el 89% de las inversiones se destinó a la Cuenca Neuquina, mientras que el Golfo San Jorge recibió el 8%.

La evolución de la última década refleja el desplazamiento del capital hacia los desarrollos no convencionales. En 2016 la Cuenca Neuquina captaba el 62% de las inversiones del sector; en 2025 esa participación llegó al 89%. En valores absolutos, los desembolsos en la cuenca pasaron de US$ 4.182 millones en 2016 a US$ 10.892 millones en 2025, acompañando el crecimiento de la actividad en Vaca Muerta.

El desempeño productivo explica parte de esta dinámica. En mayo de 2026, la producción de shale oil alcanzó 623.000 barriles diarios, un 39% más que un año antes, y representó el 69% del petróleo producido en Argentina. Ese volumen permitió que la producción nacional llegara a 904.000 barriles diarios, el registro más alto hasta la fecha. En el caso del gas, la producción de shale llegó a 95 millones de metros cúbicos diarios, un 20% más que en mayo de 2025, equivalente al 59% del total nacional.

Durante los primeros cinco meses del año se conectaron 81 pozos gasíferos, casi el doble que en igual período del año anterior.

La composición del capital también muestra diferencias entre petróleo y gas. Las inversiones en perforación y reparación de pozos petroleros crecieron 5%, hasta US$ 6.308 millones, mientras que las destinadas al desarrollo gasífero retrocedieron 3%, hasta US$ 1.640 millones. La variación se vincula al aumento de las exportaciones de crudo y a las mejores condiciones del mercado internacional.

El mapa de inversiones presenta una concentración empresaria. YPF explica el 45% de las inversiones proyectadas para 2026 en desarrollos no convencionales y participa en cinco de las diez áreas con mayor volumen de capital. Detrás se ubican Tecpetrol (10%), Pluspetrol (9%), Vista Energy (8%) y Pan American Energy (5%).

La infraestructura de transporte acompaña el crecimiento de la actividad. La ampliación del sistema de Oldelval y el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) permitirán elevar la capacidad de evacuación de crudo hasta 1,44 millones de barriles diarios hacia fines de 2027, reduciendo restricciones operativas en la cuenca.

Según Economía & Energía, la balanza energética proyecta un superávit de US$ 10.675 millones en 2026 y US$ 14.174 millones en 2027, impulsado por mayores volúmenes de producción y exportación de petróleo. La distribución del capital y la evolución de la actividad muestran cómo la Cuenca Neuquina concentra la mayor parte de las inversiones del sector en un contexto de crecimiento de la producción no convencional.

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La eliminación de los derechos de exportación para los fertilizantes nitrogenados coincide con un momento en el que distintas compañías evalúan proyectos de gran escala para ampliar la producción nacional de urea, un insumo cuya materia prima es el gas natural.

La medida corrige un desbalance que afectaba a la industria y se integra a un conjunto de condiciones que pueden facilitar inversiones vinculadas al desarrollo de Vaca Muerta, en un mercado donde la Argentina todavía depende de importaciones para cubrir buena parte de la demanda interna.

Durante 2025, el consumo agropecuario de fertilizantes alcanzó 5.101.878 toneladas, de las cuales 3.770.541 toneladas provinieron de importaciones y 1.595.117 toneladas de producción local. La urea —el fertilizante más utilizado del país, con 2.411.988 toneladas— concentra la mayor parte del consumo y depende directamente de la disponibilidad de gas natural. La producción local cubre aproximadamente la mitad de la demanda, lo que deja un margen significativo para inversiones que permitan sustituir importaciones y generar excedentes exportables.

Profertil, principal productor de urea del país, analiza una ampliación de su planta en Bahía Blanca que podría elevar la capacidad anual desde los actuales 1,3 millones de toneladas hasta alrededor de 2,8 millones de toneladas. En paralelo, Pampa Energía evalúa desarrollar una planta de urea también en Bahía Blanca, abastecida con gas natural de Vaca Muerta.

El proyecto demandaría una inversión superior a los US$2.600 millones y tendría una capacidad estimada de 2,1 millones de toneladas por año. Ambos emprendimientos requieren entre cuatro y cinco años de construcción antes de entrar en operación y dependen de contratos de suministro de gas de largo plazo.

La disponibilidad creciente de gas natural proveniente de Vaca Muerta es el factor que habilita estos proyectos. La petroquímica del gas permite transformar un recurso energético en producción industrial de escala, con impacto directo en la cadena agropecuaria. La combinación de infraestructura existente en Bahía Blanca, acceso a gas y eliminación de retenciones configura un escenario donde la Argentina podría modificar su posición en el mercado regional de fertilizantes.

Si las inversiones en evaluación se concretan, el país podría abastecer completamente el mercado interno y generar un saldo exportable. Brasil aparece como el principal destino potencial por su elevada demanda de fertilizantes nitrogenados, aunque también se observan oportunidades en otros países de la región. Para la industria, la medida del Gobierno corrige un desequilibrio que afectaba a productos industriales en un contexto donde se redujeron aranceles de importación y se evalúan proyectos de gran escala vinculados al gas de Vaca Muerta.

La oportunidad de inversión se concentra en la capacidad de transformar gas en producción industrial competitiva. La ampliación de la producción de urea permitiría sustituir importaciones, estabilizar la oferta local y abrir un mercado exportador que hoy es marginal. La articulación entre disponibilidad de gas, infraestructura petroquímica y condiciones fiscales define un escenario donde la industria de fertilizantes podría cambiar de escala en los próximos años.

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Supervielle y Andescrowd desarrollaron un esquema de financiamiento orientado a proveedores de Minería y Oil & Gas que habilita acceso a capital de trabajo desde el momento en que se emite una orden de compra.

La solución integra el respaldo de una Sociedad de Garantía Recíproca (SGR) con un sistema de originación digital de crédito, permitiendo que las empresas ejecuten contratos sin esperar los plazos habituales de cobro.

El modelo combina tres componentes: la estructura financiera del banco, la garantía de la SGR y la trazabilidad tecnológica de Andescrowd. Este esquema permite que las compañías proveedoras financien la compra de insumos, el pago de salarios y la contratación de servicios desde el inicio de la relación comercial, en sectores donde los plazos de pago suelen extenderse entre 60 y 120 días en minería y entre 90 y 180 días en Oil & Gas.

La herramienta apunta a resolver una brecha estructural de las cadenas de valor extractivas y energéticas. La ejecución de contratos en minería y en Vaca Muerta exige capital de trabajo inmediato para responder a picos de demanda asociados a perforación, montaje, transporte, servicios industriales y provisión de equipamiento. El financiamiento tradicional se activa después de la facturación, lo que obliga a las pymes a operar con liquidez restringida en etapas críticas del proyecto.

La integración de una SGR reduce el riesgo crediticio y habilita condiciones de financiamiento más accesibles, mientras que la originación digital permite trazabilidad completa de la operación y agiliza la aprobación del crédito. Este tipo de esquemas se utiliza en cadenas de valor mineras y energéticas de países como Australia, Canadá y Estados Unidos, donde el financiamiento anticipado contribuye a mejorar la competitividad de proveedores industriales.

La iniciativa se inscribe en un contexto donde los proveedores de Minería y Oil & Gas enfrentan presiones sobre tarifas, plazos de pago y capacidad de respuesta operativa. Los relevamientos sectoriales muestran que la utilización de capacidad de las pymes vinculadas a Vaca Muerta se encuentra en niveles elevados, mientras que la estructura de costos y la disponibilidad de capital de trabajo continúan siendo factores críticos para sostener la actividad.

El financiamiento desde la orden de compra funciona como un mecanismo para reducir fricciones en la ejecución de contratos y mejorar la liquidez de empresas que operan en sectores de alta intensidad de capital. La herramienta habilita una oportunidad para fortalecer proveedores estratégicos y acortar los tiempos entre la adjudicación de un contrato y su puesta en marcha, en cadenas de valor donde la velocidad de respuesta condiciona la operación.

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La Subzona Galván de la Zona Franca Bahía Blanca – Coronel Rosales operó el arribo del buque BBC Rio, que descargó más de 1.300 toneladas de equipamiento destinado a la industria del Oil & Gas.

La carga incluyó más de 100 componentes de gran porte para proyectos de perforación y desarrollo gasífero, en una operación coordinada por Loginter para cinco empresas consignatarias del sector. El movimiento refleja el aumento de la demanda logística asociada al crecimiento de la actividad en Vaca Muerta.

En paralelo, Bahía Blanca mantiene un rol central en la infraestructura petroquímica vinculada al gas natural. En Compañía Mega, una inversión de u$s260 millones permitió incorporar un nuevo tren de fraccionamiento que incrementó en un 50% la capacidad de procesamiento de líquidos del gas. La ampliación habilita mayor producción de insumos como urea y LPG y se integra a la cadena industrial que opera en el polo bahiense.

El sistema portuario local proyecta la profundización del canal principal de acceso para llevar el calado desde los 45 pies actuales (13,71 metros) hasta 51,5 pies (15,70 metros) en marea baja. La obra, estimada entre u$s100 y u$s120 millones y con un plazo de ejecución de nueve a doce meses, se concentrará en un tramo de 65 a 70 kilómetros entre la Boya Faro y el acceso a Puerto Rosales. El objetivo técnico es permitir la operación de buques clase Suezmax a plena carga.

En la configuración actual, los Suezmax —con esloras de entre 250 y 275 metros y capacidad cercana al millón de barriles— zarpan con aproximadamente el 80% de su capacidad debido a restricciones de calado. La profundización del canal eliminaría la necesidad de completar carga en puertos internacionales y reduciría costos logísticos por barril. Mientras Puerto Rosales se orienta a optimizar la operación de Suezmax, la terminal rionegrina de Punta Colorada desarrolla infraestructura para recibir buques VLCC de dos millones de barriles, configurando un esquema operativo complementario en el litoral atlántico.

Las operaciones de carga pesada y los proyectos de ampliación de calado requieren servicios especializados de ingeniería, dragado, metalmecánica y logística, y generan demanda para proveedores vinculados a la infraestructura portuaria y a la cadena energética. El conjunto de obras y movimientos técnicos se integra a la expansión de la actividad hidrocarburífera y petroquímica y a la necesidad de mejorar la eficiencia logística en la salida marítima de crudo y derivados.

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Bladex estructuró un crédito puente de hasta US$300 millones, con un compromiso inicial de US$150 millones, destinado a financiar la adquisición de un bloque convencional por parte de San Benito Upstream S.A.U., compañía relacionada con PECOM y parte del Grupo Pérez Companc.

La operación, ejecutada en un plazo reducido, refuerza la estrategia del grupo en el segmento de exploración y producción de hidrocarburos en Argentina.

El financiamiento, configurado como un Bridge Loan Facility, otorga a San Benito la flexibilidad necesaria para cerrar la adquisición mientras se avanza en la estructuración del financiamiento definitivo de largo plazo. Este tipo de instrumentos es habitual en transacciones upstream donde la velocidad de ejecución es determinante para asegurar activos en cuencas maduras con potencial de recuperación secundaria y terciaria.

San Benito participa activamente en la expansión del grupo en hidrocarburos convencionales. La compañía es titular del 49% de la concesión Manantiales Behr, en la Cuenca del Golfo San Jorge, adquirida junto con PECOM en febrero de 2026. Además, suscribió acuerdos para incorporar participaciones adicionales en cuatro concesiones ubicadas en las cuencas Neuquina y Cuyana, en las provincias de Mendoza y La Pampa. Estos movimientos consolidan la presencia del grupo en activos convencionales con trayectoria productiva y oportunidades de optimización.

Para Bladex, la operación se enmarca en su estrategia de acompañar a corporaciones consolidadas en sectores resilientes mediante soluciones financieras estructuradas. El banco actuó como Sole Lead Arranger, destacando su capacidad para coordinar transacciones complejas con rapidez y precisión. La entidad mantiene presencia regional con oficinas en Argentina, Brasil, Colombia y México, además de una agencia en Nueva York, y cotiza en la Bolsa de Nueva York desde 1992.

El crédito puente permite avanzar en la adquisición mientras se define el financiamiento final, y refleja la confianza en la calidad de los activos y en la estrategia de expansión del Grupo Pérez Companc en el segmento upstream. En un contexto donde el sector energético argentino continúa ofreciendo oportunidades de inversión, la operación posiciona a San Benito y PECOM para ejecutar su plan de crecimiento en cuencas convencionales y fortalecer su portafolio de activos.

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Minas Argentinas, empresa integrante de AISA Group, analiza presentar un segundo proyecto al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por hasta u$s1.500 millones, orientado a consolidar a Gualcamayo como un distrito minero de largo plazo en la provincia de San Juan.

La iniciativa complementa el RIGI ya aprobado para el proyecto Carbonatos Profundos (DCP), que contempla una inversión inicial de u$s665 millones y exportaciones estimadas en u$s26.500 millones entre 2030 y 2055.

El anuncio fue realizado por Juan José Retamero, CEO y propietario de AISA Group, durante un encuentro en Madrid con el presidente Javier Milei y empresarios españoles. El nuevo desarrollo, denominado Programa G50, apunta a integrar exploración brownfield, nuevos targets y la expansión del proyecto DCP dentro de las 38.000 hectáreas de concesiones mineras que conforman Gualcamayo.

Actualmente, la operación cuenta con 7,1 millones de onzas de oro en recursos y 4,9 millones de onzas en reservas, certificadas bajo los estándares internacionales NI 43‑101 y Código JORC. La estrategia de AISA busca ampliar ese inventario mediante una asignación progresiva de capital para exploración, reposición de reservas y desarrollo productivo durante las próximas décadas.

El Programa G50 prevé una primera fase de 24 a 36 meses para acelerar la evaluación de recursos remanentes y sumar nuevas onzas al perfil productivo de corto plazo.

En paralelo, la compañía avanzará sobre zonas adicionales del distrito con potencial aurífero y de metales industriales, con el objetivo de sostener la vida útil del proyecto y consolidar una plataforma minera de largo plazo.

El primer RIGI aprobado para Gualcamayo permitió viabilizar Carbonatos Profundos, un cuerpo mineralizado ubicado debajo de las antiguas áreas productivas del yacimiento, junto con la construcción y puesta en marcha de una nueva planta de tratamiento. La segunda presentación ante el régimen busca escalar la inversión y profundizar la exploración distrital para fortalecer el horizonte productivo de la operación.

Desde su llegada a Gualcamayo en 2023, AISA Group impulsó un proceso de continuidad operativa, saneamiento financiero, actualización de recursos y reservas y reactivación de la exploración. La compañía sostiene que el régimen de incentivos es una herramienta central para atraer capital y transformar potencial geológico en inversión real.

El proyecto apunta a consolidar una nueva etapa para Gualcamayo, que pasó de ser una operación madura a un distrito con futuro. La estrategia de AISA se basa en inversión privada, empleo local, estándares internacionales y desarrollo productivo en territorio sanjuanino, con el objetivo de sostener la actividad minera durante las próximas décadas.

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Pan American Energy (PAE) avanzó en la exploración no convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge y perforó tres pozos en la formación D‑129, renombrada Aurora Austral.

La compañía confirmó que la roca presenta condiciones petrofísicas compatibles con un desarrollo shale y que el proyecto se encuentra en una etapa temprana de aprendizaje técnico y operativo. El primer pozo horizontal ya fue ejecutado y se evalúan nuevos pozos para ampliar la información geológica.

Durante el evento “Democracia y Desarrollo – El Nuevo Mapa Geopolítico Global y sus Implicancias para la Argentina”, el CEO de PAE, Marcos Bulgheroni, sostuvo que concentrar la inversión no convencional en una sola cuenca limita el potencial del país.

El ejecutivo comparó el momento actual de Vaca Muerta con el punto de inflexión que atravesó el shale estadounidense en 2008 y planteó que la industria local debe avanzar en perforación sistemática para consolidar la curva de desarrollo.

Bulgheroni señaló que Estados Unidos desarrolló sucesivamente distintas cuencas no convencionales —Marcellus, Haynesville y Eagle Ford— y que cada una generó economías y especializaciones propias.

En ese marco, afirmó que Argentina cuenta con al menos tres cuencas adicionales con potencial shale y que el foco exclusivo en la Cuenca Neuquina no refleja la totalidad de las oportunidades geológicas del país.

PAE confirmó que el proyecto Aurora Austral se financia actualmente con capital propio y que la compañía buscará socios internacionales para escalar la inversión y acelerar la perforación. El objetivo es replicar el esquema de asociación que permitió el crecimiento de Vaca Muerta, incorporando empresas con experiencia en desarrollos no convencionales y capacidad de inversión en etapas de desriesgo geológico.

La compañía destacó que la presencia de infraestructura existente en Cerro Dragón y la disponibilidad de un barco de GNL para exportación constituyen ventajas logísticas para el proyecto.

El ejecutivo remarcó que la llegada de nuevas operadoras a las cuencas argentinas favorece el desarrollo de infraestructura, la transferencia de conocimiento técnico y la competencia entre compañías.

Según Bulgheroni, la expansión del mapa no convencional requiere perforación continua y la participación de actores con escala suficiente para sostener campañas de aprendizaje y desarrollo.

La exploración en Aurora Austral continuará durante los próximos meses con el objetivo de obtener parámetros de productividad, comportamiento mecánico de la roca y respuesta a fractura hidráulica. La información resultante permitirá evaluar la viabilidad comercial del shale en Golfo San Jorge y determinar el alcance de un eventual nuevo polo no convencional en el país.

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Eni y Mercuria acordaron conformar una empresa conjunta de propiedad igualitaria destinada a desarrollar actividades de comercio internacional de materias primas energéticas. La nueva sociedad operará de manera independiente y estará enfocada exclusivamente en el negocio del trading, con presencia en los principales mercados energéticos del mundo.

La operación no involucra activos de exploración y producción, por lo que no modifica la participación de Eni en sus proyectos upstream.

La estructura prevista contempla un holding con centros internacionales de comercialización y capacidades integradas de logística y gestión de riesgos. Su actividad abarcará el trading de petróleo, gas natural, gas natural licuado (GNL), biocombustibles y otros productos energéticos, además de derechos vinculados a infraestructura y transporte.

La plataforma funcionará como vehículo comercial para gestionar los volúmenes que correspondan a Eni en distintos desarrollos, incluido el GNL asociado a iniciativas como Argentina LNG.

La alianza responde a una estrategia de expansión en el negocio global del trading energético. Eni busca optimizar la gestión de sus activos comerciales, acelerar la generación de flujo de caja proveniente de la comercialización y capturar valor a lo largo de la cadena energética mediante la asociación con un operador especializado.

Mercuria, uno de los mayores traders independientes del mundo, aporta infraestructura comercial global, experiencia en logística y sistemas avanzados de administración de riesgos.

Las compañías señalaron que la integración de flujos físicos con capacidades de trading y logística permitirá operar con mayor eficiencia en mercados energéticos caracterizados por alta volatilidad y creciente complejidad.

La nueva sociedad combinará las carteras de activos y la experiencia comercial de ambas empresas para desarrollar un actor relevante dentro del comercio internacional de energía y explorar nuevas iniciativas conjuntas.

La operación está sujeta a las aprobaciones regulatorias correspondientes. Una vez completado ese proceso, la empresa conjunta comenzará a operar de manera independiente en los mercados internacionales.

Mercuria, con presencia global en petróleo, productos refinados, gas natural, GNL, electricidad, energías renovables, metales y créditos de carbono, reforzó recientemente su actividad en Argentina tras adquirir el negocio de estaciones de servicio de Shell.

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El Decreto 482/2026 sustituyó íntegramente el reglamento histórico de la Ley de Inversiones Mineras (LIM), vigente desde 1993, y actualizó aspectos centrales del régimen a partir de tres décadas de cambios normativos, institucionales y operativos en la actividad.

La norma introduce precisiones sobre estabilidad fiscal, recupero de IVA en exploración, importaciones y criterios de integración regional, con el objetivo de modernizar procedimientos y reducir incertidumbre para proyectos en etapas de exploración, construcción y operación.

El punto jurídico más relevante es la definición del inicio de la estabilidad fiscal. El decreto establece que los 30 años previstos por la LIM comienzan con la presentación del estudio de factibilidad y que el certificado de estabilidad del artículo 10 tiene carácter declarativo.

De este modo, la estabilidad no depende de la emisión del certificado por parte de una jurisdicción provincial adherida ni de la aprobación administrativa del estudio, lo que elimina una controversia sostenida durante años y homogeneiza el criterio aplicable a proyectos de gran escala.

En materia de exploración, el decreto simplifica el régimen de recupero de IVA. La etapa exploratoria, caracterizada por flujo de fondos negativo y financiamiento de riesgo, enfrentaba plazos extensos y trámites complejos que dificultaban el acceso efectivo al beneficio.

El nuevo esquema fija plazos perentorios —30 días para la Secretaría de Minería y 30 días para ARCA—, reduce documentación y elimina la obligación de notificar previamente los trabajos, lo que otorga previsibilidad a campañas que pueden extenderse durante varios años antes de la producción.

El régimen de importaciones también fue modificado. Las autorizaciones previas que debía emitir la Secretaría de Minería son reemplazadas por una declaración jurada del importador, validada automáticamente a través de la Ventanilla Única de Comercio Exterior (VUCEA) y el Sistema Informático Malvina.

El cambio reduce tiempos de ingreso de equipos y repuestos, elimina la discrecionalidad administrativa y mejora la trazabilidad de las operaciones.

La simplificación no obliga a sustituir proveedores locales, pero sí expone a las empresas nacionales a una competencia operativa que no es simétrica en términos de costos financieros, tributarios y logísticos, dado que los bienes importados ingresan bajo regímenes que reducen cargas y agilizan procedimientos.

El decreto incorpora además otras precisiones: la ampliación del radio de integración regional a 500 kilómetros; criterios actualizados para amortización de bienes; la posibilidad de sustituir la previsión especial ambiental del artículo 23 de la LIM por el Seguro Ambiental Obligatorio de la Ley 25.675; definiciones para prestadores de servicios mineros; y la habilitación para importar bienes reparados o reacondicionados.

Todas estas modificaciones se enmarcan en un esquema orientado a aumentar la previsibilidad regulatoria y reducir costos administrativos.

El Decreto 482/2026 se integra con reformas recientes del marco minero, entre ellas la modificación de la LIM aprobada el año pasado, la actualización de la ley de glaciares y la implementación del régimen de grandes inversiones.

La actualización del reglamento busca adecuar procedimientos a las condiciones actuales de la industria y consolidar un entorno normativo que permita avanzar en proyectos de cobre, litio y otros minerales estratégicos.

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El Decreto 566/2026, vigente desde el 1 de julio, estableció la eliminación de los derechos de exportación para cerca de 1.000 productos industriales y definió tres esquemas diferenciados de reducción para posiciones arancelarias que aún mantienen alícuotas.

La medida abarca bienes de la industria química, petroquímica, plásticos, resinas, fertilizantes, caucho, siderurgia, aluminio, cobre, metalurgia y autopartes, entre otros segmentos.

El primer esquema fija la exención inmediata para un conjunto amplio de bienes con valor agregado industrial. El segundo establece un cronograma de reducción gradual para posiciones que actualmente tributan entre 3% y 4,5%, con convergencia a alícuota cero en junio de 2027.

El tercer esquema aplica un calendario específico para aceites de petróleo y derivados, que parten de una alícuota inicial en julio y alcanzarán la eliminación total en un plazo de doce meses.

En el caso de la industria automotriz, el decreto incorpora un tratamiento particular. El texto oficial destaca el peso del sector en la producción industrial y su rol exportador, por lo que los vehículos de transporte y carrocerías quedan incluidos en el esquema de reducción gradual. Las autopartes figuran entre los bienes con eliminación inmediata.

Según el decreto, la decisión busca fortalecer la competitividad de la producción nacional, promover el empleo y consolidar el agregado de valor industrial. El Gobierno sostiene que la medida se integra a un proceso más amplio de revisión de derechos de exportación y que su implementación no compromete los objetivos de equilibrio fiscal.

Para verificar el alcance de la norma, las empresas deben consultar la posición arancelaria correspondiente en la Nomenclatura Común del Mercosur y contrastarla con los anexos publicados en el Boletín Oficial.

El Decreto 566/2026 se suma a antecedentes recientes de política tributaria: la eliminación de retenciones para miles de productos industriales en 2025, la exención para actividades agroindustriales de economías regionales y la reducción escalonada para los principales complejos agrícolas establecida en junio de este año mediante el Decreto 423/2026.

En ese marco, el Ejecutivo reiteró que los derechos de exportación constituyen un impuesto distorsivo y que su eliminación gradual dependerá de la evolución del superávit fiscal.

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El Decreto 482/2026 actualizó la reglamentación del régimen de inversiones mineras luego de más de tres décadas sin modificaciones. La norma introduce cambios administrativos, operativos y fiscales orientados a simplificar procesos, digitalizar trámites y mejorar la competitividad del sector.

En materia administrativa, el decreto establece la constitución obligatoria de un domicilio legal electrónico y migra las presentaciones al sistema Trámites a Distancia. El esquema reemplaza procedimientos presenciales y documentación física por un modelo digital con verificación posterior, reduciendo tiempos y redefiniendo la interacción con la autoridad de aplicación.

La reforma amplía el alcance de las actividades comprendidas en el régimen, incorporando productos derivados de minerales como silicio metálico, siliciuro de calcio, siliciuro de calcio-bario y litio metálico. También extiende a 500 kilómetros el radio de integración regional requerido para procesos de tratamiento de minerales.

Respecto de las importaciones, se elimina el sistema de autorizaciones previas y los procesos manuales, que son reemplazados por declaraciones juradas integradas con la Ventanilla Única de Comercio Exterior. El régimen habilita que bienes reacondicionados accedan a las franquicias previstas, ampliando el universo de equipos elegibles.

La norma incorpora requisitos específicos para prestadores de servicios mineros, que deberán acreditar actividad concreta y cumplir mecanismos de control y sanción establecidos por la autoridad de aplicación.

En el plano fiscal, el decreto otorga carácter declarativo al certificado de estabilidad y retrotrae su vigencia a la fecha de presentación del estudio de factibilidad. Se incorpora la deducción de gastos de publicidad vinculados a la actividad exploratoria y se habilita la amortización acelerada de bienes reacondicionados.

La devolución del IVA en etapa exploratoria se simplifica mediante la reducción de documentación exigible y la disminución de la discrecionalidad administrativa, con impacto en los tiempos de recupero del crédito fiscal.

En materia ambiental, se incorpora el uso del seguro ambiental obligatorio —deducible del impuesto a las ganancias— en reemplazo de esquemas basados en previsiones contables, y se establecen reglas para la imputación de fondos erogados contra la previsión o el seguro contratado.

La autoridad de aplicación deberá dictar las normas complementarias previstas para implementar el nuevo esquema operativo del régimen.

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La Secretaría de Energía analiza una nueva prórroga en la actualización de los impuestos a los combustibles líquidos y al dióxido de carbono, cuyo diferimiento vence el 1° de julio. Si no se dicta una extensión, comenzarán a regir las actualizaciones pendientes correspondientes a 2024, 2025 y al primer trimestre de 2026, con impacto directo en los precios de la nafta y el gasoil.

El último aplazamiento fue dispuesto mediante el Decreto 405/2026, que postergó la actualización impositiva para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil. La medida forma parte de la estrategia oficial de administrar precios regulados para evitar un traslado inmediato al Índice de Precios al Consumidor.

La definición es relevante porque el precio de los combustibles incide sobre costos de transporte, logística, producción agropecuaria y movilidad. Cualquier modificación tributaria suele trasladarse de manera inmediata a los surtidores y luego al resto de la economía.

El vencimiento del mecanismo de amortiguación de precios implementado por YPF y replicado por otras refinadoras agrega presión al mercado. Ese esquema permitió contener la volatilidad del petróleo internacional durante el conflicto en Medio Oriente y mantuvo valores estables pese a las oscilaciones del barril Brent.

Con la baja del crudo internacional hacia niveles cercanos a los 73 dólares por barril, las refinadoras sostienen que aún deben recomponer márgenes antes de trasladar una eventual reducción al consumidor. La evolución de los precios dependerá de la decisión oficial sobre los impuestos, la estrategia comercial de las petroleras, el comportamiento del Brent y la estabilidad del tipo de cambio.

En este contexto, el Gobierno enfrenta una definición con impacto fiscal e inflacionario: una nueva prórroga permitiría moderar la presión sobre los precios, mientras que la actualización pendiente implicaría un incremento impositivo que podría reflejarse en los surtidores desde julio.

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Según confirmó el embajador argentino en España, Wenceslao Bunge Saravia, un grupo de compañías españolas comunicó compromisos de inversión por 2.500 millones de dólares para desarrollar proyectos productivos en Argentina. El anuncio se realizó durante un encuentro con empresas de sectores vinculados a infraestructura, logística, energía, servicios industriales y tecnología.

Participaron firmas globales con presencia regional como Urbaser, Hutchison Ports BEST, Ferrovial, Naturgy, Acciona, Prosegur, Emergent Cold LatAM, PTP Group, Platinum Equity, Bemberg Capital, Xtellus Capital Partners, Aisa Group, Grupo Meliá, Fever y ProEduca/UNIR.

Las compañías presentaron iniciativas orientadas a expansión operativa, desarrollo de infraestructura y ampliación de actividades en el país.

Los compromisos se concentran en actividades con impacto directo en la economía real. Empresas como Naturgy y Acciona, con operaciones en energía y servicios asociados, evaluaron oportunidades vinculadas a infraestructura energética y proyectos de generación.

Operadores logísticos y portuarios como Hutchison Ports BEST y PTP Group analizaron iniciativas relacionadas con ampliación de capacidad, transporte y servicios fluviales. Ferrovial y Aisa Group, con trayectoria en infraestructura y transporte, manifestaron interés en proyectos de inversión en corredores logísticos y obras de escala.

En el segmento de servicios industriales y almacenamiento, Emergent Cold LatAM presentó iniciativas vinculadas a cadenas de frío y logística para exportaciones agroindustriales. Fondos de inversión como Platinum Equity, Bemberg Capital y Xtellus Capital Partners analizaron oportunidades en sectores con potencial de expansión y demanda de capital.

El Gobierno señaló que el objetivo del encuentro fue presentar condiciones de estabilidad fiscal y regulatoria para proyectos de mediano y largo plazo y fortalecer la vinculación con inversores institucionales europeos.

Las inversiones anunciadas se integran a la agenda de financiamiento externo orientada a infraestructura, logística, energía y servicios industriales, sectores que requieren ampliación de capacidad para acompañar la expansión de la actividad productiva.

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El Gobierno nacional aprobó la adhesión del proyecto Rincón de Aranda al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, una iniciativa de Pampa Energía destinada a ampliar la explotación de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta.

El desarrollo prevé una inversión de 4.500 millones de dólares y se integra a la expansión del régimen hacia actividades de explotación y producción de petróleo y gas.

El proyecto contempla perforación horizontal de pozos de alta productividad, construcción de instalaciones de tratamiento y ampliación de la infraestructura de transporte necesaria para evacuar la producción. Según la información oficial, la iniciativa proyecta 305 millones de barriles de petróleo durante sus 30 años de operación y exportaciones por 17.000 millones de dólares.

La actividad asociada demandará aproximadamente 800 empleos directos y 1.000 indirectos en las distintas etapas de ejecución.

La aprobación se inscribe en la extensión del plazo de adhesión al régimen hasta julio de 2027 y en la incorporación de proyectos de hidrocarburos líquidos y gaseosos con un monto mínimo de inversión de 600 millones de dólares.

El esquema ofrece estabilidad fiscal, amortización acelerada, reducción de aranceles para bienes de capital y acceso gradual a divisas, condiciones que permiten escalar desarrollos de largo plazo en el sector energético.

El Ministerio de Economía señaló que las condiciones del régimen permitieron a la empresa incrementar en 50% la actividad inicialmente prevista en el área. La ampliación implica mayor demanda de infraestructura eléctrica para plantas de tratamiento, refuerzos de media tensión y disponibilidad de potencia firme en la región. También incrementa la presión sobre los sistemas de transporte de crudo, que requieren ampliaciones para sostener la evacuación de la producción incremental.

Con esta aprobación, el régimen acumula 20 proyectos por un total de 46.000 millones de dólares y mantiene otros 21 en evaluación.

La incorporación de desarrollos petroleros consolida al régimen como instrumento para financiar proyectos de escala en Vaca Muerta y para sostener la expansión de la producción orientada a exportación, con impacto directo en regalías provinciales, logística asociada y demanda de servicios petroleros.

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La producción de petróleo en la Argentina alcanzó en mayo 903.700 barriles diarios, el valor más alto desde 1999 y un incremento interanual del 19,6%. El registro confirma la consolidación del desarrollo no convencional en Vaca Muerta, que aportó el 69% del total producido y sostuvo la expansión de la actividad en la cuenca neuquina.

El desempeño del yacimiento también se reflejó en la producción de gas natural, que llegó a 156,6 millones de metros cúbicos diarios, con incrementos del 11,4% respecto del mes anterior y del 6% en comparación con mayo de 2025.

La evolución responde a la mayor eficiencia de perforación y completación, a la disponibilidad de infraestructura de tratamiento y a la ampliación de la capacidad de transporte en los corredores troncales.

La expansión de la producción exige capacidad de evacuación y disponibilidad de energía firme para sostener la operación de plantas de tratamiento, bombeo y logística asociada. El incremento de la actividad en Vaca Muerta presiona los sistemas de transporte de crudo y gas, que requieren ampliaciones para evitar saturación y acompañar la curva de producción.

También impacta en regalías provinciales y en la demanda de servicios petroleros, que registran mayor actividad en perforación, fractura y transporte de equipos.

El Gobierno vinculó los resultados al avance de inversiones privadas y a la implementación de instrumentos destinados a facilitar desarrollos de escala. En ese marco, confirmó la aprobación de un nuevo proyecto bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, destinado al área Rincón de Aranda en Neuquén, con una inversión superior a 4.500 millones de dólares.

La iniciativa contempla perforación, puesta en producción y construcción de infraestructura asociada para el tratamiento y transporte de hidrocarburos.

La combinación de mayor producción y nuevos proyectos orientados a explotación y exportación refuerza el rol de Vaca Muerta dentro de la matriz energética nacional.

El incremento sostenido de la actividad exige capacidad de transporte, disponibilidad de energía firme y ampliaciones de infraestructura para sostener la operación y acompañar la expansión de la demanda vinculada a desarrollos industriales y logísticos.

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El crecimiento que atraviesa la minería argentina abre una oportunidad estratégica para el país, pero también un desafío para definir el modelo de desarrollo que acompañará esa expansión.

Así lo planteó Flavio Fuertes, director ejecutivo del Pacto Global Argentina de Naciones Unidas, al señalar que la actividad deberá transformar las inversiones en empleo local, proveedores competitivos y beneficios duraderos para las comunidades donde opera.

Fuertes sostuvo que la Argentina se encuentra en una etapa decisiva para establecer las bases de su política minera. Según indicó, el país puede construir un esquema similar al de Australia, con cadenas de valor integradas y desarrollo territorial, o reproducir modelos extractivos que no generan capacidades locales.

La diferencia dependerá de las decisiones institucionales y de la capacidad de convertir los proyectos en crecimiento sostenido para las regiones involucradas.

El referente de Naciones Unidas destacó que la minería genera expectativas por el volumen de inversiones y por incentivos como el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, pero advirtió que ese impulso debe acompañarse con mecanismos que aseguren empleo local y desarrollo de proveedores.

Señaló que la sostenibilidad requiere contratos de largo plazo que permitan a las empresas locales invertir, incorporar tecnología y desarrollar capacidades. Sin previsibilidad, los proveedores no pueden escalar ni integrarse a la cadena de valor.

Fuertes remarcó además la importancia de la licencia social para operar. Indicó que no se obtiene de manera permanente, sino que se construye y se sostiene en cada decisión y en cada operación.

La relación con las comunidades, el cumplimiento ambiental y la transparencia son elementos que determinan la continuidad de los proyectos y la aceptación territorial.

En ese contexto, valoró el proyecto de Ley de Desarrollo Local Minero que comenzó a debatirse en San Juan. Consideró que establecer la obligación de buscar proveedores en el entorno inmediato es un incentivo para fortalecer capacidades provinciales y consolidar cadenas de valor.

Sin embargo, advirtió que el crecimiento de los proveedores requiere condiciones contractuales que permitan planificar inversiones y asegurar retornos.

Fuertes también analizó la adjudicación a PowerChina para la construcción de parte del campamento del proyecto Vicuña, una decisión que generó cuestionamientos de sectores industriales.

Señaló que la empresa actuó dentro de la legislación vigente y de sus procedimientos internos, pero sostuvo que el caso abre una discusión más amplia sobre cómo incorporar criterios de sostenibilidad y desarrollo local en los procesos de compra.

Cumplir con la ley es una condición mínima, pero integrar la sostenibilidad implica generar valor para la comunidad y para el entorno donde se desarrolla la actividad.

Para Naciones Unidas, la Argentina tiene la oportunidad de convertirse en un referente internacional si adopta estándares exigentes en materia ambiental, social y de gobernanza. Fuertes recordó que la industria nuclear argentina no enfrenta cuestionamientos porque opera con los niveles de seguridad más altos. La minería, afirmó, puede demostrar que también es capaz de desarrollarse bajo parámetros estrictos y con beneficios concretos para las comunidades.

La discusión sobre el modelo minero se integra así a la agenda de política pública. La expansión de la actividad dependerá de la capacidad de transformar inversión en desarrollo local, fortalecer proveedores, asegurar empleo y consolidar estándares que reduzcan la incertidumbre y sostengan la licencia social. La oportunidad existe, pero su resultado dependerá de las decisiones institucionales que el país adopte en los próximos años.

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Los datos oficiales del comercio exterior muestran que el petróleo de Vaca Muerta dejó de ser un producto concentrado en dos destinos y comenzó a integrarse a corredores globales de mayor escala.

Entre enero y mayo, las exportaciones de combustibles y energía alcanzaron los US$6.182 millones, según INDEC, y explicaron el 43,1% del superávit comercial argentino. La expansión del shale oil neuquino ya es un fenómeno estructural.

La Secretaría de Energía informó que en los primeros cinco meses del año se exportaron 6,8 millones de barriles de crudo liviano —Medanito y shale oil— y 2,1 millones de barriles de crudo pesado. Más del 85% del crudo exportado proviene de Vaca Muerta, un dato que confirma el peso creciente del no convencional en la matriz exportadora.

Estados Unidos continúa siendo el principal destino. La Aduana registró envíos por US$1.519 millones, mientras que la EIA confirmó importaciones promedio de 45.000 barriles diarios de crudo argentino hacia refinerías del Golfo de México. El producto exportado es petróleo liviano de la cuenca neuquina, utilizado para optimizar mezclas en plantas de alta complejidad.

Chile mantiene su rol estratégico como socio energético regional. Las exportaciones de combustibles alcanzaron US$1.155 millones, con abastecimiento sostenido de crudo hacia la refinería de ENAP en Biobío y despachos regulares de gas natural a través de los gasoductos cordilleranos.

El Oleoducto Trasandino (Otasa) continúa siendo un corredor clave para la integración energética entre ambos países.

La novedad del año aparece en Asia. China Customs registró compras de crudo argentino por US$441 millones entre enero y mayo, un incremento interanual del 411%.

Los cargamentos enviados desde Bahía Blanca y Punta Colorada se integraron a refinerías que demandan petróleo liviano para mejorar la eficiencia de procesamiento. La Aduana argentina confirmó embarques por aproximadamente 600.000 barriles hacia ese destino.

Australia se sumó como mercado emergente. Viva Energy, operadora de la refinería de Geelong, informó que incorporó crudo liviano argentino a su esquema de abastecimiento.

Los registros aduaneros muestran envíos cercanos a los 300.000 barriles en el período analizado. Este corredor abre una plataforma para expandir exportaciones hacia Oceanía y el sudeste asiático.

Brasil e India mantienen otro perfil de intercambio. En ambos casos, las exportaciones energéticas tienen un peso limitado frente a las manufacturas industriales y agropecuarias. Brasil importó combustibles por US$252 millones, mientras que India registró compras por US$50 millones, según datos oficiales.

La diversificación de mercados es resultado directo de la infraestructura desarrollada en los últimos años. Los oleoductos Vaca Muerta Norte y Vaca Muerta Sur incrementaron la capacidad de transporte, mientras que Puerto Rosales y Punta Colorada consolidaron la salida marítima del crudo neuquino.

Otasa y los gasoductos cordilleranos sostienen el vínculo con Chile. Sin esta red logística, la expansión hacia Asia y Oceanía no sería posible.

El shale oil neuquino se transformó en un producto competitivo en el mercado global por su calidad —liviano y bajo en azufre— y por la disponibilidad creciente de volúmenes exportables.

La combinación de infraestructura, producción récord y demanda internacional consolidó a Vaca Muerta como uno de los pilares del ingreso de divisas del país y como un actor relevante en el comercio energético mundial.

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El crecimiento de la producción de gas en Vaca Muerta está generando un excedente estructural de etano que obliga a definir una estrategia de largo plazo. La composición del gas de la cuenca presenta una riqueza de líquidos excepcionalmente alta, con proporciones de etano, propano, butano y gasolina natural que alcanzan entre 25% y 30%, frente al 10% habitual en un gas estándar.

Este diferencial geológico habilita oportunidades industriales, pero también introduce exigencias técnicas para garantizar la operación segura del sistema de transporte y distribución.

La elevada concentración de componentes pesados incrementa el Índice de Wobbe, parámetro que determina el comportamiento energético del gas durante la combustión.

Si esos componentes no son removidos en plantas de procesamiento, el gas puede operar fuera de las especificaciones para las que fueron diseñados numerosos artefactos domiciliarios, aumentando el riesgo de combustiones incompletas y generación de monóxido de carbono.

Desde esta perspectiva, proyectos como la ampliación de Compañía Mega, con una inversión estimada en U$S 650 millones, y el nuevo complejo de TGS, con un presupuesto cercano a U$S 3.000 millones, constituyen infraestructura necesaria para integrar de manera segura el crecimiento de la producción al sistema gasífero.

La disponibilidad creciente de etano plantea dos modelos de desarrollo. El primero consiste en exportar el recurso como commodity, monetizando rápidamente el excedente. Estados Unidos concentra alrededor del 85% de la oferta exportable mundial y abastece principalmente a China, que absorbe cerca del 45% de esos embarques.

El segundo modelo, adoptado por Arabia Saudita y Qatar, destina el etano a la industria petroquímica local para transformarlo en productos de mayor valor agregado, como etileno y polietileno, alcanzando algunos de los cash costs más bajos del mundo, entre U$S 200 y U$S 400 por tonelada.

La industrialización local es económicamente atractiva, pero enfrenta desafíos financieros significativos. La construcción de un cracker de escala mundial requiere inversiones estimadas entre U$S 10.000 y U$S 14.000 millones y presenta riesgos de ejecución elevados. El complejo Shell Polymers Monaca, en Estados Unidos, comenzó con un presupuesto cercano a U$S 6.000 millones y terminó superando los U$S 14.000 millones.

En Argentina, donde el financiamiento depende de capital privado, instrumentos como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones mejoran las condiciones de inversión, pero no eliminan restricciones asociadas al riesgo soberano, al costo promedio ponderado del capital y a los plazos de construcción.

La secuenciación de inversiones constituye otro desafío. La decisión final de inversión de un complejo petroquímico requiere contar previamente con infraestructura de separación y provisión de etano. Esto implica que proyectos de midstream, como el complejo de TGS, deben encontrarse suficientemente avanzados antes de comprometer inversiones industriales de gran escala.

En la práctica, los cronogramas actuales obligan a tomar decisiones sobre plantas petroquímicas cuando parte de la infraestructura de abastecimiento aún no ha sido completada.

El incremento de la producción de gas asociado al desarrollo de Vaca Muerta, junto con nuevas plantas de procesamiento, proyectos de exportación de GNL y la expansión de la infraestructura de transporte, incrementará de manera significativa la disponibilidad de etano durante los próximos años.

En este contexto, un esquema mixto que combine la exportación de excedentes en una primera etapa con el desarrollo progresivo de capacidad petroquímica local aparece como una alternativa capaz de equilibrar necesidades operativas, restricciones financieras y captura de valor.

La abundancia de etano dejó de ser solamente una ventaja geológica. Se transformó en una decisión estratégica sobre el lugar que Argentina buscará ocupar en la cadena global del gas natural: proveedor de materias primas o productor de bienes industriales de mayor valor agregado.

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La adecuación de las cuatro plantas compresoras del Gasoducto Norte, última etapa del proyecto de reversión que permitirá transportar gas desde la Cuenca Neuquina hacia el noroeste del país y la frontera con Bolivia, se encuentra paralizada por un conflicto contractual entre Enarsa y la constructora Esuco.

La obra debía estar finalizada entre marzo y junio de 2025, pero los trabajos se frenaron tras la acumulación de pagos adeudados, demoras en la aprobación de redeterminaciones de precios y observaciones administrativas que impidieron la certificación de avances.

La falta de desembolsos afectó la capacidad operativa de Esuco, que ya enfrentaba tensiones financieras derivadas del freno general de la obra pública. En junio de este año, la empresa inició un concurso preventivo para reestructurar deudas con más de 800 acreedores.

El proceso judicial limita su capacidad para ejecutar obras, recibir pagos o asumir nuevos compromisos, lo que dejó la adecuación de las estaciones compresoras en una situación de virtual paralización.

La obra es indispensable para elevar la capacidad de transporte del sistema de 15 a 19 millones de metros cúbicos diarios y habilitar el flujo de gas desde Neuquén hacia el norte del país y la frontera con Bolivia.

Sin esta ampliación, Argentina no puede abastecer de manera firme el Gasbol, infraestructura que conecta Bolivia con Brasil y que hoy dispone de capacidad disponible debido a la caída estructural de la producción boliviana.

La paralización de la reversión tiene implicancias directas sobre la integración energética regional. Petrobras reactivó la construcción de la planta de fertilizantes UFN‑III en Três Lagoas, que demandará 2,2 millones de metros cúbicos diarios de gas natural y se ubicará en la principal región agroindustrial de Brasil.

La compañía evalúa además duplicar la capacidad de sus cuatro plantas de fertilizantes, lo que elevaría la demanda potencial a 10 millones de metros cúbicos diarios. La petrolera ya obtuvo permisos para importar gas argentino en formato interrumpible y empresas como TotalEnergies realizaron exportaciones puntuales desde la Cuenca Neuquina a través del gasoducto Madrejones.

La oportunidad de avanzar hacia contratos industriales firmes depende de la capacidad de Argentina para transportar gas hacia el norte. Enarsa evalúa rescindir el contrato con Esuco y reestructurar la obra para garantizar su continuidad, dado que el concurso preventivo impide a la constructora sostener el ritmo de ejecución requerido.

La recontratación o relicitación de las estaciones compresoras es una decisión crítica para 2026, ya que la infraestructura es el único habilitador inmediato para integrar el gas de Vaca Muerta al corredor boliviano y atender la demanda industrial brasileña.

Transportadora Gas del Norte analiza además la construcción de un nuevo gasoducto entre Tratayén y La Carlota, cuya ingeniería básica ya está en marcha.

El proyecto permitiría ampliar la oferta de gas hacia el norte y litoral del país y atender oportunidades de exportación. La decisión final de inversión está prevista para la segunda mitad del año y dependerá de reunir un volumen mínimo de entre 13 y 15 millones de metros cúbicos diarios para justificar su lanzamiento.

La situación entre Enarsa y Esuco expone un riesgo operativo inmediato: la infraestructura necesaria para sostener la integración energética con Brasil está detenida por un conflicto contractual y financiero. La resolución del contrato, la continuidad de las obras y la definición de un nuevo esquema de ejecución serán determinantes para que Argentina pueda aprovechar la demanda industrial firme que Brasil proyecta para los próximos años.

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La energética italiana Eni firmó un acuerdo para adquirir el 32% de las áreas Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, ubicadas en la Cuenca Neuquina.

Las participaciones se integrarán al proyecto Argentina LNG, que prevé producir 12 millones de toneladas por año de gas natural licuado mediante dos unidades flotantes de 6 MTPA cada una. Tras la operación, YPF conservará el 36% y mantendrá la operación de los bloques, mientras que Eni y la emiratí XRG tendrán el 32% cada una.

Los tres bloques seleccionados aportan recursos gasíferos con baja declinación, buena presión y proximidad a infraestructura existente, condiciones necesarias para sostener volúmenes de producción dedicados a un proyecto de licuefacción de escala mundial.

La integración de estos activos al esquema Argentina LNG busca asegurar un flujo continuo de entre 40 y 50 millones de metros cúbicos diarios, volumen requerido para alimentar las dos unidades flotantes previstas en la primera fase del proyecto.

La estrategia de Eni se enmarca en la expansión de su cartera internacional de gas natural y en la necesidad de contar con recursos propios para abastecer su cadena global de comercialización de GNL.

La compañía opera proyectos de licuefacción en África y Medio Oriente y busca diversificar su producción hacia cuencas no tradicionales. La participación en Argentina LNG representa su primer ingreso a un desarrollo de shale gas en el hemisferio sur fuera de Mozambique.

YPF mantiene la operación de los bloques para asegurar la integración entre el desarrollo de los yacimientos y la infraestructura de transporte y tratamiento necesaria para abastecer las unidades de licuefacción.

La presencia de XRG aporta capacidad financiera y comercial para contratos de largo plazo en el mercado internacional de GNL. La estructura societaria permite combinar operación local, experiencia internacional en licuefacción y financiamiento externo.

El proyecto Argentina LNG requerirá inversiones estimadas entre 8.000 y 12.000 millones de dólares para la construcción de las dos unidades flotantes y la infraestructura asociada. La viabilidad del esquema depende de la disponibilidad de gas en boca de pozo, de la estabilidad normativa y fiscal y de la capacidad del sistema de transporte para integrar los volúmenes provenientes de los bloques adquiridos.

La aprobación regulatoria de la transacción y la definición de los contratos de abastecimiento serán pasos determinantes para avanzar en la ingeniería de detalle.

La entrada de Eni y XRG en los tres bloques de Vaca Muerta consolida la estructura de abastecimiento del proyecto Argentina LNG y refuerza la estrategia de convertir al gas neuquino en un recurso exportable de largo plazo. La integración de producción, licuefacción y comercialización posiciona al proyecto como uno de los desarrollos de GNL más relevantes en el hemisferio sur.

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Brasil evalúa tres alternativas logísticas para incorporar gas argentino a su matriz energética. La definición final depende de la disponibilidad de infraestructura, los costos de transporte, la necesidad de contratos de respaldo y la gestión de riesgos geopolíticos.

Las autoridades del Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) confirmaron que la solución no será única y que las tres vías se encuentran bajo análisis técnico y económico.

La primera opción es la ruta norte vía Bolivia. Esta alternativa utiliza el sistema troncal del Gasbol, cuya capacidad de 30 millones de metros cúbicos diarios se encuentra subutilizada en el tramo brasileño. La infraestructura existente permite una entrada inmediata sin inversiones adicionales en Brasil.

Sin embargo, el tránsito por Bolivia incorpora costos fijos en el peaje de transporte, con valores preliminares entre 1,50 y 2 dólares por millón de BTU. A esto se suma la necesidad de establecer cláusulas de seguridad de suministro para mitigar el riesgo político asociado al tránsito internacional.

La segunda vía consiste en un gasoducto directo entre Argentina y Brasil, tomando como base el trazado de Transportadora de Gas del Mercosur (TGM) o el sistema de Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB). Esta alternativa requiere completar un tramo faltante de 565 kilómetros y ampliar la capacidad de compresión aguas arriba para permitir el flujo ascendente hacia los centros industriales brasileños.

La viabilidad económica depende de contratos de compra firme de largo plazo que garanticen el uso futuro del ducto. Sin estos acuerdos, los organismos financieros no habilitan el financiamiento de obras de gran escala.

La tercera opción es la exportación de Gas Natural Licuado (GNL). Aunque los procesos de licuefacción y transporte marítimo presentan costos fijos superiores a los de un gasoducto convencional, esta vía ofrece flexibilidad comercial total. Los cargamentos pueden destinarse tanto a las terminales de regasificación de Brasil como a otros mercados globales, lo que permite adaptar las entregas a la demanda brasileña.

A diferencia del perfil argentino, que registra picos elevados en invierno, Brasil mantiene una demanda mayormente plana, con incrementos extraordinarios de hasta 80 millones de metros cúbicos diarios durante sequías prolongadas que obligan a activar generación térmica.

Las tres alternativas presentan condiciones técnicas y económicas diferenciadas. La ruta Bolivia ofrece disponibilidad inmediata, pero incorpora costos y riesgos geopolíticos.

El gasoducto directo constituye una solución estructural, aunque depende de contratos de respaldo y financiamiento internacional. El GNL aporta flexibilidad comercial, pero requiere inversiones en plantas de licuefacción y contratos de abastecimiento.

La complementariedad energética entre Argentina y Brasil se sostiene en la capacidad de Vaca Muerta para ofrecer volúmenes crecientes y en la necesidad brasileña de diversificar su abastecimiento.

La definición de la vía logística final dependerá de la combinación entre infraestructura disponible, costos de transporte, contratos de largo plazo y gestión de riesgos. Brasil analiza las tres rutas en paralelo y considera que la integración energética regional requerirá un esquema multivía para asegurar continuidad y flexibilidad en el suministro.

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El debate entre Marcos Bulgheroni (PAE) y Horacio Marín (YPF) en el ciclo Democracia y Desarrollo dejó expuesto un punto de inflexión para la agenda energética argentina: la necesidad de abandonar la lógica de exportación primaria y avanzar hacia un esquema de industrialización que permita capturar márgenes superiores en la cadena de valor.

La discusión se enmarca en un contexto global atravesado por tensiones geopolíticas y por una demanda creciente de insumos complejos vinculados a la transición energética.

El análisis parte de un diagnóstico compartido: la crisis en Medio Oriente y las restricciones en el estrecho de Ormuz reconfiguran los flujos internacionales de hidrocarburos y elevan los costos de transporte y seguros. Este escenario incrementa la relevancia de proveedores que no dependen de rutas críticas y que pueden garantizar abastecimiento estable a largo plazo.

En ese marco, la combinación de recurso, geografía y marco regulatorio posiciona a la Argentina como un actor potencial en el mercado global de gas natural licuado (GNL).

Los ejecutivos coincidieron en que el país cuenta con un volumen de gas técnicamente recuperable que habilita proyectos de exportación sostenidos en el tiempo. La ventana de wet gas, que permite maximizar la producción de líquidos asociados, constituye un factor adicional para mejorar la rentabilidad de los desarrollos.

La articulación entre empresas y financistas internacionales, sumada al impacto del RIGI en la percepción de riesgo, habilita la estructuración de contratos y financiamiento de largo plazo para plantas de licuefacción y embarques hacia Europa y Asia.

Sin embargo, el eje central del intercambio se concentró en la necesidad de avanzar hacia la industrialización del recurso. Bulgheroni planteó que el próximo capítulo del sector energético requiere superar la fase de exportación de materias primas y orientarse a la producción de derivados estratégicos.

El caso del coque de petróleo exportado a China para la fabricación de baterías fue presentado como ejemplo de cómo la transformación industrial permite capturar valor adicional y consolidar la competitividad internacional.

Marín complementó esta visión al detallar que la estrategia de YPF busca maximizar la producción de líquidos y desarrollar proyectos que permitan exportar volúmenes superiores mediante la integración de procesos.

La incorporación de socios internacionales como ENI y ADNOC en iniciativas de GNL refleja la necesidad de escalar inversiones y de integrar capacidades industriales que exceden la extracción de hidrocarburos.

La discusión también incluyó la importancia de diversificar cuencas y ampliar la exploración más allá de Vaca Muerta. Para Bulgheroni, concentrar la totalidad del esfuerzo en un único polo productivo limita el potencial de desarrollo del país y reduce la capacidad de generar cadenas de valor regionales. La exploración no convencional en el Golfo San Jorge fue presentada como un ejemplo de cómo la expansión territorial puede fortalecer la base industrial y logística.

El cierre del intercambio dejó una conclusión común: la competitividad futura de la Argentina dependerá de su capacidad para transformar el recurso en productos manufacturados y en derivados de alto valor. La industrialización energética se presenta como el camino para multiplicar márgenes, reducir la vulnerabilidad frente a shocks externos y consolidar al país como un proveedor confiable en mercados globales que demandan insumos complejos para la transición tecnológica.

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El desarrollo del shale oil en la cuenca neuquina consolidó al petróleo de Vaca Muerta como el principal producto de exportación de la Argentina y reconfiguró la geografía del comercio exterior.

Los registros del Intercambio Comercial Argentino (ICA) elaborados por el INDEC muestran que el incremento de volúmenes exportados y la demanda internacional de crudos livianos ubicaron al complejo energético como el principal aportante al superávit comercial del país.

En mayo, la balanza energética registró un superávit superior a los USD 1.500 millones, y el sector explicó más del 43% del saldo comercial total.

En el acumulado de los primeros cinco meses de 2026, las exportaciones energéticas alcanzaron USD 6.182 millones, impulsadas por el aumento de producción en Neuquén y por la capacidad de evacuación hacia mercados del Atlántico y del Pacífico.

Los datos oficiales permiten identificar los cinco principales destinos del crudo y el gas de Vaca Muerta. En el comercio bilateral con los Estados Unidos, las exportaciones totales sumaron USD 3.981 millones, con un incremento interanual del 46,6%.

El rubro Combustibles y Energía aportó USD 1.519 millones, reflejando el envío regular de petróleo liviano desde Puerto Rosales hacia las refinerías del Golfo de México. Este flujo consolidó a los Estados Unidos como el principal destino energético por volumen.

Chile se mantiene como eje de la infraestructura transfronteriza a través del Oleoducto Trasandino (OTASA), que opera cerca de su capacidad de 110.000 barriles diarios, y de los gasoductos cordilleranos. Las exportaciones totales hacia el país vecino alcanzaron USD 2.628 millones, con Combustibles y Energía como principal rubro, por USD 1.155 millones.

Este volumen responde al suministro continuo de crudo a la refinería de ENAP en Biobío y al envío regular de gas natural.

China irrumpió como destino emergente para los excedentes de crudo liviano. Las exportaciones totales hacia ese mercado sumaron USD 3.938 millones, con un aumento interanual del 78,8%.

El rubro energético alcanzó USD 441 millones, con una variación del 411,3%, reflejando la colocación de cargamentos de petróleo de Vaca Muerta en un mercado de alta demanda petroquímica y de refinación.

Australia se incorporó como destino no tradicional para los saldos exportables de la cuenca neuquina. Las operadoras abrieron rutas regulares hacia la refinería de Geelong, en el estado de Victoria, operada por Viva Energy, que comenzó a absorber cargamentos de Medanito y shale oil. Este flujo habilita la expansión hacia el sudeste asiático y Oceanía.

Brasil e India muestran una incidencia menor en la recepción de hidrocarburos.

En el caso de Brasil, las exportaciones totales sumaron USD 5.075 millones, pero el rubro energético se redujo a USD 252 millones, con una caída interanual del 15,8%. En India, las exportaciones totales alcanzaron USD 2.398 millones, mientras que Combustibles y Energía aportó USD 50 millones, con una contracción del 47,8%. Ambos mercados concentran su demanda en manufacturas y productos agropecuarios.

Los informes de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) ratifican que la Argentina lidera la producción de gas en la región, con el 64% de su oferta proveniente del segmento shale. La sostenibilidad de estos flujos comerciales depende de la ejecución de obras de infraestructura logística para el mediano plazo.

En el mercado del Gas Natural Licuado (GNL), las proyecciones de la International Gas Union (IGU) indican que el futuro fluido de Vaca Muerta se orientará hacia Europa para abastecer la diversificación energética del bloque.

En el segmento del petróleo, las previsiones corporativas se concentran en la puesta en marcha del Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que conectará Añelo con la terminal marítima de Punta Colorada, en Río Negro.

Con una capacidad proyectada de 700.000 barriles diarios, esta infraestructura permitirá el amarre de buques de gran porte, reducirá los costos logísticos y habilitará la llegada del shale oil a los mercados de alta demanda del Asia-Pacífico.

Según estimaciones de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH), la ampliación de la capacidad de transporte permitirá proyectar una producción nacional de 1,6 millones de barriles diarios para 2035, consolidando el aporte del complejo energético a la balanza comercial del país.

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La Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) publicó su reporte mensual de datos y análisis correspondiente a abril, donde detalla el estado de las inversiones mineras vinculadas al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

El documento releva exclusivamente los proyectos del sector que fueron presentados ante la cámara y permite dimensionar el volumen económico comprometido en iniciativas de cobre, litio, oro y plata en distintas provincias productoras.

El informe identifica inversiones mineras por USD 59.000 millones dentro del RIGI, considerando proyectos aprobados y en evaluación. Este valor corresponde únicamente al universo minero relevado por CAEM y no representa el total del régimen, cuyo monto global informado por el Gobierno asciende a USD 140.000 millones e incluye desarrollos energéticos, industriales y de infraestructura que no forman parte del registro sectorial de la cámara.

Entre los proyectos aprobados se destacan iniciativas de gran escala en San Juan, Salta, Jujuy, Catamarca y Mendoza. El desarrollo cuprífero Vicuña, con una inversión comprometida de USD 9.700 millones, encabeza el listado y constituye uno de los emprendimientos de mayor envergadura en la región.

Le siguen Salar de Rincón en Salta, operado por Rio Tinto, con USD 2.744 millones; Los Azules en San Juan, a cargo de McEwen, con USD 2.353 millones; y Cauchari-Olaroz en Jujuy, de Minera Exar, con USD 1.166 millones. El informe también incluye proyectos de litio y oro como San Jorge en Mendoza, Sal de Oro en Salta y Catamarca, Gualcamayo en San Juan, Diablillos entre Salta y Catamarca, Veladero en San Juan, Fénix en Catamarca y Hombre Muerto Oeste en la misma provincia.

El segmento de iniciativas en evaluación suma USD 19.293 millones y abarca siete proyectos que se encuentran en análisis técnico y administrativo. Entre ellos se destacan El Pachón, operado por Glencore, con una inversión estimada de USD 9.500 millones; MARA en Catamarca, con USD 4.000 millones; y Pozuelos–Pastos Grandes en Salta, de Ganfeng, con USD 3.000 millones.

El listado se completa con Jama Solaroz, Litio Ángeles, Salterra Lithium y Sal de Vida, todos vinculados a la expansión de la producción de litio en el NOA.

El informe registra además un único proyecto minero que no obtuvo aprobación dentro del esquema de incentivos: Mariana, perteneciente a Ganfeng, por USD 273 millones. La inclusión de este dato permite trazar un mapa completo del estado administrativo de las inversiones mineras de gran escala en el país.

La evolución de la inversión extranjera directa en minería muestra una tendencia ascendente durante la última década. CAEM detalla que el sector alcanzó USD 4.416 millones en 2024, equivalente al 51% de la IED nacional, y proyecta un crecimiento sostenido para el período 2025–2027, con estimaciones de USD 5.193 millones, USD 5.409 millones y USD 6.181 millones respectivamente.

Este comportamiento confirma el rol de la minería como uno de los principales receptores de capital en Argentina y como un componente central de la agenda de inversiones asociada al RIGI.

El reporte de CAEM ordena el universo minero dentro del régimen y permite identificar con precisión el estado de cada proyecto, su volumen económico y su ubicación territorial. La diferenciación entre el recorte sectorial relevado por la cámara y el total del RIGI informado por el Gobierno resulta clave para evitar interpretaciones erróneas y para comprender el peso real que la minería tiene en la dinámica de inversiones de gran escala en el país.

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La perforación petrolera argentina muestra una distribución operativa en la que el segmento no convencional concentra la mayor parte de la actividad. Los registros de mayo indican que 37 de los 47 equipos activos trabajaron en desarrollos de shale en Vaca Muerta, mientras que 10 rigs se mantuvieron en operaciones convencionales.

Esta configuración implica que el no convencional representa el 79% del drilling nacional y confirma su peso dentro de la producción de hidrocarburos del país.

La evolución interanual exhibe un nivel de actividad estable. Entre mayo de 2025 y mayo de 2026, el número de equipos activos pasó de 44 a 47, con un máximo de 48 rigs alcanzado en diciembre de 2025. Durante ese período no se registraron descensos pronunciados, una estabilidad que el segmento shale sostuvo mientras la perforación convencional mantuvo una presencia acotada.

El relevamiento sectorial también muestra una concentración operativa entre un conjunto reducido de empresas. YPF encabeza la actividad con 15 rigs propios, equivalentes al 42% de los equipos no convencionales relevados.

Pluspetrol y Vista Energy representan el 11% cada una, mientras que Tecpetrol aporta el 8%. En total, diez operadoras concentran 36 equipos de perforación, una configuración que refleja la escala técnica y financiera requerida para sostener desarrollos de shale.

El cambio en la actividad también se observa en las características técnicas de las perforaciones realizadas en la cuenca neuquina. Las ramas horizontales superan en promedio los 3.000 metros de extensión, una dimensión que años atrás era excepcional y hoy forma parte de los estándares aplicados por los principales operadores.

La combinación de perforación horizontal y fractura hidráulica estableció un esquema operativo que desplazó progresivamente la perforación convencional dentro del país.

El informe sectorial sintetiza este escenario con un dato que resume la estructura actual del upstream: 37 de los 47 equipos activos operan en shale, marcando un nuevo hito de actividad sostenida.

Con una participación mayoritaria del no convencional, una curva de perforación estable y desarrollos técnicos que continúan ampliando la capacidad de las ramas horizontales, Vaca Muerta sostiene el núcleo operativo del segmento petrolero y concentra las principales decisiones vinculadas a la exploración y producción de hidrocarburos.

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El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) fue diseñado para proyectos de capital intensivo con horizontes de maduración largos. Su estructura fiscal y cambiaria apunta a atraer financiamiento internacional para iniciativas capaces de ampliar la capacidad productiva y generar exportaciones netas.

En sectores como energía, minería e infraestructura, donde los montos superan los cientos de millones de dólares, el régimen cumple la función para la que fue creado: ofrecer previsibilidad en plazos que exceden los ciclos económicos locales.

El desafío aparece en otro nivel. La inversión que ingresa a través del RIGI convive con un entramado productivo compuesto mayoritariamente por pequeñas y medianas empresas que operan con ciclos de inversión cortos, financiamiento limitado y necesidades de capital de trabajo inmediatas.

La estructura del régimen no resuelve esa brecha, porque no fue concebido para ese universo. La diferencia no es normativa: es estructural.

La inversión de gran escala ya está en marcha y los proyectos avanzan con cronogramas definidos. Para integrarse a esas cadenas de valor, las PyMEs necesitan condiciones que hoy no existen: crédito a plazos de cinco a diez años, garantías operativas, fondeo estable y continuidad regulatoria. Sin esos instrumentos, la competencia es asimétrica.

Las empresas nacionales quedan relegadas no por falta de capacidad técnica, sino por falta de herramientas financieras compatibles con los tiempos de los proyectos.

A la brecha financiera se suma una brecha tributaria. Las PyMEs operan bajo un sistema impositivo que grava el capital de trabajo, encarece la producción y genera saldos técnicos que no se recuperan.

Mientras los grandes proyectos ingresan con beneficios fiscales diseñados para atraer inversión de largo plazo, las empresas nacionales enfrentan una estructura tributaria que reduce su competitividad. La asimetría no es tecnológica: es fiscal. Sin justicia tributaria, la integración local se vuelve más difícil, incluso para firmas con capacidad técnica suficiente.

La consecuencia de estas brechas es que una proporción significativa del gasto inicial de inversión —equipamiento, ingeniería, servicios especializados, tecnología— se canaliza hacia proveedores externos. Cuando eso ocurre, la economía local captura una fracción menor del impacto productivo. La inversión ingresa, pero su multiplicador se reduce.

Para que los dólares permanezcan en el país, es necesario que una parte creciente del gasto se ejecute dentro de la estructura productiva argentina.

La integración de proveedores locales en sectores estratégicos depende de un sistema financiero orientado al desarrollo. La Argentina necesita instrumentos que permitan financiar proyectos PyME de entre USD 3 y USD 20 millones, que constituyen el núcleo de la inversión productiva.

Sin esa infraestructura financiera, la capacidad de capturar valor agregado se limita y la expansión de los grandes proyectos no se traduce en fortalecimiento industrial.

El RIGI cumple un rol específico dentro de la estrategia de inversión de largo plazo. Para que su impacto se traduzca en desarrollo territorial, empleo formal y cadenas de valor más densas, es necesario complementarlo con una política nacional PyME que permita que las empresas locales participen de la inversión que ya está en ejecución.

La articulación entre banca pública, banca privada, mercado de capitales y organismos multilaterales es el componente que falta para conectar ambos niveles.

La oportunidad está abierta. La inversión de gran escala avanza. El desafío es construir las condiciones para que una mayor proporción de ese flujo quede en la economía argentina.

Un sistema financiero productivo y un esquema tributario compatible con la producción son las piezas que permiten transformar inversión en desarrollo y asegurar que los beneficios de los proyectos estratégicos se distribuyan a lo largo del entramado industrial del país.

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El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias (RIGI‑NI) obtuvo media sanción en la Cámara de Diputados. Se trata de un esquema orientado a atraer proyectos de más de USD 1.000 millones en sectores tecnológicos y productivos que actualmente no tienen desarrollo en la Argentina o se encuentran en etapas iniciales.

El régimen establece un conjunto de beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios con estabilidad por treinta años.

El RIGI‑NI se diferencia del RIGI original tanto por el tipo de actividades alcanzadas como por la magnitud de los incentivos. Mientras el RIGI se orienta a energía, minería, agroindustria e infraestructura, el nuevo régimen apunta a industrias tecnológicas emergentes, entre ellas la industrialización de minerales críticos, la fabricación de baterías, vehículos eléctricos, hidrógeno verde, turbinas eólicas, paneles solares, biotecnología, semiconductores, reactores nucleares modulares e infraestructura vinculada con inteligencia artificial.

El proyecto establece requisitos de ingreso más exigentes que el régimen vigente. Los emprendimientos deberán comprometer una inversión mínima de USD 1.000 millones, con un desembolso del 20% en los primeros dos años.

El plazo de adhesión será de cinco años desde la sanción de la ley y la estabilidad fiscal se extenderá por treinta años, con la posibilidad de recurrir a arbitraje internacional.

En materia tributaria, el RIGI‑NI reduce la alícuota del Impuesto a las Ganancias al 15%, frente al 25% del RIGI. Los dividendos tributarán el 3,5%, los quebrantos no tendrán límite temporal y las contribuciones patronales se fijarán en el 10%.

El régimen contempla además la exención de derechos de importación y exportación para bienes vinculados al plan de inversión y establece un tope del 0,5% para el Impuesto sobre los Ingresos Brutos en las jurisdicciones adheridas.

El elemento distintivo del RIGI‑NI es la incorporación de un mínimo obligatorio de proveedores locales, equivalente al 20% del total del proyecto. Es la primera vez que un régimen de incentivos de esta escala incorpora un porcentaje definido de contenido nacional como condición de acceso. El esquema también prevé que cada dólar invertido en actividades estratégicas se compute doble para alcanzar el umbral de inversión requerido.

El RIGI‑NI configura un marco específico para industrias tecnológicas de gran escala, con beneficios más agresivos y requisitos más altos que el régimen vigente.

Su diseño apunta a generar condiciones de previsibilidad para proyectos de largo plazo en sectores que requieren capital intensivo, innovación y cadenas de valor complejas, incorporando por primera vez un criterio obligatorio de participación de proveedores nacionales.

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Un informe técnico estimó que el Gasoducto Perito Moreno permitió sustituir importaciones de energía por USD 9.122 millones entre 2023 y 2026, a partir de la mayor disponibilidad de gas proveniente de Vaca Muerta.

La obra, inaugurada en julio de 2023, implicó una inversión de USD 2.300 millones sin IVA y habilitó un retorno equivalente a 3,97 veces el monto ejecutado, según los volúmenes efectivamente transportados y los precios internacionales de combustibles sustituidos durante el período.

El análisis atribuyó el ahorro a la reducción de compras externas de GNL, combustibles líquidos, gas boliviano y energía eléctrica importada.

En el período evaluado, se reemplazaron 6.700 millones de m³ de GNL por USD 3.474 millones, 3,5 millones de m³ de gasoil por USD 2.593 millones, 3.300 millones de m³ de gas de Bolivia por USD 1.344 millones, dos millones de toneladas de fueloil por USD 870 millones y 6.000 GWh de electricidad por USD 841 millones. Desde su puesta en marcha, el gasoducto inyectó 17.000 millones de m³ al sistema.

La infraestructura permitió reducir el despacho térmico con combustibles líquidos y moderar los costos de generación eléctrica administrados por CAMMESA, en un contexto donde la demanda invernal continúa requiriendo importaciones de GNL por falta de capacidad adicional de transporte.

El informe señaló que la obra no resolvió completamente la dependencia estacional debido a que resta ejecutar la segunda etapa del proyecto y ampliar la compresión para incrementar los volúmenes hacia los centros de consumo.

La ampliación del gasoducto fue incorporada al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y obtuvo aprobación del Comité Evaluador. El proyecto, gestionado por Transportadora de Gas del Sur, contempla una inversión de USD 700 millones orientada a habilitar 14 millones de m³ diarios adicionales antes del invierno de 2027.

Las obras incluyen 30 kilómetros de caños de 30 pulgadas y la expansión de tres plantas compresoras, con el objetivo de aumentar la evacuación de gas desde Vaca Muerta hacia Buenos Aires y el área metropolitana.

El esquema de financiamiento difiere del utilizado en etapas previas del sector energético: las empresas privadas asumirán el riesgo y la gestión de la obra sin participación del Estado como comprador principal ni como financista, y la nueva capacidad será ofrecida directamente a usuarios privados. Este modelo introduce un cambio en la estructura de inversión en transporte gasífero y se integra al marco del RIGI para proyectos de gran escala.

La relevancia económica del gasoducto radica en su impacto directo sobre la balanza energética. La sustitución de importaciones reduce la exposición a precios internacionales volátiles y mejora la disponibilidad de gas para generación eléctrica, industria y usuarios residenciales.

La ampliación prevista constituye un componente crítico para disminuir la necesidad de GNL en invierno y consolidar la capacidad exportadora del país en períodos de menor demanda interna.

En un contexto global marcado por tensiones en el Estrecho de Ormuz y eventos disruptivos en países productores, la disponibilidad de infraestructura local adquiere mayor relevancia para mitigar la volatilidad externa.

La combinación de mayor capacidad de transporte, ampliación de compresión y obras complementarias permitirá avanzar hacia un esquema de abastecimiento más estable y con menor dependencia de combustibles importados.

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Un estudio elaborado por Aleph Energy, la consultora dirigida por Daniel Dreizzen, definió el rango de precios internacionales necesarios para que un pozo promedio de Vaca Muerta alcance una Tasa Interna de Retorno (TIR) del 15% en dólares, el parámetro que utiliza la industria para evaluar la viabilidad económica de los desarrollos no convencionales.

El análisis incorpora cuatro escenarios que combinan infraestructura y régimen fiscal, con resultados que oscilan entre 48 y 61 dólares por barril de Brent.

El modelo toma como referencia un pozo representativo del promedio operativo previsto para 2025: rama horizontal de 3.000 metros, 50 etapas de fractura y una producción inicial de 1.028 barriles diarios. La producción acumulada estimada asciende a 1,049 millones de barriles recuperables, con una declinación del 60% en el primer año y del 35% en el segundo.

Cerca del 24% del total se produce durante el primer año, lo que vuelve determinante la estructura fiscal aplicada en esa etapa.

En el escenario de pozo individual bajo el régimen general, el costo de perforación y completación se ubica en 14 millones de dólares, con un adicional del 10% para instalaciones propias. Los costos operativos promedian 6 dólares por barril y el transporte otros 3 dólares.

Regalías e Ingresos Brutos representan el 15% de la producción, mientras que el Impuesto a las Ganancias asciende al 35% y las retenciones se mantienen durante toda la vida del proyecto. En este caso, el breakeven se ubica en 51 dólares por barril.

Cuando el mismo pozo opera bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), la reducción de la alícuota de Ganancias al 25% y la eliminación de retenciones luego de los primeros dos años permiten mejorar la rentabilidad. El precio de equilibrio desciende a 48 dólares por barril, tres dólares menos que bajo el esquema tributario tradicional.

La diferencia se amplía cuando el análisis incorpora la infraestructura intracuenca necesaria para un desarrollo integral: ductos, plantas de tratamiento, instalaciones complementarias y tareas de reparación. Aleph Energy estima que este componente agrega aproximadamente un 25% sobre la inversión inicial del pozo. En un proyecto completo sin RIGI, el breakeven asciende a 61 dólares por barril, el valor más alto de los cuatro escenarios evaluados.

Si el proyecto integral opera bajo el RIGI, el precio de equilibrio se reduce a 57 dólares por barril, aunque continúa siendo superior al de los pozos individuales debido al mayor capital requerido. La brecha entre el escenario más favorable —pozo individual con RIGI— y el más exigente —proyecto completo sin RIGI— alcanza los 13 dólares por barril, lo que refleja el peso decisivo que tienen la infraestructura y la estructura fiscal sobre la competitividad de Vaca Muerta.

El informe de Aleph Energy confirma que la economía del shale argentino depende tanto del costo operativo y del diseño del pozo como del régimen tributario y del volumen de infraestructura que se cargue al proyecto. En un contexto de volatilidad internacional, estos factores definen la capacidad de sostener inversiones y consolidar el desarrollo de largo plazo.

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Las exportaciones argentinas alcanzaron en mayo USD 9.537 millones, el valor mensual más alto desde el inicio de la serie estadística en 1990. El superávit comercial ascendió a USD 3.504 millones, también máximo histórico.

La particularidad del desempeño fue que el crecimiento respondió principalmente al aumento de las cantidades exportadas, según el índice de volúmenes del comercio exterior, que alcanzó 161,5 puntos, el registro más elevado desde 2004.

El incremento físico de mercaderías movilizadas elevó la exigencia sobre la infraestructura logística. A diferencia de un aumento impulsado por precios internacionales, la expansión por cantidades requiere mayor capacidad operativa en transporte terrestre, almacenamiento, terminales portuarias y servicios vinculados al comercio exterior. La dinámica exportadora de los primeros cinco meses del año, con ventas por USD 40.359 millones, consolidó esta tendencia.

Los productos que explicaron la mayor parte del crecimiento presentan perfiles logísticos heterogéneos. El petróleo crudo demanda terminales energéticas y operaciones específicas de carga; los carbonatos de litio requieren transporte desde zonas alejadas y condiciones particulares de manipulación; los granos y derivados movilizan grandes volúmenes hacia puertos graneleros; la industria automotriz opera con embarques tipo ro‑ro y cadenas de suministro sincronizadas; la carne bovina exige infraestructura de frío y estándares sanitarios; y los minerales de plata requieren esquemas de transporte especializados.

La coexistencia de cadenas con requerimientos distintos obliga a coordinar operaciones con características y tiempos disímiles. La concentración exportadora en bienes de alto peso logístico, que representaron el 55,7% del total vendido al exterior entre enero y mayo, refuerza la necesidad de contar con infraestructura capaz de absorber incrementos sostenidos en el movimiento de cargas.

El récord exportador evidenció que la logística se convirtió en un componente crítico para sostener el crecimiento del comercio exterior. La mayor intensidad en el flujo de mercaderías plantea desafíos en materia de capacidad portuaria, accesos viales y ferroviarios, almacenamiento, coordinación intermodal y eficiencia operativa.

La planificación de inversiones en infraestructura logística será determinante para acompañar la expansión de sectores como hidrocarburos, agroindustria, minería, industria automotriz y alimentos, cuya participación creciente en las exportaciones incrementa la demanda sobre el sistema de transporte y las terminales de salida.

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La Secretaría de Energía autorizó a YPF a iniciar la construcción de un gasoducto que conectará áreas productivas clave de Vaca Muerta mediante una traza que atraviesa el sistema hidroeléctrico Cerros Colorados. La obra, aprobada por la Resolución 141/2026, forma parte del paquete de inversiones destinadas a reforzar la infraestructura de transporte de gas en la cuenca neuquina.

El proyecto, denominado Gasoducto PC LAS a Colector 13 ISTMO, vinculará los bloques La Angostura I y II con la concesión Loma La Lata–Sierra Barrosa, uno de los nodos centrales de la ventana gasífera.

La conexión permitirá optimizar la evacuación de producción y mejorar la integración operativa entre áreas de alta productividad, en un contexto de expansión de la actividad no convencional.

La traza incluye el cruce del dique Planicie Banderita y sectores concesionados al Complejo Hidroeléctrico Cerros Colorados, lo que incorpora exigencias técnicas adicionales.

El Organismo Regulador de Seguridad de Presas (ORSEP) estableció condiciones específicas para los tramos ubicados por debajo de los niveles máximos del embalse Mari Menuco, con monitoreo estructural y reportes periódicos durante toda la ejecución.

La autorización quedó sujeta al cumplimiento del Informe Ambiental aprobado por la Secretaría de Ambiente de Neuquén, que impuso obligaciones operativas como la instalación de válvulas de corte en cruces bajo cuerpos de agua, la contratación de un seguro ambiental y la ejecución del plan de saneamiento asociado al incidente LLL‑401 en Loma La Lata.

La concesionaria hidroeléctrica recibirá una caución juratoria para cubrir eventuales daños durante la obra.

La Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas (AIC) concluyó que el proyecto no generará impactos significativos sobre el manejo de aguas, aunque exigió medidas preventivas reforzadas debido a la sensibilidad hídrica del área.

La intervención simultánea de organismos energéticos, ambientales e hídricos configura un esquema de control integral para una obra que combina infraestructura gasífera y cruce de instalaciones estratégicas.

La construcción del gasoducto se integra al proceso de ampliación de capacidad de transporte que acompaña el crecimiento de la producción en Vaca Muerta.

La conexión entre áreas operativas y sistemas colectores refuerza la infraestructura interna de la cuenca y sostiene el desarrollo de la ventana gasífera neuquina, en línea con el programa de inversiones de YPF para los próximos años.

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El aumento de la actividad energética impulsa a las empresas proveedoras de Vaca Muerta a incorporar herramientas del mercado de capitales para financiar capital de trabajo, ampliar capacidad operativa y sostener el ritmo de inversión que demanda la cadena de valor.

La dinámica de perforación, completación, logística y servicios industriales requiere recursos inmediatos para adquirir equipamiento, incorporar tecnología y atender contratos de mayor escala.

Frente a un esquema operativo que combina ciclos de cobro extendidos y necesidades crecientes de liquidez, las pymes del sector recurren a instrumentos como obligaciones negociables PyME, cheques de pago diferido, pagarés bursátiles, facturas de crédito electrónicas y garantías de sociedades de riesgo.

Estas herramientas permiten anticipar flujos, ordenar el financiamiento de corto plazo y acceder a condiciones más flexibles que las disponibles en el crédito bancario tradicional.

El crecimiento del número de cuentas de inversión y la mayor participación de inversores institucionales amplían el volumen de recursos disponibles para canalizar hacia proyectos productivos.

En jornadas vinculadas al desarrollo de proveedores energéticos se destacó que la profundidad del mercado de capitales facilita la financiación de equipamiento, insumos y servicios críticos para la operación diaria de la industria.

La expansión de Vaca Muerta exige inversiones continuas en equipos, transporte, infraestructura de superficie y capacidad logística. La utilización de instrumentos bursátiles se consolida como un complemento relevante para sostener la actividad de empresas que deben responder a una demanda creciente y a proyectos cada vez más exigentes en escala y competitividad.

El financiamiento a través del mercado de capitales se integra así al esquema operativo de la cadena de valor energética, aportando herramientas que permiten acompañar el crecimiento del sector y fortalecer la capacidad de respuesta de proveedores industriales y de servicios especializados.

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La cadena de valor energética opera hoy con mayor nivel de actividad y menor capacidad ociosa, en un contexto marcado por más de USD 140.000 millones en proyectos energéticos y mineros en ejecución, aprobados o en etapa avanzada de planificación.

El relevamiento del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP) correspondiente al primer trimestre de 2026 muestra que el 52% de las pymes industriales del sector trabaja con ociosidad baja o nula —entre 0% y 25%— frente al 34% registrado a fines de 2025. Los niveles medios de ociosidad descendieron del 51% al 38% y los críticos, del 16% al 10%.

El aumento de actividad se explica por la continuidad de operaciones en Vaca Muerta y por la expansión de infraestructura asociada. En el primer trimestre, la perforación registró entre 41 y 43 equipos activos, un nivel estable para la industria local, mientras que las operaciones de completación alcanzaron máximos históricos.

En marzo, YPF realizó 1.116 etapas de fractura y los principales prestadores de servicios —Halliburton, Schlumberger, Calfrac, Tenaris y Weatherford— concentraron más de 2.600 etapas adicionales. La cuenca Neuquina representó el 84% de los rigs activos y el 97% de las operaciones de completación.

El relevamiento pyme indica que la mayor utilización de capacidad no elimina las presiones operativas. El 47% de las empresas reportó afectaciones en su dotación de personal, con ajustes que incluyen despidos (31%), reducción de turnos (15%) y suspensiones puntuales.

En materia contractual, el cumplimiento de plazos mejoró del 39% al 53%, mientras que los pagos demorados entre 3 y 6 meses bajaron del 54% al 37%. Sin embargo, las demoras superiores a seis meses aumentaron del 7% al 11%. Las actualizaciones tarifarias continúan rezagadas: solo el 38% accede a revisiones adecuadas y el 44% lo hace bajo condiciones desventajosas.

El entorno macro del sector está definido por la ejecución de obras de transporte —Oleoducto Vaca Muerta Sur, ampliaciones de Oldelval, reversión del Gasoducto Norte— y por proyectos industriales de gran escala como el desarrollo de líquidos de gas natural (NGL) de TGS y las iniciativas de gas natural licuado.

Estos proyectos, junto con la expansión minera en cobre y litio, conforman un portafolio de inversiones que supera los USD 140.000 millones y sostiene la demanda de bienes industriales, servicios especializados y equipamiento.

El cuadro que surge de los informes del GAPP es el de una cadena de valor que opera con mayor actividad y menor ociosidad, impulsada por obras e inversiones de escala estructural. La expansión no es homogénea, pero la tendencia general es ascendente y está asociada a un ciclo de inversión energética y minera sin precedentes en volumen y alcance.

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Pluspetrol avanzó con una nueva emisión de Obligaciones Negociables (ON) en dólares, con vencimiento de hasta 12 años, bajo su programa global de deuda por hasta USD 3.000 millones.

La operación forma parte de un esquema de financiamiento destinado a sostener inversiones productivas, capital de trabajo, adquisiciones y refinanciación de pasivos, en un contexto de fuerte expansión de la actividad no convencional.

La compañía busca alcanzar un volumen de financiamiento cercano a USD 500 millones, orientado a proyectos de infraestructura y desarrollo en Vaca Muerta.

La emisión en dólares y a plazos extendidos refleja la capacidad del sector energético para acceder a financiamiento de largo plazo, respaldado por activos que generan flujos en moneda dura y por un portafolio de proyectos de escala.

Pluspetrol es uno de los operadores con mayor presencia en la cuenca neuquina tras la incorporación de activos y el avance de desarrollos clave.

Entre ellos se destacan Bajo del Choique–La Invernada y La Calera, dos áreas que concentran parte del crecimiento de la compañía y que requieren inversiones continuas en perforación, completación, plantas de tratamiento, ductos internos y sistemas de evacuación.

El financiamiento permitirá avanzar en la construcción de instalaciones de superficie, adquisición de equipos, desarrollo de nuevos pozos y mejoras logísticas, además de fortalecer el capital de trabajo para sostener contratos de servicios y abastecimiento de insumos críticos.

La estructura de deuda también contempla la refinanciación de obligaciones previas, con el objetivo de extender plazos y reducir costos financieros.

La expansión de Pluspetrol se inscribe en un ciclo de inversión que exige infraestructura adicional para acompañar el aumento de la producción. El crecimiento del shale demanda capacidad de tratamiento, almacenamiento y transporte, así como la integración con los sistemas troncales y los proyectos de ampliación en curso.

La emisión de ON se alinea con ese proceso y consolida la estrategia financiera de la compañía en la cuenca.

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La actividad no convencional en West Texas volvió a ser utilizada como referencia para analizar el desarrollo de Vaca Muerta. La Cuenca Pérmica, con epicentro en Midland y Odessa, opera con un sistema consolidado de producción, infraestructura y servicios que permite sostener volúmenes cercanos a los 5 millones de barriles diarios, mientras que la producción argentina ronda los 800 mil barriles por día, con la cuenca neuquina como principal motor.

Desde el punto de vista técnico, ambas regiones comparten el modelo de desarrollo basado en perforación horizontal, fractura multietapa y pads de alta densidad.

Las tecnologías aplicadas en Neuquén derivan en gran medida del know-how desarrollado en West Texas, donde el fracking permitió reactivar una zona que ya contaba con décadas de actividad convencional.

La diferencia central se encuentra en la escala y en la infraestructura acumulada. La Pérmica opera con una red extensa de oleoductos, plantas de tratamiento, midstream integrado, rutas adaptadas al tráfico industrial y servicios urbanos consolidados.

La actividad se extiende desde Big Spring hasta Pecos y parte de Nuevo México, conformando un corredor energético continuo.

En Neuquén, el desarrollo avanza con obras como el sistema Vaca Muerta Oil Sur, la ampliación de Oldelval, los proyectos de gasoductos y la expansión de plantas de tratamiento y logística. Añelo funciona como polo operativo, con infraestructura en crecimiento y servicios que se adaptan a la dinámica de la actividad.

La comparación entre Midland y Añelo permite dimensionar el nivel de inversión, infraestructura y densidad operativa que caracteriza a la Cuenca Pérmica, y ubicar a Vaca Muerta dentro de un proceso de expansión que combina avances técnicos con obras en ejecución para sostener mayores volúmenes de producción.

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El debate sobre el “Súper RIGI” volvió a exponer una tensión que atraviesa a la economía argentina desde hace décadas. El régimen de incentivos para grandes inversiones no es, en sí mismo, el problema.

Lo que revela es la distancia entre las condiciones que el país necesita ofrecer para atraer capital y las que enfrentan todos los días las empresas que producen en el territorio. Esa brecha es el verdadero punto crítico.

La discusión planteada por la Unión Industrial Argentina (UIA) no gira en torno a la conveniencia del régimen, sino a su asimetría estructural. Mientras el inversor que ingresa al RIGI accede a estabilidad tributaria por treinta años, importaciones sin aranceles y un marco regulatorio previsible, la industria local opera bajo un sistema que combina presión fiscal elevada, financiamiento escaso y costos que no tienen correlato en la región. El resultado es que el régimen especial se vuelve competitivo para el capital que llega, pero no para los proveedores nacionales que deberían integrarse a esos proyectos.

La comparación regional es contundente. Brasil, Chile, Perú y Uruguay administran cargas tributarias que se ubican entre veinte y treinta puntos por debajo de las que enfrenta la producción formal argentina. En esos países, la banca de desarrollo financia proyectos industriales con tasas que permiten planificar inversiones y sostener capital de trabajo. En Argentina, en cambio, los créditos incorporan impuestos provinciales y municipales que agregan un sobrecosto cercano al veinte por ciento, incluso en operaciones de refinanciación. La industria compite con países que ofrecen condiciones normales mientras enfrenta un esquema que la obliga a operar en desventaja permanente.

Ese diferencial explica por qué la UIA insiste en que el RIGI debe incluir mecanismos que integren proveedores locales. No se trata de cupos ni de preferencias discrecionales, sino de corregir una asimetría que, de no abordarse, consolidará un modelo donde los grandes proyectos se abastecen en el exterior y la industria argentina queda relegada. La propuesta de exigir un porcentaje mínimo de bienes con valor agregado nacional y de establecer esquemas de integración progresiva apunta a evitar que el régimen se convierta en un canal de importaciones sin impacto productivo interno.

El punto de fondo es otro. Si Argentina necesita regímenes de excepción para atraer inversiones, el desafío no está en los regímenes, sino en las condiciones generales bajo las cuales opera el conjunto de la industria. La región ofrece estabilidad, financiamiento y cargas tributarias razonables. Argentina ofrece incentivos extraordinarios para proyectos puntuales, pero no un marco integral que permita que las empresas locales compitan en igualdad de condiciones.

El RIGI puede ser una herramienta útil para acelerar inversiones estratégicas. Pero sin un plan que normalice la presión fiscal, reduzca costos improductivos y garantice financiamiento accesible para las industrias que deben proveer a esos proyectos, el régimen corre el riesgo de profundizar la brecha que pretende cerrar. La discusión no es sobre un parche. Es sobre la necesidad de reconstruir un entorno productivo que permita que la industria argentina vuelva a competir en su propio país y en su propia región.

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El Poder Ejecutivo Nacional oficializó el Decreto 482/2026, que sustituye al Decreto 2686/1993 y actualiza la reglamentación de la Ley de Inversiones Mineras 24.196.

La norma moderniza procedimientos, digitaliza trámites, precisa el alcance de la estabilidad fiscal y ordena criterios ambientales y operativos para proyectos de gran escala. El objetivo es adecuar el régimen a las condiciones productivas y tecnológicas actuales y asegurar su complementariedad con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

La reglamentación incorpora un esquema digital para la importación de bienes de capital, insumos y repuestos destinados a la actividad minera. El sistema manual previo queda reemplazado por un mecanismo interoperable entre la Ventanilla Única de Comercio Exterior Argentino (VUCEA) y el Sistema Informático Malvina de la Aduana, con un plazo máximo de cinco días hábiles para la tramitación. El cambio busca reducir tiempos logísticos, mejorar la trazabilidad del beneficio arancelario y disminuir costos operativos en proyectos de alta intensidad de capital.

El decreto introduce por primera vez la definición formal de “proyecto minero”, que abarca las acciones, obras y bienes vinculados al descubrimiento, valoración, desarrollo, extracción, transporte y comercialización de minerales. A partir de esta delimitación, las empresas deberán presentar declaraciones juradas e informes económico‑financieros de manera individualizada a través de la plataforma TAD, lo que ordena la aplicación de beneficios y reduce la discrecionalidad administrativa.

En materia fiscal, la reglamentación precisa el alcance de la estabilidad fiscal por 30 años prevista en la Ley 24.196. El beneficio se aplicará a nuevos emprendimientos o ampliaciones que incrementen la capacidad productiva, y la fecha de origen será la de la presentación del estudio de factibilidad técnica. La autoridad de aplicación contará con sesenta días hábiles para dictar el acto de aprobación, lo que aporta previsibilidad a proyectos con CAPEX elevado.

El decreto también optimiza el mecanismo de devolución del crédito fiscal de IVA acumulado durante las etapas de prospección, exploración y ensayos metalúrgicos. La autoridad de aplicación deberá expedirse en treinta días hábiles, y la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA) contará con otros treinta días para emitir el acto administrativo final. El esquema acorta los plazos financieros y mejora el flujo de caja de las compañías en etapas tempranas.

En el plano ambiental, se incorpora la opción de contratar un seguro ambiental obligatorio como alternativa a la previsión especial anual. La figura armoniza la Ley de Inversiones Mineras con la Ley General del Ambiente 25.675 y evita la duplicación de exigencias impositivas y administrativas, trasladando el riesgo a un tercero regulado.

La reglamentación amplía además el radio de integración regional del procesamiento de minerales a quinientos kilómetros de los yacimientos ubicados en territorio nacional y exige que los proyectos utilicen al menos 50% en peso de insumos minerales nacionales. La medida busca fortalecer proveedores locales, mejorar la competitividad logística y consolidar actividad industrial en zonas alejadas.

El decreto incorpora la categoría de bienes reacondicionados para equipamiento usado sometido a procesos documentados de restauración, habilitando su importación y estableciendo pautas proporcionales para su amortización en el Impuesto a las Ganancias. También fija la constitución obligatoria del domicilio legal electrónico y establece requisitos estrictos para prestadores de servicios mineros, quienes deberán certificar anualmente un porcentaje mínimo de facturación vinculada a la actividad.

La actualización del régimen reglamentario ordena procedimientos, reduce tiempos administrativos y mejora la previsibilidad fiscal y operativa para proyectos de cobre, litio y oro de gran escala. El nuevo esquema se integra con el RIGI sin superposición de beneficios y busca dotar al sector de un marco normativo más claro y funcional para inversiones de largo plazo.

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Varias compañías petroleras multinacionales que operan en la Argentina retomaron en junio el giro de dividendos a sus casas matrices.

Es la primera vez desde el restablecimiento del cepo cambiario en 2019 que empresas del sector acceden al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC) para repatriar utilidades generadas en el país. El movimiento se habilita por la Comunicación “A” 8226 del Banco Central, dictada el 11 de abril de 2025 y vigente desde el 14 de abril de ese año.

La norma autoriza a las entidades financieras a dar acceso al mercado de cambios para el pago de utilidades y dividendos correspondientes a ejercicios iniciados a partir del 1° de enero de 2025. La flexibilización no alcanza al stock acumulado durante los años de restricciones cambiarias, que permanece sujeto a tratamiento pendiente. El esquema permite girar únicamente flujos nuevos, sin liberar automáticamente ganancias retenidas de ejercicios anteriores.

El restablecimiento del giro de dividendos impacta especialmente en compañías con operaciones en Vaca Muerta y en otros activos energéticos locales. Desde 2019, la imposibilidad de repatriar utilidades condicionó la planificación financiera de las subsidiarias, obligó a reinvertir fondos en el país y afectó la evaluación de proyectos de largo plazo. En algunos casos, como el de ExxonMobil, la restricción fue uno de los factores que incidieron en la decisión de desinvertir en el mercado local.

La normalización parcial del régimen cambiario tiene implicancias operativas para el sector. La repatriación de utilidades reduce el riesgo asociado a caja inmovilizada, mejora la lectura financiera de las casas matrices y contribuye a restablecer la tasa interna de retorno percibida en proyectos de shale oil, shale gas e infraestructura de evacuación. También permite reordenar la estructura contable de las subsidiarias, que durante años acumularon saldos en pesos expuestos a inflación.

Para los proyectos de midstream y exportación, la posibilidad de convertir utilidades en divisas y enviarlas al exterior constituye una condición habilitante dentro de los modelos de inversión. La industria requiere CAPEX intensivo y sostenido, y la repatriación de dividendos es una variable considerada en los comités globales al comparar la Argentina con otras jurisdicciones productoras.

El giro de dividendos no modifica el tratamiento del stock histórico retenido ni implica una liberalización plena del mercado cambiario. La flexibilización vigente se limita a utilidades recientes, pero representa una señal relevante para la inversión extranjera directa en el sector energético y para la continuidad de los planes de desarrollo en Vaca Muerta.

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La actividad económica registró en el primer trimestre de 2026 un crecimiento del 2,3% interanual, según el informe publicado por el INDEC.

En términos desestacionalizados, el Producto Interno Bruto (PIB) también mostró una suba del 0,7% respecto del último trimestre de 2025.

El avance estuvo impulsado por el desempeño de sectores primarios y exportadores, que concentraron las mayores tasas de expansión. Entre las actividades con mayor crecimiento interanual se destacaron:

• Pesca: +27,5%
• Agricultura, ganadería, caza y silvicultura: +18,1%
• Explotación de minas y canteras (incluye hidrocarburos): +12,3%
• Intermediación financiera: +7,5%
• Hoteles y restaurantes: +2,8%
• Construcción: +2,5%
• Transporte y comunicaciones: +2,3%

En total, 12 de los 16 sectores relevados por el organismo mostraron incrementos interanuales, lo que refleja una recuperación con base productiva amplia y tracción desde actividades vinculadas a recursos naturales, servicios y comercio exterior.

Del lado de la demanda, el consumo privado registró un crecimiento del 2,7%, mientras que las exportaciones avanzaron 9,8% interanual, consolidando el aporte del sector externo al desempeño general del trimestre.

En el mismo período, la oferta global combinó el aumento del PIB con una reducción de las importaciones. El informe del INDEC señaló que la actividad operó en un contexto de inflación acumulada del 9,4% en los primeros tres meses del año.

El trimestre también mostró comportamientos heterogéneos entre ramas de actividad, con algunos sectores que no acompañaron la tendencia general. La industria manufacturera registró una variación de –1,7%, el comercio mayorista y minorista de –0,3%, y la administración pública de –1,4%, mientras que la formación bruta de capital fijo presentó una baja interanual.

El crecimiento del primer trimestre se apoyó principalmente en el dinamismo de los sectores primarios, la expansión de la minería y los hidrocarburos, y el impulso del comercio exterior, en un escenario de recomposición gradual de la actividad económica.

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El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, expuso su visión sobre el contexto energético internacional durante su participación en el Ciclo Democracia y Desarrollo, donde vinculó la situación geopolítica global con el aumento del financiamiento disponible para proyectos en la Argentina.

Marín afirmó que “el conflicto en Medio Oriente provocó que haya más financiamiento para Argentina”, al señalar que la reconfiguración del mercado internacional de hidrocarburos incrementó el interés de inversores y operadores globales por jurisdicciones con capacidad de expansión productiva.

El ejecutivo destacó el rol del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en la llegada de capitales al sector. “Gracias al RIGI y al cambio de gobierno se hizo un círculo virtuoso en Argentina, y por el cual están viniendo muchas empresas extranjeras a invertir en el sector”, sostuvo durante su presentación.

Marín también vinculó el contexto internacional con la aceleración de proyectos locales. “El conflicto de Medio Oriente nos ayuda a que haya más apetito, que haya financiamiento para Argentina y que se adelante la expansión productiva”, expresó.

En relación con la producción, el presidente de YPF aseguró que “estamos en un proceso del desarrollo full de Vaca Muerta” y anticipó un incremento significativo hacia 2027. “El aumento de producción que prevemos para fines de 2027 va a sorprender a todo el mundo”, afirmó. Según su exposición, “dos tercios del total de los barriles producidos tendrán salida comercial hacia diferentes mercados del mundo”.

Marín señaló además que la compañía proyecta un desarrollo integral de los recursos no convencionales. “YPF tiene un programa para 2031 de desarrollar totalmente Vaca Muerta tanto en gas como en petróleo”, indicó.

Durante el panel “El salto energético y la oportunidad para el país”, el ejecutivo sostuvo que el avance de inversiones tendrá impacto en el empleo asociado a la actividad. “Los puestos de trabajo van aumentando a medida que empieza la inversión, y van a ser muchos”, afirmó.

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Bahía Blanca atraviesa un ciclo de expansión industrial y energética sin precedentes. Con proyectos que superan los US$ 5.000 millones, el puerto y su área de influencia ingresan en una etapa donde la infraestructura, los proveedores y la logística deberán acompañar un volumen de actividad que crece de manera simultánea en varios frentes.

El gerente general del Puerto de Bahía Blanca, Juan Linares, confirmó que en los próximos 90 días podría definirse Fertil Pampa, una planta de urea de 2,3 millones de toneladas anuales. En paralelo, continúa en evaluación la ampliación de Profertil, que sumaría 1 millón de toneladas adicionales.

• la demanda interna de fertilizantes, que hoy se cubre parcialmente con importaciones,
• y la disponibilidad creciente de gas natural proveniente de Vaca Muerta, insumo crítico para la producción de urea.

Según Linares, el mercado argentino podría absorber prácticamente toda la producción proyectada, mientras que Brasil, principal consumidor mundial, aparece como destino natural para exportaciones.

El puerto ya registra inversiones confirmadas que elevan su volumen operativo:

• Louis Dreyfus Company avanza con una planta aceitera de US$ 316 millones, que sumará 800.000 toneladas de carga.
• TGS ejecuta un proyecto de procesamiento de gas por US$ 3.000 millones, con US$ 1.900 millones de impacto directo en la región.
• Fertil Pampa y Profertil podrían agregar más de 3 millones de toneladas de producción industrial.

En conjunto, estas iniciativas representan 2,7 millones de toneladas nuevas para el sistema portuario. Ese volumen implica más proveedores, más servicios, más empleo y más infraestructura.

El crecimiento proyectado abre una ventana concreta para:

• constructoras y montajes industriales,
• metalúrgicas y metalmecánicas,
• logística y transporte,
• ingeniería, mantenimiento y servicios técnicos,
• proveedores de insumos químicos,
• empresas de energía y servicios auxiliares.

Los proyectos de fertilizantes requieren equipos de gran porte, tuberías, sistemas de almacenamiento, obra eléctrica, ingeniería de procesos y logística especializada.

La expansión agroindustrial suma demanda de transportistas, terminales, laboratorios, acopiadores y servicios portuarios.

Los proyectos en marcha ya generan ocupación:

• La obra de TGS moviliza cientos de trabajadores.
• LDC prevé picos de empleo durante el montaje industrial.
• Fertil Pampa y Profertil, de avanzar, implicarán miles de empleos temporarios y centenares de puestos permanentes.

El puerto estima que la región podría superar los 1.500 empleos directos en obra simultánea si los proyectos se solapan.

Linares fue claro: el puerto puede acompañar el crecimiento, pero la infraestructura terrestre está bajo presión.

• El canal principal está en condiciones de absorber más tráfico.
• La profundización es prioritaria para sostener el ingreso de buques de mayor calado.

• El tránsito pesado —especialmente arena para Vaca Muerta— deteriora rutas nacionales y provinciales.
• El puerto ejecuta obras en accesos ante la falta de intervención de organismos viales.

• Es el punto crítico.
• La región necesita un proyecto ferroviario de ampliación y modernización.
• La indefinición sobre concesiones frena inversiones privadas.
• Sin tren, el crecimiento se vuelca al camión, saturando rutas y elevando costos.

Los proyectos industriales y energéticos evaluados en los últimos años siguen en pie.

Varios ya están en obra.

Otros están a semanas de definirse.

• hay gas,
• hay demanda,
• hay proyectos,
• hay financiamiento,
• hay empresas globales instaladas,
• y hay un puerto con capacidad de expansión.

La condición es que la infraestructura acompañe el ritmo.

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El último Informe de Coyuntura del IERAL Comahue describe un escenario energético en transformación, marcado por el avance del no convencional, la consolidación de la cuenca Neuquina y una mejora sostenida del saldo comercial del sector.

La matriz energética continúa dominada por los hidrocarburos: el gas natural aporta el 49% de la energía primaria y el petróleo el 40%, mientras que las renovables mantienen una participación acotada del 7,6%.

El documento señala que la producción de hidrocarburos atraviesa un cambio estructural. El segmento convencional sigue en retroceso, pero la expansión del shale compensa esa caída y redefine la dinámica del sector.

Este proceso se refleja en las cuentas externas: en 2025, la balanza energética registró un superávit de USD 7.829 millones, impulsado por exportaciones por USD 11.100 millones y una reducción del 18% en las importaciones.

La producción de gas alcanzó en 2025 los 141,7 MMm³/día, un incremento del 2,1% respecto del año anterior. El dato central es la participación del no convencional, que llegó al 63,4%, frente al 2,4% registrado en 2010. Neuquén concentra el 68,5% del gas de pozo y el 71,8% por cuenca, consolidándose como el eje del sistema.

El precio mayorista del gas se mantuvo estable. El promedio anual fue de USD 3,64/MMBTU, con valores más altos en invierno y diferencias según destino: el gas para distribuidoras fue el de mayor precio, mientras que el destinado a exportación se ubicó en el rango inferior.

Las proyecciones del IERAL anticipan un sendero estable hacia 2026 (145,9 MMm³/día) y una leve reducción hacia 2029 (139,6 MMm³/día), asociada a la sustitución relativa del gas por petróleo en la matriz productiva.

La producción de petróleo alcanzó en 2025 un promedio de 800 mil barriles diarios, con un crecimiento del 13,3% interanual. El convencional volvió a caer (−5,5%), mientras que el no convencional creció 28%, representando el 63% del total.

Neuquén aporta el 65% del crudo nacional y el 74% por cuenca. Chubut participa con el 15,5% y Río Negro con el 2,6%.

El informe identifica tres etapas en la evolución del sector:

• una fase de declinación entre 1998 y 2017,
• un período de estabilización entre 2018 y 2020,
• y una etapa de expansión acelerada desde 2021, que llevó la producción a máximos históricos.

Las proyecciones indican que el país podría acercarse al millón de barriles diarios en 2029, impulsado por el shale-oil y por la infraestructura orientada a la exportación.

El sector energético representó en 2025 el 13% de las exportaciones totales. El petróleo crudo explica el 60% de las ventas externas del rubro, seguido por carburantes y lubricantes (23%).

En importaciones, el gasoil (Grado 3 y otros) concentra el 54%, y las naftas el 28,5%, lo que evidencia la dependencia en combustibles líquidos para transporte.

El IERAL proyecta que la expansión de infraestructura —en particular, el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS)— permitirá sostener un superávit estructural en los próximos años.

El informe destaca que la matriz argentina es relativamente “limpia” por la baja participación del carbón mineral y el peso del gas natural.

El consumo final se distribuye principalmente en:

• Transporte (31%)
• Residencial (27%)
• Industria (23%)

El gas por redes (37%), los combustibles líquidos (34%) y la energía eléctrica (20%) explican la mayor parte del consumo final.

• Gas no convencional: 63,4% del total.
• Producción de gas 2025: 141,7 MMm³/día.
• Producción de petróleo 2025: 800 mil bbl/d.
• Superávit energético 2025: USD 7.829 millones.
• Exportaciones energéticas: +14%.
• Importaciones energéticas: −18%.
• Proyección petróleo 2029: 970,9 mil bbl/d.
• Proyección gas 2029: 139,6 MMm³/día.

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Sidersa avanzó en el financiamiento de su nueva planta siderúrgica en San Nicolás mediante la colocación de obligaciones negociables por US$ 50 millones, destinadas a un proyecto industrial de US$ 300 millones que fue el primero aprobado dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La obra presenta un avance físico cercano al 30%.

La emisión recibió ofertas por US$ 68,7 millones, equivalentes a 2,2 veces el monto adjudicado, con casi 1.900 órdenes. La operación se estructuró con tasa fija anual del 7,5%, calificación A+ (Fix SCR) y vencimiento en junio de 2029, bajo normativa CNV para ON en dólares. Los fondos se destinarán a la construcción de la planta y a mejorar el perfil de vencimientos de la deuda asociada al proyecto.

La obra emplea actualmente a más de 600 trabajadores por día, cifra que superará los 1.000 en el pico de actividad, con participación de pymes argentinas en montaje y obra civil. La compañía prevé realizar las pruebas en caliente en el último trimestre de 2027 e iniciar la producción comercial en 2028.

La planta tendrá una capacidad instalada de 360.000 toneladas anuales de acero para la construcción y alambrón. Incorporará tecnología de palanquilla infinita, que permite transformar acero en producto terminado en aproximadamente dos horas, frente a las más de 24 horas de los procesos tradicionales. Con esta inversión, Sidersa proyecta triplicar su producción en tres años.

Según la empresa, el proyecto incrementará en 20% la capacidad instalada de la industria siderúrgica argentina y permitirá sustituir importaciones que, en períodos de alta demanda, superaron los US$ 200 millones anuales.

La aprobación bajo el RIGI fue señalada como determinante para asegurar previsibilidad fiscal, cambiaria y regulatoria por 30 años y facilitar el acceso a financiamiento internacional para la compra de maquinaria.

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AbraSilver Resource Corp. presentó el informe técnico NI 43‑101 correspondiente a la actualización de recursos minerales del proyecto Diablillos, ubicado en la Puna argentina entre Salta y Catamarca.

La nueva estimación consolida el crecimiento de recursos informado previamente por la compañía y se apoya en una base de datos que supera los 170.000 metros perforados, incluyendo más de 13.000 metros adicionales incorporados en esta revisión.

La actualización eleva los recursos medidos e indicados a 248 millones de onzas de plata y 2,54 millones de onzas de oro, equivalentes a 454 millones de onzas de plata equivalente (AgEq). Según la empresa, esto representa incrementos del 25% en plata, 48% en oro y 30% en plata equivalente respecto de la estimación anterior. Los recursos abarcan los depósitos Oculto, JAC, Fantasma, Laderas y Sombra, integrados bajo los criterios del estándar CIM.

El informe incorpora información geológica y de control de calidad (QA/QC) conforme a los requisitos del NI 43‑101, con validación de datos, auditorías externas y modelado geológico actualizado. La mineralización corresponde a un sistema epitermal de alta sulfuración, con zonas de óxidos y sulfuros.

Uno de los elementos relevantes de la actualización es la identificación de material apto para lixiviación en pilas (heap leach), que complementa el esquema tradicional de procesamiento previsto para el proyecto. Esta alternativa permite considerar mineralización de menor ley y amplía las opciones de diseño para la futura operación, sujeta a pruebas metalúrgicas adicionales.

La nueva estimación servirá como base para el Estudio Definitivo de Factibilidad (DFS) que la compañía prevé completar este año. En paralelo, AbraSilver desarrolla una evaluación económica preliminar para analizar una posible expansión mediante un circuito de lixiviación en pilas.

Diablillos es considerado uno de los proyectos de plata sin desarrollar de mayor escala en el país. Los resultados de perforación más recientes, posteriores al corte de base de datos, no fueron incorporados en esta actualización y podrían reflejarse en futuras revisiones técnicas.

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El análisis comparado de los principales productores globales confirma que la estructura fiscal, los costos operativos y los precios internos responden a configuraciones estructurales distintas. La combinación entre Government Take, lifting costs y política de precios internos determina la competitividad de cada sistema y su capacidad de atraer inversión.

(Venezuela, Irán, Rusia)

Sistemas donde el Estado absorbe entre 75% y 100% de la renta. Los precios internos se mantienen artificialmente bajos mediante subsidios directos, lo que reduce la capacidad de reinversión y deteriora la infraestructura productiva.

(Arabia Saudita)

El lifting cost más bajo del mundo (3–3.5 USD/boe) permite sostener regalías progresivas de hasta 80% y precios internos regulados para impulsar la competitividad manufacturera.

(Estados Unidos, Canadá)

Regalías entre 12.5% y 40% según jurisdicción. Precios internos alineados al mercado. Costos variables según geología: shale, offshore y arenas bituminosas.

(Argentina)

Government Take 55–62%, lifting cost competitivo (7.5–9.5 USD/boe) y precios internos altos en combustibles líquidos por paridad de exportación.

Venezuela – CVP/PDVSA  

Regalías del 30% más impuestos especiales. Government Take superior al 85%. Costos de 11–14 USD/boe por crudos extrapesados. Gasolina <0.05 USD/L y gas <0.10 USD/m³.

Irán – NIOC  

Regalías 0%. Captura estatal total. Costos de 4–5.5 USD/boe. Gasolina <0.10 USD/L y gas <0.10 USD/m³.

Rusia – Rosneft/Gazprom  

MET promedio del 22%. Government Take 75–82%. Costos de 6–8.5 USD/boe. Gasolina 0.55–0.65 USD/L y gas <0.10 USD/m³.

Arabia Saudita – Saudi Aramco  

Regalías 20–80% más impuesto corporativo del 50%. Costos de 3–3.5 USD/boe. Gasolina 0.50–0.60 USD/L y gas 0.15/0.10 USD/m³.

Estados Unidos – BOEM  

Regalías 12.5–18.75%. Costos shale 9–12 USD/boe y offshore 10–13.5 USD/boe. Gasolina 0.80–0.95 USD/L y gas 0.52/0.21 USD/m³.

Canadá – Reguladores provinciales  

Regalías 5–40%. Costos 12.5–16 USD/boe. Gasolina 1.10–1.30 USD/L y gas 0.85/0.65 USD/m³.

Argentina – Provincias / Secretaría de Energía  

Regalías 12–18%. Government Take 55–62%. Costos 7.5–9.5 USD/boe. Gasolina 1.39–1.45 USD/L y gas 0.35 USD/m³.

• Los países con mayor Government Take tienden a sostener precios internos subsidiados.
• La geología determina el piso de costos: onshore convencional → bajo; shale/bitumen → medio/alto.
• Argentina combina costos eficientes con precios internos elevados, lo que afecta competitividad industrial.

El panorama internacional muestra que la competitividad estructural depende de tres variables simultáneas:

1. geología,
2. carga fiscal,
3. política de precios internos.

Argentina se ubica en un punto intermedio, con costos eficientes pero precios internos elevados, lo que condiciona la competitividad industrial y la elasticidad de demanda.

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La incorporación del upstream al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) abrió una nueva etapa para los yacimientos maduros del país.

El caso de Cerro Dragón —operado por Pan American Energy (PAE)— se convirtió en el primer proyecto petrolero convencional en solicitar ingreso al régimen, con una inversión anunciada de 680 millones de dólares orientada a sostener producción, extender el horizonte operativo y aplicar técnicas de recuperación que requieren estabilidad regulatoria.

Cerro Dragón es el principal yacimiento convencional de la Argentina fuera de Vaca Muerta. Con más de 70 años de actividad, 3.200 pozos productores y un declino natural cercano al 3 por ciento anual, su continuidad depende de planes de inversión intensivos en tecnología, infraestructura y operación.

La reclasificación regulatoria habilitada por el decreto 1057/2024 permitió que áreas históricamente convencionales puedan incorporar esquemas de explotación no convencional sin dividir concesiones, facilitando la aplicación de técnicas de estimulación y el acceso a beneficios fiscales y aduaneros diseñados para proyectos de largo plazo.

El decreto 105/2026 formalizó la inclusión del upstream en el RIGI y estableció un monto mínimo de inversión de 600 millones de dólares para nuevos desarrollos. En ese marco, PAE presentó un plan que contempla 22 plantas de inyección de polímeros, 220 pozos inyectores y 650 pozos productores, con una producción incremental estimada en 24 millones de barriles hasta 2047.

La provincia de Chubut, por su parte, autorizó la reconversión del área en abril de 2025, extendiendo la concesión y asegurando ingresos fiscales inmediatos.

La estructura societaria de PAE —integrada por capital argentino, británico y chino desde hace más de una década— forma parte del entramado histórico del sector energético. La continuidad de inversiones en contextos macroeconómicos adversos, la operación sostenida en cuencas maduras y el mantenimiento de empleo directo e indirecto en regiones petroleras posicionaron a la compañía como uno de los principales actores industriales del país.

La estabilidad regulatoria del RIGI petrolero se inscribe en esa lógica: garantizar previsibilidad para proyectos que requieren horizontes de inversión de varias décadas.

El régimen ofrece reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias, exención de derechos de exportación desde el tercer año, deducción de IVA, acceso a arbitraje internacional y estabilidad tributaria, aduanera y cambiaria por 30 años.

Para yacimientos maduros, estos instrumentos permiten sostener actividad, evitar caídas abruptas de producción y preservar empleo y regalías provinciales.

La discusión pública sobre el RIGI petrolero requiere separar hechos de interpretaciones. La secuencia regulatoria que habilitó la incorporación de Cerro Dragón al régimen responde a una necesidad técnica: extender la vida útil de un yacimiento estratégico y asegurar inversiones en un contexto de declino natural.

La presencia de socios internacionales forma parte de la estructura histórica del área y no constituye un cambio reciente. La continuidad de la industria nacional —que incluye a PAE como uno de sus principales operadores— depende de marcos regulatorios capaces de sostener proyectos de largo plazo en un país con alta volatilidad macroeconómica.

El debate sobre incentivos debe centrarse en su impacto operativo, fiscal y productivo. En este caso, el RIGI petrolero actúa como un mecanismo para sostener producción, empleo y actividad en una de las cuencas más relevantes del país. La discusión política puede variar; la necesidad técnica, no.

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La salida de YPF de más de 50 áreas convencionales entre 2023 y 2025 reconfiguró por completo el upstream maduro del país. El proceso abrió espacio para nuevos operadores —en su mayoría empresas argentinas— que asumieron la continuidad productiva en cuencas con declino natural y alta dependencia de técnicas de recuperación secundaria y terciaria.

En la cuenca del Golfo San Jorge, donde se concentra el 24% del petróleo nacional, las áreas que YPF dejó en Chubut y Santa Cruz fueron tomadas por CAPSA, PCR y Pan American Energy (PAE). Estas compañías aplican esquemas intensivos de inyección de agua y polímeros para sostener producción en yacimientos con más de 60 años de actividad.

La infraestructura existente —oleoductos, plantas de tratamiento y sistemas de inyección— permite operar con costos marginales menores que en desarrollos nuevos.

En Neuquén, la desinversión de YPF en campos convencionales como Señal Picada, Chihuido de la Salina y El Medanito dio lugar a la expansión de Selva María, Aconcagua Energía y Kilwer. Estos operadores orientan su estrategia a la recuperación secundaria en campos de baja productividad, con foco en eficiencia operativa y reducción de costos.

En Mendoza, la transferencia de áreas como Vizcacheras, Barrancas y La Ventana permitió el ingreso de Aconcagua Energía, Phoenix Global Resources y Selva María. La provincia concentra yacimientos maduros con alto nivel de fragmentación, donde la continuidad depende de esquemas de inyección de agua y optimización de pozos existentes.

En Santa Cruz Norte y la Cuenca Austral, Crown Point, Roch y PCR asumieron áreas que YPF dejó en Cañadón de la Escondida, Cañadón de los Flamencos y El Cerrito. La región combina crudos livianos y pesados, con proyectos que requieren recuperación secundaria y, en algunos casos, inyección de vapor.

Pan American Energy mantiene un rol central en el convencional argentino. Su escala operativa, la aplicación de polímeros en Golfo San Jorge y la continuidad de inversiones en cuencas maduras la posicionan como el principal operador privado del segmento. La empresa sostiene empleo directo e indirecto en regiones donde la actividad petrolera es el núcleo económico.

La reconfiguración del mapa convencional no redujo la producción nacional, sino que redistribuyó operadores y modelos de gestión. El desafío para las provincias es asegurar que los nuevos titulares mantengan niveles de inversión compatibles con el declino natural de las cuencas y con la necesidad de preservar regalías, empleo y actividad regional.

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La Unión Industrial Argentina (UIA) intensificó su presión sobre el Congreso para modificar el esquema de integración local previsto en el Súper RIGI. Tras la firma del dictamen de mayoría en el plenario de comisiones, la entidad advirtió que el requisito de destinar al menos el 20% de las compras a proveedores locales puede diluirse si no se especifica que ese porcentaje debe aplicarse exclusivamente a bienes con valor agregado nacional.

El proyecto establece que los megaproyectos que ingresen al régimen deberán contratar al menos un 20% de sus adquisiciones a empresas radicadas en el país, sin diferenciar entre bienes y servicios.

La UIA planteó que, con esa redacción, una parte significativa del cupo podría cumplirse mediante contrataciones de obras, servicios logísticos o tareas que de todos modos se realizan localmente, sin generar demanda adicional para la producción manufacturera.

La directora ejecutiva de la entidad, Laura Bermúdez, señaló que la versión original del proyecto no contemplaba ningún porcentaje mínimo destinado a la industria nacional y que la incorporación del 20% en el dictamen fue un avance parcial.

La central fabril busca ahora que el texto acote ese cupo a bienes industriales y que el porcentaje aumente gradualmente a medida que los proyectos avanzan en sus etapas de inversión y operación.

La UIA advirtió que la experiencia del RIGI mostró limitaciones para promover la integración de proveedores locales. Según la entidad, una parte relevante de las inversiones se canalizó a través de obras y servicios, mientras que la participación de bienes producidos por la industria argentina fue menor a la esperada.

También cuestionó mecanismos que permiten reemplazar compras orientadas a proveedores nacionales por insumos o bienes finales importados, reduciendo el impacto sobre el entramado productivo.

El caso del proyecto minero Vicuña fue utilizado como ejemplo durante el debate. La decisión de importar campamentos modulares desde China para alojar trabajadores, pese a la existencia de fabricantes locales con capacidad para abastecer ese tipo de estructuras, fue señalada como una muestra de los desafíos que enfrenta la industria para participar en grandes emprendimientos.

La UIA sostuvo que existen empresas argentinas con experiencia en módulos habitacionales y que algunas ya abastecen proyectos energéticos, con ventajas en tiempos de respuesta y servicio posventa.

La entidad planteó que la autoridad de aplicación debe establecer reglas claras para verificar la disponibilidad de oferta local y determinar si las empresas nacionales pueden competir en precio y calidad.

También remarcó que muchas actividades vinculadas con minería, energía e infraestructura son relativamente nuevas en el país y que una mayor participación de proveedores argentinos podría favorecer el desarrollo de capacidades industriales a medida que crece la demanda.

Para la UIA, el debate sobre el Súper RIGI es crítico porque gran parte de los proyectos aún se encuentra en etapas preliminares y las principales contrataciones no comenzaron.

La definición del alcance del 20% obligatorio determinará qué proporción de las compras millonarias asociadas a minería, hidrocarburos, energías limpias, infraestructura y data centers se canaliza a través de la industria local durante las próximas décadas.

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El petróleo convencional argentino atraviesa una etapa decisiva. Con Vaca Muerta aportando más de la mitad del crudo nacional, las cuencas maduras —que explican el 44 por ciento restante— dependen de técnicas de recuperación secundaria y terciaria para evitar un declino acelerado.

Estas tecnologías, aplicadas desde hace más de cinco décadas, son hoy el núcleo operativo que sostiene producción, empleo, regalías y actividad económica en Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Neuquén y la Cuenca Austral.

La recuperación secundaria se basa principalmente en la inyección de agua para mantener la presión del yacimiento y mejorar el barrido del crudo hacia los pozos productores. Es el método dominante en la cuenca del Golfo San Jorge, donde operan PAE, CAPSA, PCR y YPF.

La infraestructura instalada —plantas de tratamiento, sistemas de bombeo, redes de inyección y oleoductos— permite operar con costos marginales menores que en desarrollos nuevos, pero exige inversiones permanentes para sostener eficiencia y evitar caídas abruptas de producción.

La recuperación terciaria incorpora técnicas más avanzadas. La inyección de polímeros, que aumenta la viscosidad del agua para mejorar la eficiencia del barrido, es la tecnología más extendida en Argentina. Se aplica en campos de Chubut y Santa Cruz y permite incrementar el factor de recobro entre 5 y 12 por ciento en yacimientos maduros.

La inyección de CO₂ cuenta con pilotos documentados en Neuquén y Chubut, con capacidad para movilizar crudo atrapado en la roca y, en algunos casos, reducir emisiones netas mediante captura y reinyección. También existen proyectos de inyección de surfactantes y de vapor en campos de crudo pesado en Santa Cruz.

El declino natural de las cuencas maduras argentinas oscila entre 3 y 8 por ciento anual. Sin técnicas de recuperación secundaria y terciaria, la producción convencional caería entre 20 y 40 por ciento en una década.

La continuidad de estas tecnologías es crítica para sostener empleo, regalías provinciales y actividad económica en regiones petroleras históricas. En Chubut y Santa Cruz, más del 70 por ciento del empleo directo del sector depende de campos maduros que requieren EOR para mantener niveles de producción compatibles con la infraestructura existente.

La salida de YPF de más de 50 áreas convencionales entre 2023 y 2025 aceleró la necesidad de operadores especializados en recuperación secundaria y terciaria. Empresas como CAPSA, PCR, Aconcagua Energía, Selva María, Phoenix Global Resources, Kilwer y Roch asumieron la operación de campos donde la continuidad depende de técnicas de inyección y optimización de pozos.

Pan American Energy mantiene un rol central en la cuenca del Golfo San Jorge, con proyectos de polímeros y esquemas de recuperación terciaria que requieren horizontes de inversión largos y estabilidad regulatoria.

La aplicación de EOR exige marcos fiscales y contractuales compatibles con proyectos de retorno extendido. La estabilidad tributaria, la previsibilidad cambiaria y los incentivos a la inversión permiten financiar plantas de polímeros, sistemas de inyección, perforación de pozos inyectores y optimización de pozos productores.

En cuencas maduras, donde la infraestructura ya está instalada, la continuidad de estas tecnologías define la capacidad del país para sostener producción y preservar la actividad económica regional.

La recuperación secundaria y terciaria constituye la base tecnológica del petróleo convencional argentino. Su continuidad determina el futuro de las cuencas maduras y la capacidad del país para mantener producción en regiones donde la industria petrolera es el principal motor económico.

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Ganfeng Lithium y Lithium Argentina avanzan en la búsqueda de un tercer inversor para el desarrollo integral del Proyecto Pastos Grandes (PPG) en Salta.

El esquema de ampliación contempla una capacidad combinada superior a 150.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente, integrando las fases de Pastos Grandes, Pozuelos y Sal de la Puna. El proyecto supera los 3.000 millones de dólares en CAPEX estimado.

La estructura de inversión responde a la escala del desarrollo y a la necesidad de asegurar financiamiento para infraestructura crítica: pozas de evaporación, plantas de procesamiento, sistemas de bombeo, energía y logística.

La integración de los salares permite optimizar costos operativos y ampliar la capacidad de producción en un corredor minero que concentra proyectos de litio en Salta, Jujuy y Catamarca.

El avance del proyecto se da en un contexto de demanda sostenida de litio y de reconfiguración de la cadena de valor global. La incorporación de un tercer socio permitiría acelerar la construcción de infraestructura, asegurar contratos de abastecimiento y reducir riesgos asociados a la ejecución de obras en altura.

El proyecto mantiene cronogramas de desarrollo alineados a la disponibilidad de energía y a la capacidad logística del NOA.

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La entrevista publicada por Forbes al Director de Inversiones del Ministerio de Finanzas de Noruega ofrece una explicación directa sobre cómo administran un recurso que, por definición, tiene un horizonte finito.

El funcionario describe un esquema que combina ahorro, reglas y una separación estricta entre la renta extraordinaria y el funcionamiento cotidiano del Estado. Esa lectura, presentada sin tecnicismos, permite observar con claridad los desafíos que enfrentan los territorios que atraviesan ciclos de expansión acelerada en petróleo y gas.

El punto central del modelo noruego es que el dinero del petróleo no ingresa de manera plena a la economía local. No se utiliza para ampliar el gasto corriente ni para financiar compromisos permanentes. Se ahorra en el exterior, se invierte en activos globales y solo una fracción acotada se incorpora cada año al presupuesto. El objetivo es evitar que la llegada masiva de divisas encarezca la economía interna, eleve los costos y reduzca la competitividad de sectores no vinculados al petróleo. Es un mecanismo diseñado para que un recurso no renovable no determine el ciclo económico.

Cuando se observa la situación argentina, la comparación es inevitable. Neuquén cuenta con fideicomisos y fondos específicos, pero ninguno opera como un instrumento de ahorro externo ni como un estabilizador anticíclico. Los recursos se destinan a obra pública o a cubrir variaciones fiscales de corto plazo. La renta ingresa al circuito provincial y se utiliza dentro del ciclo presupuestario. Esa dinámica permite atender necesidades inmediatas, pero no genera reservas para etapas de menor actividad ni reduce la exposición a la volatilidad de precios internacionales.

La experiencia local muestra las consecuencias de administrar booms extractivos sin reglas. Chubut atravesó un ciclo de ingresos petroleros elevados que se incorporaron al gasto corriente y que, al desaparecer, derivaron en una crisis fiscal persistente. Santa Cruz enfrentó una dinámica similar con regalías y minería. Catamarca vivió un proceso comparable con Bajo La Alumbrera: ingresos extraordinarios que no se transformaron en ahorro ni en diversificación. La Rioja experimentó un patrón equivalente con el oro. En todos los casos, la renta se volvió parte del funcionamiento habitual del Estado y, cuando el ciclo declinó, el déficit quedó instalado.

A escala internacional, los ejemplos son más amplios. Venezuela, Nigeria y Angola enfrentaron procesos en los que la renta petrolera ingresó sin mecanismos de estabilización, generando apreciación de costos internos y pérdida de competitividad en sectores no vinculados al petróleo. En contraste, Noruega, Chile y Alaska construyeron instrumentos de ahorro y reglas fiscales que les permitieron aislar la renta y reducir la volatilidad. La diferencia no estuvo en la magnitud del recurso, sino en la arquitectura institucional.

El crecimiento de Vaca Muerta amplifica esta discusión. La producción aumenta, las exportaciones se expanden y las regalías crecen. Neuquén recibe ingresos que no existían hace una década y que pueden seguir aumentando. Sin un mecanismo que separe los ingresos extraordinarios del funcionamiento corriente del Estado, la economía local queda más expuesta a los ciclos del petróleo y del gas. Cuando el precio sube, la actividad se acelera; cuando baja, el ajuste es inmediato.

La entrevista de Forbes no plantea un modelo para replicar, sino un principio básico: la renta extraordinaria necesita reglas antes de que se vuelva permanente. La escala que alcanzó Vaca Muerta exige instrumentos que permitan aislar parte de la renta, reducir la volatilidad fiscal y construir reservas para el futuro. La discusión no es sobre copiar un esquema externo, sino sobre definir una arquitectura que permita administrar un ciclo de expansión sin que el recurso determine la estabilidad económica.

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La presentación en Neuquén de la Cámara de Empresas Químicas, Petroquímicas y Afines incorporó un nuevo actor institucional al mapa energético de Vaca Muerta, con foco en la industrialización del gas y el petróleo de la cuenca.

La entidad reúne a operadoras, compañías de servicios, logística y empresas del midstream, y plantea como objetivo central avanzar hacia la producción de derivados químicos y petroquímicos en origen.

La cámara propone un cambio en el esquema productivo vigente, orientado a dejar atrás la exportación exclusiva de hidrocarburos sin procesar y a desarrollar proyectos vinculados a fertilizantes, plásticos, líquidos del gas y otros insumos industriales. La iniciativa busca articular empresas, gobiernos y proyectos de inversión para impulsar infraestructura, incentivos y marcos regulatorios que permitan consolidar un polo petroquímico en la provincia.

La conducción quedó integrada por el empresario neuquino Yamil Quispe en la presidencia y por Diego Werthein en la vicepresidencia, lo que incorpora al grupo Werthein como actor relevante en la agenda industrial de Vaca Muerta. El conglomerado tiene participación en compañías del sector energético y presencia en segmentos vinculados a la cadena de valor del gas y el petróleo, lo que le otorga capacidad de incidencia en la etapa de desarrollo petroquímico.

Durante el lanzamiento, el senador nacional por Neuquén, Pablo Cervi, planteó la necesidad de revisar la carga fiscal provincial y municipal para mejorar la competitividad de proyectos industriales y destacó el avance de iniciativas como la ampliación de la planta de Tratayén, impulsada por TGS y Pampa Energía, con una inversión estimada en USD 3.000 millones para procesar gas y obtener líquidos como propano, butano y gasolinas.

La creación de la cámara ocurre en un contexto de expansión de la actividad en Vaca Muerta, que supera el millón de barriles equivalentes diarios y avanza en proyectos de infraestructura para exportación y procesamiento. En este escenario, la nueva entidad busca posicionarse como un espacio de referencia para la etapa siguiente del desarrollo energético: la industrialización de la cuenca y la generación de valor agregado dentro de la provincia.

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La empresa uruguaya Fraylog presentó ante el Ministerio de Ambiente de Uruguay la solicitud de autorización para construir una planta de compresión de gas natural en Paysandú, con una capacidad proyectada de 400.000 m³ diarios.

La instalación procesará gas importado desde Argentina a través del ducto Litoral y lo despachará por camión a clientes industriales y comerciales, en un esquema de distribución que no depende de redes locales.

El ducto Litoral, operado en el tramo argentino por TGN, cuenta con una capacidad de 1 millón de m³ diarios, pero en mayo transportó apenas 10.000 m³ diarios hacia Uruguay, dentro de un total de 310.000 m³ diarios exportados por Argentina. La planta propuesta multiplicaría por cuarenta el volumen actualmente inyectado por esa infraestructura, lo que implica un incremento directo de la demanda firme en la frontera norte.

El proyecto se inscribe en la estrategia uruguaya de ampliar el abastecimiento energético mediante infraestructura modular y logística por camión, un modelo que permite atender consumos dispersos sin ampliaciones de red. Para Argentina, la iniciativa representa un nuevo frente de colocación para el gas excedente y una oportunidad para utilizar capacidad de transporte subutilizada en el sistema del Litoral.

La planta operará como nodo de compresión y despacho, sin procesos de tratamiento, y dependerá de la disponibilidad de gas argentino y de la capacidad firme del ducto. La inversión privada de Fraylog se suma a los proyectos que buscan aprovechar la infraestructura transfronteriza existente para expandir el mercado de gas en Uruguay y consolidar la integración energética en la frontera.

El desarrollo de la instalación en Paysandú refuerza la tendencia de inversiones orientadas a la logística del gas natural en la región y constituye un caso de uso del sistema argentino para abastecer mercados de proximidad, con impacto en la demanda regional y en la utilización de activos de transporte actualmente infrautilizados.

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Southern Energy adjudicó a BUZCA Soluciones de Ingeniería el desarrollo de la infraestructura submarina que conectará el gasoducto terrestre proveniente de Vaca Muerta con los buques licuefactores que operarán en el Golfo San Matías.

La obra constituye uno de los componentes críticos del proyecto de exportación de gas natural licuado, ya que habilita la transferencia continua de gas hacia la terminal flotante prevista para la costa de Río Negro.

BUZCA, con más de cinco décadas de experiencia en ingeniería offshore en América Latina, tendrá a su cargo el diseño, la integración y la instalación de las líneas submarinas, manifolds y sistemas de conexión necesarios para la operación del esquema flotante. La adjudicación incorpora además la participación de la empresa argentina Bahía Grande, que aportará el buque BG Warrior para tareas de soporte logístico y operaciones previas a la puesta en servicio de los sistemas submarinos.

La infraestructura a instalar incluye ductos rígidos y flexibles, válvulas de transferencia, estructuras de amarre y componentes de protección mecánica. La definición del contratista para la ingeniería submarina no incluye aún la provisión de tuberías, cuyo suministro y recubrimientos asociados no fueron informados por Southern Energy. La secuencia de obra prevé que estos componentes se integren en etapas posteriores del cronograma operativo.

El plan de trabajo establece que el primer buque licuefactor, el Hilli Episeyo, arribará en 2027. Para esa fecha, la infraestructura submarina deberá encontrarse finalizada, certificada y sincronizada con el gasoducto terrestre de aproximadamente 470 kilómetros que conectará Tratayén con la costa rionegrina. La integración onshore–offshore es uno de los puntos determinantes del proyecto, ya que cualquier desvío en la obra submarina impacta directamente en la disponibilidad de gas para la terminal flotante y en los plazos de exportación.

La adjudicación a BUZCA confirma el avance de la fase marítima del proyecto y abre un frente operativo para proveedores especializados en ingeniería submarina, logística marítima, servicios de instalación offshore y certificación técnica. La participación de Bahía Grande incorpora capacidad nacional en un segmento donde predominan contratistas internacionales y marca un punto de entrada para empresas locales en la cadena de valor del GNL.

El desarrollo de la terminal del Golfo San Matías forma parte de la estrategia para habilitar exportaciones de gas natural licuado a gran escala mediante unidades flotantes, un esquema que permite utilizar los recursos de Vaca Muerta sin requerir una planta terrestre en la etapa inicial. La definición del contratista para la obra submarina constituye un paso operativo central para asegurar la continuidad del proyecto y ordenar la secuencia de trabajos que vinculan el sistema de transporte con la infraestructura marítima.

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La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) publicó su informe World Oil Outlook 2050, donde identifica a América Latina como el principal contribuyente al crecimiento de la oferta petrolera proveniente de países no integrados a la alianza OPEP+.

Según el documento, la producción regional pasará de 7,5 millones de barriles diarios (mbd) en 2025 a 11,6 mbd en 2050, impulsada casi en su totalidad por Brasil y Argentina, que aportarán 4 mbd del incremento total de 5,5 mbd previsto para los productores externos al bloque.

Brasil sostiene la mayor parte del crecimiento con la expansión de sus desarrollos en aguas ultraprofundas, donde la entrada en operación de nuevos FPSO en campos como Búzios y Mero permitirá elevar la producción desde 3,7 mbd en 2025 hasta un pico cercano a 5,8 mbd en la década de 2040. La productividad de los pozos pre-sal y la continuidad de inversiones en infraestructura offshore consolidan al país como el principal productor no-OPEP+ del período.

Argentina aparece como el segundo vector de expansión regional. La OPEP proyecta que la producción nacional crecerá desde 1 mbd en 2025 a 1,3 mbd en 2030, para alcanzar 2,1 mbd hacia mediados de siglo, con Vaca Muerta como eje operativo. El incremento se apoya en mejoras de productividad, ampliación de capacidad de transporte, mayor disponibilidad de crudo liviano para exportación y un esquema de infraestructura que habilita volúmenes crecientes hacia mercados externos.

El informe señala que Venezuela mantiene el mayor potencial de aumento por sus reservas probadas, aunque no publica proyecciones numéricas debido a la necesidad de inversiones de capital y normalización operativa. La producción actual ronda 1 mbd, aproximadamente un tercio del nivel registrado en 2013.

El crecimiento regional permitirá que América Latina se consolide como la segunda mayor región exportadora de crudo del mundo. Los envíos al exterior pasarán de 4,5 mbd en 2025 a 7,4 mbd en 2050, con un pico de 7,7 mbd en 2045. Los principales destinos serán Asia-Pacífico, que absorberá 3,8 mbd, y Estados Unidos y Canadá, con 2,8 mbd.

La demanda interna también aumentará, desde casi 7 mbd en 2025 hasta 9,7 mbd en 2050, impulsada por crecimiento demográfico y una expansión económica promedio del 2,1% anual. Sin embargo, la OPEP advierte un desfasaje estructural en la capacidad de refinación: la región solo sumará 0,9 mbd de capacidad de destilación hasta 2050, frente a un incremento de 2,8 mbd en la demanda de productos. Este diferencial anticipa una mayor dependencia de combustibles refinados provenientes de Estados Unidos.

Para Argentina, la lectura sectorial indica que el sendero de crecimiento proyectado para Vaca Muerta se integra a un escenario global donde la demanda de crudos livianos y medianos continúa firme en Asia. La viabilidad del incremento previsto por la OPEP depende de la continuidad del CAPEX en midstream, la estabilidad regulatoria y la capacidad de sostener un esquema exportador estructural. El informe posiciona a la región como un componente relevante del abastecimiento global en un horizonte de largo plazo, con Brasil y Argentina como los actores operativos centrales del crecimiento no-OPEP+.

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La puesta en marcha del RIGI aceleró un portafolio de inversiones que abarca petróleo, gas, minería, litio y energía eléctrica. El eje de discusión ya no pasa por la disponibilidad de capital, sino por la capacidad del sistema productivo para acompañar el ritmo de ejecución que exigen los proyectos: infraestructura, equipamiento, servicios, logística y obra en plazos cada vez más exigentes.

En ese contexto, el II Congreso Inverso en Energía y Minería: El Mapa de la Demanda 2026/2027, que se realizará el 5 de agosto en Buenos Aires, se convierte en el espacio donde los proyectos explican qué necesitan y cuándo lo necesitan.

El formato invierte la lógica tradicional: no habrá paneles institucionales, sino directores de Supply Chain, gerentes de compras y responsables de abastecimiento de los desarrollos más relevantes del país, incluyendo upstream, midstream, minería, litio, generación eléctrica y transporte.

El objetivo es claro: alinear la capacidad industrial con la demanda efectiva de inversión. Los equipos de procura detallarán qué obras ingresan en fase crítica, qué equipamiento es determinante para cumplir cronogramas y dónde aparecen los cuellos de botella que pueden frenar la ejecución.

La agenda cruza Oil & Gas, minería, renovables y energía eléctrica, con foco en subestaciones, líneas de alta tensión, parques renovables, sistemas de almacenamiento y equipamiento electromecánico.

La jornada incorporará una plataforma de analítica avanzada orientada a estandarizar la homologación de proveedores, reducir costos de procura y mejorar la trazabilidad de la cadena de suministro. En un escenario donde la productividad en yacimientos, minas, parques de generación y sistemas eléctricos define la viabilidad económica de los proyectos, disponer de información integrada se vuelve un requisito operativo.

El Congreso Inverso es el espacio donde los anuncios de inversión se traducen en requerimientos concretos: movimiento de equipos, contratación de servicios, ampliación de infraestructura, ingeniería de detalle, logística especializada y obras eléctricas de alta complejidad. La convocatoria reúne a los proveedores industriales que sostienen la operatividad de los verticales energéticos y mineros, y los coloca frente a quienes fijan las prioridades de compra del próximo bienio.

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Las proyecciones para 2026 anticipan un cambio de escala en la generación de divisas por parte del sector energético y minero. Ambos complejos se consolidan como los principales motores del superávit comercial previsto para este año, en un contexto de mejora del perfil crediticio del país y de mayor disponibilidad de dólares comerciales.

De acuerdo con estimaciones privadas, las exportaciones totales alcanzarían USD 101.100 millones en 2026, impulsadas por tres vectores simultáneos: energía, minería y agro. Dentro de ese esquema, el aporte energético y minero explica más de un tercio del incremento exportador respecto de 2025.

En el caso del sector energético, las ventas externas proyectadas ascienden a USD 18.330 millones, lo que implica un aumento de USD 7.230 millones frente al año anterior. El saldo energético positivo alcanzaría USD 15.300 millones, reflejo del crecimiento de la producción de petróleo y gas, de la expansión de la infraestructura de transporte y del incremento de los despachos de crudo y líquidos hacia mercados regionales y extrarregionales.

El sector minero, impulsado por el litio y los metales, también muestra una aceleración significativa. Las exportaciones alcanzarían USD 11.000 millones, con un incremento interanual de USD 2.891 millones. La entrada en operación de nuevos proyectos de litio y la mayor producción de oro y plata explican la expansión del complejo, que se posicionan como  el segundo generador de divisas después del agro.

El desempeño de ambos sectores se complementa con una campaña agrícola de gran volumen, pero la novedad estructural del año es la magnitud del aporte energético y minero. La combinación de mayor producción física, ampliación de infraestructura, precios internacionales favorables y demanda sostenida permite proyectar un superávit comercial de USD 21.240 millones, casi el triple del registrado en 2025.

Este escenario se desarrolla en paralelo a una mejora en los indicadores financieros. El riesgo país descendió a 438 puntos, su nivel más bajo en ocho años, tras las mejoras de calificación crediticia otorgadas por Fitch y Standard & Poor’s. El mercado espera que Moody’s replique esa tendencia en las próximas semanas, lo que reforzaría la percepción de menor riesgo soberano.

La dinámica del frente externo se convierte así en el principal amortiguador macroeconómico del año. La disponibilidad de divisas provenientes de energía y minería permite sostener la estabilidad cambiaria, mejorar el perfil crediticio y ampliar la capacidad de pago del país, en un contexto de política monetaria restrictiva y escasez de pesos para la reactivación interna.

El aporte simultáneo de Vaca Muerta, el litio y los metales configura un escenario inédito para la economía argentina. La magnitud de los flujos proyectados para 2026 marca un punto de inflexión en la estructura exportadora y refuerza el rol estratégico de la energía y la minería dentro del equilibrio macroeconómico del país.

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La etapa actual del desarrollo de Vaca Muerta está definida por un cambio estructural: la competitividad del recurso dejó de depender del costo del gas en boca de pozo y pasó a estar condicionada por la capacidad del sistema para procesarlo, acondicionarlo, transportarlo y transformarlo.

En este esquema, el midstream se convierte en el activo estratégico que determina la escala posible de crecimiento de la cuenca y el nivel de valor agregado que puede capturar la economía argentina.

Argentina posee uno de los costos de gas más bajos del mundo, con valores cercanos a los USD 4 por millón de BTU, entre 2,5 y 4 veces por debajo del promedio internacional.

Esta ventaja abre una oportunidad industrial basada en la disponibilidad de un insumo abundante y competitivo. Sin embargo, la limitación ya no reside en la producción de moléculas, sino en la infraestructura necesaria para procesarlas y transformarlas en productos petroquímicos y energéticos de mayor valor.

El gas asociado a la producción de petróleo en Vaca Muerta contiene entre 25% y 30% de líquidos, frente al 10% típico de un gas estándar internacional. Esta composición exige plantas de separación y acondicionamiento para cumplir con las especificaciones de calidad de los gasoductos troncales.

Sin esa capacidad, el gas no puede ser inyectado en la red y la producción de petróleo queda restringida. El midstream deja así de ser un segmento complementario y pasa a funcionar como el viabilizador técnico del crecimiento del upstream.

Los proyectos de procesamiento impulsados por TGS y Compañía Mega representan la infraestructura crítica de esta etapa. El desarrollo de NGLs de TGS, con una inversión cercana a los USD 3.000 millones, y la ampliación de Mega, estimada en USD 650 millones, permiten separar propano, butano, gasolina natural y etano, además de acondicionar el gas residual para consumo interno o futura licuefacción.

La expansión del fraccionamiento en Bahía Blanca evitó un cuello de botella y habilitó un incremento en el transporte desde Neuquén.

El etano aparece como un componente estratégico dentro del nuevo paradigma. La ingeniería de los proyectos actuales está diseñada para ser “ethane‑ready”, lo que permite incorporar su extracción sin alterar la fase principal de procesamiento.

La discusión central es si Argentina debe exportarlo como commodity —una logística rígida que requiere barcos especializados y compradores con infraestructura específica— o utilizarlo como insumo para desarrollar una industria petroquímica local capaz de producir polietileno y otros derivados de mayor valor agregado.

La comparación internacional muestra la magnitud del desafío. El hub de Mont Belvieu, en Estados Unidos, se convirtió en referencia global por su flexibilidad logística, almacenamiento subterráneo y capacidad de conexión con múltiples mercados. Argentina no posee esa escala, pero cuenta con una ventaja estructural: el costo del recurso.

Las exportaciones actuales de GLP desde Bahía Blanca funcionan como una etapa de aprendizaje operativo para avanzar hacia mercados más complejos, como el del etano, en un contexto en el que Estados Unidos concentra más del 85% de la oferta global y la producción mundial creció más del 140% desde 2015.

El polo petroquímico y el puerto de Bahía Blanca constituyen el núcleo operativo del sistema. Allí se procesan fertilizantes, GLP, etano y materias primas industriales que permiten transformar parte de la producción de Vaca Muerta en productos de mayor valor.

La próxima fase requiere construir escala industrial mediante esquemas de cooperación entre empresas —incluidos crackers colaborativos— que permitan alcanzar dimensiones competitivas en el mercado global.

Argentina combina tres elementos poco frecuentes: recursos abundantes, costos competitivos y una posición geopolítica favorable en un contexto internacional que prioriza la seguridad energética.

Pero la captura de valor dependerá de la capacidad para expandir el midstream, procesar líquidos, desarrollar infraestructura y transformar moléculas en productos industriales. En este escenario, la infraestructura de procesamiento y transporte deja de ser un soporte operativo y pasa a funcionar como el factor que determina cuánto valor puede capturar el país del desarrollo de Vaca Muerta.

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El proyecto Vicuña, integrado por los yacimientos Josemaría y Filo del Sol en la provincia de San Juan, obtuvo la recomendación técnica para ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y avanzó hacia su formalización administrativa. La iniciativa, desarrollada por BHP y Lundin Mining, contempla una inversión inicial de USD 9.700 millones y un desembolso total estimado en USD 18.000 millones a lo largo de su ciclo de construcción y operación.

Se trata del mayor proyecto minero en evaluación en la Argentina y uno de los desarrollos de cobre de mayor escala en la región andina.

El ingreso al RIGI otorga estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria por treinta años, además de un marco específico para importación de bienes de capital y operación mediante un Vehículo de Proyecto Único.

La recomendación del Comité Evaluador confirma que el proyecto cumplió los requisitos técnicos y regulatorios establecidos por la Ley 27.742, quedando pendiente la resolución administrativa que formalizará su adhesión. La escala del desarrollo posiciona a San Juan como el principal polo de cobre del país y consolida al régimen como instrumento para atraer inversiones superiores a los USD 1.000 millones.

En paralelo, el Banco Mundial aprobó dos garantías financieras destinadas a mejorar el acceso de la Argentina a créditos comerciales. El esquema permite cubrir hasta el 95% del servicio de deuda de los préstamos que se negocien con bancos privados, reduciendo el costo financiero y ampliando las posibilidades de obtener financiamiento en mejores condiciones.

El mecanismo se integra a una estrategia más amplia que incluye negociaciones con otros organismos multilaterales para ordenar vencimientos y recomponer el perfil de deuda.

La coincidencia temporal entre la aprobación técnica de Vicuña y la habilitación de garantías por parte del Banco Mundial aporta dos señales simultáneas para la estrategia económica del Gobierno: inversión extranjera directa de gran escala y respaldo multilateral para mejorar el acceso al financiamiento.

En conjunto, ambos movimientos refuerzan la disponibilidad de capital para proyectos exportadores y amplían las herramientas para gestionar compromisos financieros en un contexto de restricciones de divisas.

El desarrollo de Vicuña requerirá infraestructura eléctrica, logística y de servicios de gran magnitud, mientras que las garantías multilaterales permitirán negociar condiciones más favorables en el mercado financiero. La combinación de inversión real y financiamiento soberano configura un escenario en el que la estabilidad normativa y la disponibilidad de capital se convierten en variables centrales para la evolución de la macroeconomía argentina.

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La producción de petróleo en Argentina alcanzó en abril los 880.434 barriles diarios, el registro más alto de la serie histórica. El volumen representó un incremento mensual del 1,39% y una expansión interanual del 18,82%, impulsado por la mayor eficiencia operativa en los desarrollos no convencionales y por la ampliación de la capacidad de evacuación en la Cuenca Neuquina.

Neuquén aportó 687.650 barriles diarios, equivalentes al 78,1% del total nacional. La suba mensual del 2,53% y el crecimiento interanual del 30,72% profundizaron la concentración productiva en la cuenca, que continúa desplazando participación relativa del resto de las regiones productoras.

Dentro del ranking de áreas, abril dejó un cambio relevante. La Amarga Chica, operada por YPF, alcanzó 89.436 barriles diarios y se ubicó como el bloque de mayor producción del país, superando a Loma Campana, también de YPF, que registró 89.002 barriles diarios.

La diferencia mínima entre ambas áreas refleja la competencia interna dentro del shale oil neuquino y el impacto de las mejoras en perforación y completación.

En tercer lugar se ubicó Bandurria Sur, con 61.382 barriles diarios, mientras que Bajada del Palo Oeste, operada por Vista, alcanzó 60.293 barriles diarios, ratificando el crecimiento sostenido de la compañía dentro de Vaca Muerta. El quinto puesto correspondió a Anticlinal Grande–Cerro Dragón, en la Cuenca del Golfo San Jorge, con 57.448 barriles diarios, manteniendo la presencia histórica de Chubut entre los principales aportes del país.

Entre los desempeños destacados del mes se ubicó La Angostura Sur I, que registró un incremento mensual del 22,11% y alcanzó 38.124 barriles diarios, impulsado por nuevas técnicas de completación aplicadas por YPF. Pluspetrol también mostró avances en sus activos: La Calera produjo 26.882 barriles diarios y Bajo del Choique–La Invernada llegó a 24.570 barriles diarios.

El mayor crecimiento porcentual del mes correspondió a El Trapial Este, operado por Chevron, que aumentó su producción un 50,16% y alcanzó 24.242 barriles diarios, posicionándose como uno de los desarrollos con mayor potencial dentro de la cuenca. Por su parte, Manantiales Behr produjo 25.166 barriles diarios en su último mes bajo operación de YPF antes del traspaso a PECOM.

Los resultados de abril muestran un cambio estructural en la matriz productiva del país. La concentración de más del 78% de la producción nacional en la Cuenca Neuquina confirma que la expansión del sector está directamente vinculada al desempeño del shale, donde la incorporación de tecnología, la mejora en la eficiencia operativa y la disponibilidad de infraestructura continúan impulsando nuevos máximos de producción.

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La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP) de Uruguay puso en operación su nueva boya petrolera en la Terminal del Este con un envío récord de crudo argentino. La primera maniobra comercial utilizó 750.000 barriles de petróleo Medanito provenientes de la Cuenca Neuquina, transportados desde Puerto Rosales mediante el buque SFL TIGRIS y destinados al procesamiento en la Refinería La Teja.

La operación marca el inicio formal de una infraestructura marítima diseñada para ampliar la capacidad de recepción de buques de gran porte y optimizar el abastecimiento energético del país vecino.

Los flujos de crudo argentino hacia Uruguay registraron un crecimiento sostenido durante los últimos tres años. Las exportaciones pasaron de 62.800 toneladas en 2023 a 224.000 toneladas en 2024 y alcanzaron 240.000 toneladas en 2025.

La habilitación de la nueva boya permite escalar ese corredor marítimo: al arribo del SFL TIGRIS se suma la espera de una embarcación de tipo Suezmax, con una proyección operativa conjunta cercana a 1,5 millones de toneladas mensuales de crudo Medanito.

El aumento de la demanda externa modificó el rol logístico de Puerto Rosales. La terminal bonaerense ejecutó ampliaciones en almacenamiento y sistemas de bombeo para canalizar los excedentes productivos de Vaca Muerta y sostener la regularidad de los envíos regionales.

La complementariedad entre ambas infraestructuras permitió establecer un esquema de abastecimiento estable, con menores costos de flete y tiempos de navegación reducidos respecto de proveedores extrarregionales.

Para Uruguay, la nueva infraestructura mejora la previsibilidad del suministro y reduce la exposición a la volatilidad del mercado internacional. La capacidad de operar buques de mayor porte disminuye costos logísticos y fortalece la seguridad operativa del complejo refinador de La Teja.

La proximidad geográfica y la estabilidad comercial del crudo neuquino se integran así como un componente estructural de la matriz de abastecimiento del país.

Para las operadoras argentinas, el corredor marítimo hacia Uruguay constituye una vía de exportación fluida en un contexto de crecimiento sostenido de la producción de shale oil.

La regularidad de estos despachos refuerza el perfil exportador del Medanito y acompaña los proyectos de infraestructura orientados al despacho masivo de crudo hacia mercados de ultramar. La puesta en marcha de la nueva boya de ANCAP amplía la capacidad regional para absorber los saldos exportables de la cuenca neuquina.

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La aceleración de inversiones mineras y energéticas en la Argentina abrió un escenario en el que la demanda de bienes metalúrgicos y servicios industriales crecerá por encima de la capacidad actual de respuesta del sector.

En ese contexto, ADIMRA definió una estrategia orientada a ampliar la base de proveedores, fortalecer capacidades productivas y anticipar los requerimientos técnicos que impondrán los proyectos de gran escala previstos para la próxima década.

La entidad participó en Exponor 2026, en Antofagasta, con el objetivo de vincular empresas argentinas con operadores mineros de la región y analizar los estándares de operación de mercados maduros como Chile y Perú.

La presencia en la feria se inscribe en una agenda de internacionalización que busca facilitar el acceso de proveedores nacionales a cadenas de suministro donde predominan exigencias de calidad, trazabilidad y cumplimiento técnico.

El diagnóstico planteado por ADIMRA identifica que la llegada de proyectos asociados al RIGI y al denominado Súper RIGI generará una demanda simultánea de estructuras, equipos, componentes y servicios industriales que podría superar la capacidad instalada del entramado metalúrgico local.

La advertencia central es que la preparación debe comenzar en etapas tempranas de los proyectos, cuando se definen procesos, contratistas y requerimientos de ingeniería, y no una vez iniciada la construcción.

La estrategia de la entidad se apoya en el desarrollo territorial. ADIMRA trabaja con empresas radicadas en provincias con actividad minera —entre ellas San Juan y Catamarca— para fortalecer el primer anillo de proveedores y evitar que la oferta se concentre exclusivamente en los polos industriales tradicionales.

El enfoque apunta a fortalecer capacidades locales  en mecanizado, soldadura calificada, fabricación de componentes, mantenimiento industrial y servicios especializados.

El fortalecimiento de proveedores también requiere esquemas de asociatividad. La experiencia de mercados regionales muestra que muchas pequeñas y medianas empresas no pueden ingresar individualmente a cadenas de abastecimiento de gran escala.

La conformación de alianzas permite combinar capacidades, compartir infraestructura y cumplir con estándares que exigen certificaciones específicas y procesos de control de calidad más estrictos.

ADIMRA mantiene vínculos institucionales con organizaciones empresariales de otros países, entre ellas la asociación de industriales metalúrgicos de Chile, con el objetivo de facilitar instancias de cooperación y transferencia de conocimiento. Estas articulaciones buscan acelerar la curva de aprendizaje y adaptar prácticas que ya se encuentran consolidadas en mercados mineros de mayor madurez.

La expansión del sector minero y energético plantea una oportunidad para ampliar la base industrial del país, pero también un riesgo si la oferta local no logra acompañar el ritmo de los proyectos. La hoja de ruta presentada por ADIMRA se orienta a anticipar esa demanda, fortalecer capacidades productivas y consolidar proveedores capaces de integrarse a desarrollos de gran escala en un contexto de inversiones crecientes.

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Neuquén lanzó el programa Neuquén Productivo, un esquema de financiamiento y asistencia que destinará $4.000 millones al sector agroindustrial hasta octubre, con el objetivo de trasladar parte de los recursos generados por Vaca Muerta hacia actividades productivas no hidrocarburíferas.

El paquete, presentado por el gobernador Rolando Figueroa y el ministro de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig, alcanzará a 1.006 productores de distintas regiones de la provincia mediante aportes directos, incentivos sectoriales, asistencia técnica e inversiones en infraestructura rural.

El programa integra compensaciones por contingencias climáticas, aportes para fruticultura y horticultura, incentivos ganaderos y financiamiento para obras de infraestructura hídrica y productiva. La estrategia busca fortalecer la agroindustria como sector generador de valor agregado y empleo, en un contexto en el que la economía provincial mantiene una alta dependencia de los ingresos derivados de la actividad hidrocarburífera.

La política productiva se apoya en instrumentos financieros provinciales. El Banco Provincia del Neuquén, el IADEP y el Centro PyME–ADENEU mantienen líneas de crédito destinadas a capital de trabajo, compra de maquinaria, modernización tecnológica e inversiones productivas.

En paralelo, el programa Más Pymes, Más Futuro —financiado por el Banco Interamericano de Desarrollo— movilizó inversiones por USD 21 millones en 151 pequeñas y medianas empresas neuquinas.

El déficit hídrico constituye uno de los principales riesgos para la producción provincial. A través del Plan Provincial de Mitigación de Impactos por Déficit Hídrico se otorgaron más de 500 créditos por $2.351 millones y se financiaron 158 proyectos de infraestructura hídrica, beneficiando a más de 1.400 productores.

Estas intervenciones se complementan con obras de riego, mejoras en captación y sistemas de distribución de agua.

El costo energético es otro factor crítico para la competitividad del sector. El Programa de Incentivo al Uso Racional y Eficiente de la Energía subsidia el 30% del suministro eléctrico para establecimientos agroindustriales conectados al EPEN. Durante 2026 alcanzará a 83 empresas y productores, con una asignación presupuestaria superior a los $4.600 millones.

Neuquén también impulsa inversiones privadas mediante herramientas como Invierta Neuquén, que suma más de 100 proyectos en evaluación y 107 empresas adheridas, y a través del Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones, orientado a proyectos productivos de menor escala.

La combinación de financiamiento, subsidios energéticos, infraestructura hídrica y asistencia técnica conforma una estrategia destinada a ampliar la base productiva provincial y reducir la exposición de la economía neuquina a la volatilidad del sector hidrocarburífero.

El desafío central es transformar el crecimiento de Vaca Muerta en una plataforma para el desarrollo de actividades complementarias. La orientación de recursos hacia el agro y la agroindustria busca consolidar un esquema de diversificación que permita sostener empleo, arraigo territorial y capacidad productiva en un contexto de expansión de la renta energética.

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Argentina encabezó la suba del precio de los combustibles entre los países exportadores de petróleo de América Latina desde el inicio del conflicto en Medio Oriente. De acuerdo con datos del Instituto Argentina Grande (IAG), el valor de la nafta aumentó 24,3% en dólares entre fines de febrero y mediados de junio, una variación superior a la registrada en Ecuador, México, Brasil y Colombia.

El incremento ubicó el precio local por encima del de Estados Unidos y Brasil, aun cuando el sector energético argentino registró en abril un saldo comercial positivo de USD 1.983 millones, más del doble del promedio mensual del último año.

El informe señala que, antes del inicio del conflicto, el litro de nafta súper costaba USD 1,12 en el país y actualmente se ubica en USD 1,40. En el mismo período, Brasil pasó de USD 1,23 a USD 1,31 y Estados Unidos de USD 1,05 a USD 1,14.

La comparación regional muestra que Argentina es el único exportador de petróleo donde el precio en dólares aumentó por encima de los países importadores, en un contexto en el que varias economías aplicaron mecanismos de amortiguación para moderar el impacto internacional sobre los surtidores.

La estructura impositiva explica una parte relevante del aumento. Según el IAG, los impuestos específicos que gravan el litro de nafta aumentaron 230% en términos reales desde diciembre de 2023.

La incidencia de estos tributos sobre el precio final pasó de 8,89% en noviembre de 2023 a 18,54% en mayo de 2026. El informe también señala que una porción de los fondos destinados por ley a infraestructura vial e hídrica no habría sido ejecutada, lo que incrementa la carga tributaria efectiva sobre el consumidor final.

El encarecimiento del combustible impactó en la demanda. Las ventas acumulan 14 meses consecutivos de caída y, durante el primer cuatrimestre del año, la comercialización de nafta súper descendió 1,8% respecto del mismo período de 2025 y 4,3% frente a 2023.

El informe estima que los aumentos aplicados desde febrero implicaron un gasto adicional promedio de $38.874 mensuales por vehículo, con un sobrecosto acumulado de $116.600 en tres meses.

La combinación de aumentos impositivos, traslado pleno de costos internacionales y ausencia de mecanismos de estabilización explica que Argentina registre la mayor suba de precios entre los países petroleros de la región.

El comportamiento de la demanda confirma el impacto del ajuste sobre el consumo y refleja la sensibilidad del mercado interno frente a variaciones en la estructura de precios de los combustibles.

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Shell inició un proceso interno para redefinir la estructura de su negocio en Vaca Muerta mediante la creación de una Incorporated Joint Venture (IJV), un esquema que permitiría integrar sus activos en la formación no convencional bajo una nueva sociedad y sumar un socio estratégico para la próxima etapa de desarrollo.

La iniciativa, confirmada por diversas fuentes del mercado, no contempla la venta de operaciones ni un retiro del país, sino una reorganización destinada a ganar escala, mejorar eficiencia y ampliar el acceso al financiamiento.

La petrolera opera en Neuquén desde hace más de una década y concentra su actividad en Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste y Bajada de Añelo, áreas ubicadas en el núcleo productivo de la ventana de shale oil. En las tres primeras posee el 90% de participación, mientras que en Bajada de Añelo comparte la concesión con YPF.

También participa en Rincón de la Ceniza y La Escalonada, donde posee el 45% del capital. Su producción neta ronda los 35.000 barriles diarios de petróleo y supera los 1,3 millones de metros cúbicos diarios de gas, con infraestructura de superficie desarrollada, entre ellas dos plantas de procesamiento con capacidad para 42.000 barriles diarios.

El análisis de una IJV responde a la necesidad de integrar activos, reducir costos y acelerar la curva de desarrollo en un contexto donde la escala se volvió determinante para sostener programas de perforación de largo plazo. La nueva sociedad concentraría deuda, inversiones y flujo de fondos en una estructura independiente, con mayor autonomía para financiar proyectos y ejecutar planes de expansión en un negocio que demanda altos niveles de capital.

La búsqueda de un socio se orienta a compañías con presencia relevante en Vaca Muerta, capacidad de inversión y una cultura corporativa compatible. La integración permitiría capturar sinergias operativas, optimizar infraestructura existente y consolidar un portafolio con mayor volumen de producción y superficie continua, factores que incrementan la eficiencia en el desarrollo no convencional.

El proceso también apunta a mitigar restricciones estructurales que enfrentan las multinacionales en la Argentina. Durante los últimos 15 años, las limitaciones cambiarias, las restricciones para girar dividendos y la volatilidad macroeconómica condicionaron la planificación financiera de las grandes petroleras. Una estructura societaria independiente permitiría aislar parte de esos riesgos y mejorar la capacidad de acceso a financiamiento externo.

El antecedente más cercano para interpretar la estrategia es Adura, la compañía creada por Shell y Equinor en el Reino Unido tras integrar sus activos offshore en el Mar del Norte mediante una IJV. La operación, formalizada en 2025, permitió capturar eficiencias, optimizar la asignación de capital y crear un operador con mayor flexibilidad para administrar activos en una etapa de creciente exigencia competitiva.

Ese modelo funciona hoy como referencia para la alternativa que Shell evalúa en la Argentina, con las particularidades propias del negocio no convencional.

Fuentes del mercado señalan que la compañía mantiene conversaciones con actores locales e internacionales interesados en expandir su presencia en la cuenca neuquina. Sin embargo, aún no está definido si logrará conformar una sociedad que reúna las condiciones necesarias para avanzar con la reestructuración.

La iniciativa se inscribe en un escenario donde la escala, la velocidad de desarrollo y la capacidad de financiamiento se volvieron variables centrales para sostener la competitividad en Vaca Muerta. La eventual creación de una IJV permitiría a Shell reorganizar su portafolio, potenciar el valor de sus activos y consolidar una estructura más eficiente para la próxima fase de crecimiento en la cuenca.

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Mendoza participó en la misión Calgary 2026, desarrollada en Alberta, Canadá, donde presentó su cartera de proyectos hidrocarburíferos en recursos no convencionales y convencionales ante gobiernos, empresas, proveedores, universidades e instituciones del sector energético.

La delegación provincial estuvo integrada por el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini; el director de Hidrocarburos, Lucas Erio; y el jefe de Gabinete del Ministerio de Energía y Ambiente, Manuel López.

Durante la jornada Argentina Day, realizada en el marco del Global Energy Show, la provincia expuso las oportunidades de inversión en Vaca Muerta Mendoza, donde YPF, la UTE Quintana–TSB y Tango Energy desarrollan proyectos de exploración avanzada.

Los resultados obtenidos en los pozos perforados en las áreas Paso de las Bardas Norte y CN VII A confirmaron el potencial productivo de la formación y permitieron identificar escenarios de desarrollo con capacidad para más de 300 pozos horizontales en distintos niveles de la roca.

La presentación incluyó también el desempeño de Mendoza en producción convencional. Entre 2021 y 2025, la provincia registró una caída del 6% en su producción de hidrocarburos, frente a una disminución promedio nacional del 15,8%, posicionándose como la jurisdicción con mejor comportamiento relativo en el período posterior a la pandemia.

En este segmento, se destacó el avance del Plan Andes, impulsado junto a YPF para la reactivación de áreas maduras mediante la incorporación de nuevos operadores, que ya generó compromisos de inversión por más de USD 700 millones.

Otro de los ejes expuestos fue el desarrollo de proyectos de recuperación terciaria y crudo pesado, considerados líneas estratégicas para incrementar la productividad de yacimientos maduros y fortalecer el abastecimiento energético. La experiencia de Alberta en estos campos fue identificada como referencia relevante para la provincia, por su trayectoria en petróleo convencional, crudo pesado, recuperación mejorada y regulación técnica.

La delegación mendocina presentó además las oportunidades derivadas de las últimas licitaciones hidrocarburíferas, con áreas adjudicadas, procesos en curso y futuras convocatorias para exploración y explotación. En el plano institucional, se detalló el trabajo en marcha para actualizar la Ley Provincial de Hidrocarburos, con el objetivo de simplificar procedimientos, modernizar herramientas regulatorias, brindar mayor previsibilidad a los inversores y fortalecer las capacidades de control del Estado.

La agenda en Alberta incluyó reuniones con autoridades del gobierno provincial, organismos de desarrollo económico, universidades, centros tecnológicos y el Alberta Energy Regulator (AER), así como una visita al Core Research Centre (CRC), uno de los principales centros de información geológica y petrolera del mundo.

Estas instancias se orientaron a consolidar vínculos de cooperación técnica, intercambiar experiencias en regulación, sostenibilidad e innovación y promover nuevas oportunidades para empresas y proveedores mendocinos.

La participación en Calgary 2026 se inscribe en la estrategia de Mendoza de posicionarse en los principales circuitos energéticos internacionales, mostrar los avances de su política hidrocarburífera y reforzar su perfil como destino atractivo para inversiones energéticas de largo plazo en recursos no convencionales y convencionales.

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El conglomerado indio Adani Ports and Special Economic Zone (APSEZ) concretó su ingreso al sector energético argentino mediante la adquisición del 51% de Meridian Transportes Marítimos, empresa que prestará servicios logísticos al proyecto Southern Energy (SESA), la iniciativa que desarrollará la primera exportación de gas natural licuado (GNL) del país desde el Golfo San Matías, en Río Negro.

La operación se realizará a través de Adani Harbour International FZCO, que adquirirá 510.000 acciones Clase A de Meridian. La transacción será abonada en efectivo y no requiere aprobaciones regulatorias. El acuerdo se enmarca en la estrategia global de expansión de Adani Ports, que busca ampliar su presencia internacional en infraestructura portuaria y logística vinculada a grandes desarrollos energéticos.

Meridian Transportes Marítimos forma parte de Meridian Group y fue seleccionada por Southern Energy para proveer servicios marítimos durante diez años. El contrato contempla la incorporación de seis embarcaciones destinadas a la operación logística del proyecto: cuatro buques metaneros, una unidad para transporte de personal y una embarcación para soporte offshore. La inversión estimada asciende a USD 70 millones.

Southern Energy está integrado por YPF, Pan American Energy, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. El proyecto prevé instalar dos unidades flotantes de licuefacción —el Hilli Episeyo en una primera etapa y el MKII en 2028— que permitirán alcanzar una capacidad de producción de 6 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a unos 27 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.

La iniciativa contempla inversiones superiores a USD 15.000 millones y requerirá la construcción de un gasoducto exclusivo entre Vaca Muerta y el Golfo San Matías.

En el plano comercial, Southern Energy firmó un contrato de largo plazo con la empresa estatal alemana SEFE para la exportación de 2 millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años, acuerdo valuado en aproximadamente USD 7.000 millones. Este compromiso de compra constituye un ancla relevante para la estructuración financiera del proyecto.

El ingreso de Adani Ports se suma al avance de otros grupos indios en infraestructura energética vinculada a Vaca Muerta, como el caso de Welspun en la provisión de cañerías para el gasoducto hacia Río Negro.

La presencia de operadores internacionales en logística marítima y portuaria refuerza la capacidad operativa requerida para el desarrollo de la cadena de exportación de GNL y consolida el interés de capitales globales en la infraestructura asociada al shale argentino.

La adquisición de Meridian y la creación de una sociedad conjunta en Emiratos Árabes Unidos para operar la flota destinada a Southern Energy integran verticalmente la logística del proyecto y aportan capacidad técnica para la etapa de exportación. La operación posiciona a Vaca Muerta dentro del mapa de inversiones estratégicas de India en materia energética y logística.

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La consultora noruega Rystad Energy, una de las principales referencias globales en análisis de mercados energéticos, identificó a la Argentina como uno de los cinco países con mayor potencial de crecimiento en la oferta mundial de hidrocarburos para la próxima década, junto con Brasil, Guyana, Estados Unidos y Canadá.

La evaluación se apoya en un escenario de precios del petróleo que, aun con una eventual normalización geopolítica en Medio Oriente, se mantendrían por encima de los 80 dólares por barril debido a la necesidad de recomponer inventarios globales, que se encuentran un 20% por debajo de los niveles históricos. Este contexto favorece el desarrollo de plays no convencionales y offshore, segmentos donde la Argentina posee recursos de escala internacional.

Rystad sostiene que el crecimiento de la oferta global provendrá casi exclusivamente del shale y de proyectos offshore en el Atlántico, dado que la OPEP perdió capacidad incremental relevante. En ese marco, la Argentina aparece como un “swing country” para la expansión de la producción mundial, con un potencial que permitiría alcanzar 1,5 millones de barriles diarios de petróleo en un horizonte de cinco a diez años.

Si se incorporan los líquidos de gas natural, la producción total podría acercarse a los dos millones de barriles equivalentes por día, volumen que posicionaría al país entre los diez principales productores del mundo. La materialización de ese escenario depende de la continuidad de precios altos, la disponibilidad de capital y la capacidad de ejecutar programas de perforación a gran escala.

El análisis de Rystad destaca que la ventana de oportunidad para el gas natural licuado (GNL) también se encuentra abierta, aunque condicionada por la infraestructura. La consultora proyecta un período de sobreoferta global en los próximos cinco años debido a la entrada en operación de proyectos en Estados Unidos y Qatar, pero anticipa un déficit estructural hacia 2030 que podría impulsar los precios a niveles de entre 15 y 20 dólares por millón de BTU.

Para capturar esa demanda futura, la Argentina necesita definir en los próximos dos o tres años un marco económico estable y un plan de infraestructura que incluya gasoductos hacia la costa y capacidad de licuefacción. La oportunidad existe, pero requiere decisiones anticipadas para alinearse con el próximo ciclo inversor global.

En relación con el offshore, Rystad considera que el potencial argentino permanece vigente pese al resultado negativo del primer pozo exploratorio en aguas profundas. La plataforma continental del país es extensa y comparable en escala con otras regiones que demandaron múltiples perforaciones antes de obtener descubrimientos comerciales.

La consultora señala que, con precios altos y un entorno geopolítico incierto, las compañías internacionales tenderán a mantener la exploración en cuencas de frontera. El horizonte temporal para un desarrollo offshore argentino se ubica en torno a los diez años, condicionado por la continuidad de la actividad exploratoria y la evolución de los mercados internacionales.

El informe también incorpora la transición energética como un vector de oportunidad. La Argentina posee recursos relevantes en litio, energía solar y eólica, además de una geografía favorable para el desarrollo de proyectos de hidrógeno y almacenamiento. Rystad identifica que la combinación de recursos fósiles y renovables permite al país diversificar su matriz de crecimiento y atraer inversiones en múltiples segmentos de la cadena energética.

La condición para capturar ese potencial es la definición de marcos regulatorios estables y la coordinación entre políticas de hidrocarburos y políticas de transición.

Otro eje del análisis es el rol del contenido local. Rystad sostiene que la integración de proveedores nacionales es un componente crítico para maximizar el impacto económico de los desarrollos energéticos. La consultora observa que la actividad onshore argentina ya genera un ecosistema de servicios con capacidad de expansión, similar al de otras regiones productoras.

Sin embargo, advierte que la ausencia de reglas claras puede derivar en una dependencia excesiva de importaciones, lo que reduce el efecto multiplicador de la inversión. La recomendación es establecer mecanismos que equilibren competitividad, desarrollo industrial y eficiencia operativa.

En materia de inversión, Rystad identifica un cambio en el clima internacional hacia la Argentina, impulsado por la expectativa de estabilidad macroeconómica y por la magnitud de los recursos disponibles.

La consultora señala que, en un contexto de precios altos y necesidad global de nueva oferta, los países con proyectos competitivos y marcos regulatorios previsibles captarán la mayor parte del capital disponible. La Argentina se encuentra en esa categoría, pero su capacidad de atraer inversiones dependerá de la continuidad de políticas orientadas a reducir incertidumbre y facilitar la planificación de largo plazo.

El análisis concluye que la Argentina enfrenta una década decisiva. La combinación de precios internacionales favorables, recursos de escala global y demanda creciente de hidrocarburos y minerales críticos configura un escenario de oportunidad.

Sin embargo, la materialización de ese potencial requiere resolver cuellos de botella en infraestructura, definir marcos regulatorios estables y coordinar políticas que integren hidrocarburos, GNL, offshore y transición energética.

La ventana está abierta, pero su aprovechamiento dependerá de la capacidad del país para sostener condiciones que permitan ejecutar inversiones de largo plazo en un entorno global competitivo.

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La Legislatura de Neuquén emitió dictamen de mayoría para el proyecto de ley que ratifica el acuerdo firmado entre el gobierno provincial y YPF, que establece un régimen fiscal específico para el gas de Vaca Muerta destinado a la cadena de GNL.

El plenario de comisiones de Asuntos Constitucionales, Energía y Presupuesto habilitó el tratamiento en sesión el 24 de junio, donde el oficialismo prevé contar con los votos necesarios para su aprobación.

El acta acuerdo fija estabilidad fiscal por 30 años y define un esquema de regalías diferenciales basado en el precio internacional del GNL, tomando como referencia el índice JKM. La alícuota será del 7,5% cuando el precio se ubique por debajo de USD 16 por millón de BTU, del 10% cuando se encuentre entre USD 16 y USD 20, y del 12% cuando supere ese nivel.

La estructura busca alinear la carga fiscal provincial con la variabilidad del mercado internacional y con los requerimientos de competitividad del proyecto Argentina LNG.

El acuerdo también establece que la provincia no aplicará Ingresos Brutos sobre la venta de gas entre los Vehículos de Proyecto Único (VPU) cuando el destino final sea la exportación de GNL.

El oficialismo enmarcó esta disposición como parte del esquema de estabilidad fiscal, en línea con el criterio vigente de no gravar exportaciones y con antecedentes judiciales que limitan la aplicación de tributos provinciales sobre operaciones destinadas al exterior.

El entendimiento incorpora un bono de infraestructura por USD 175 millones, que YPF deberá ejecutar una vez que se formalice la Decisión Final de Inversión (FID). La asignación de esos fondos será definida por la provincia en función de las necesidades vinculadas al desarrollo del proyecto.

Durante el debate en comisiones, los bloques opositores cuestionaron el nivel de las regalías diferenciales y solicitaron mayor información sobre la estructura de costos utilizada para definir el esquema. El oficialismo sostuvo que la estructura fiscal acordada es un componente necesario para viabilizar inversiones de gran escala en la cadena de GNL y que la provincia mantendrá un flujo de ingresos asociado al desarrollo del proyecto.

El dictamen obtuvo mayoría en las tres comisiones intervinientes. De replicarse esa correlación en el recinto, la ratificación del acuerdo quedará aprobada en la sesión del 24 de junio.

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Argentina Week tendrá en París su edición más estratégica desde la creación del programa. Será el primer evento de promoción económica realizado tras la entrada en vigor provisional del acuerdo Mercosur–Unión Europea, en un momento en que el Gobierno busca acelerar la llegada de capital europeo a sectores donde la escala y el financiamiento externo son determinantes: energía, minería, infraestructura y tecnología.

La elección de Francia no es protocolar. París es el centro político de la Unión Europea que más condicionó la negociación del acuerdo birregional durante dos décadas y, al mismo tiempo, el país donde operan compañías con posiciones relevantes en la economía argentina: TotalEnergies en gas y offshore, Eramet en litio, Vinci en infraestructura y Air Liquide en servicios industriales.

La Argentina Week se convierte así en un espacio de diplomacia económica orientado a destrabar resistencias, consolidar alianzas y presentar proyectos bajo un marco regulatorio que Europa observa con atención.

El Gobierno utilizará el encuentro para mostrar un portafolio de inversiones que incluye Vaca Muerta, los proyectos de cobre en la Cordillera, el desarrollo del litio en el NOA y obras de transporte y logística vinculadas a la expansión de la producción energética. La estrategia oficial apunta a posicionar estos activos dentro de la agenda europea de seguridad de suministro, en un contexto en el que la UE busca diversificar proveedores de gas, minerales críticos y tecnologías asociadas a la transición energética.

En paralelo al evento, el presidente Javier Milei y el economista francés Philippe Aghion recibirán una distinción en el Paris Economic Forum. La presencia de Aghion —referente internacional en crecimiento, innovación y competencia— otorga visibilidad académica a una agenda centrada en reformas pro‑mercado y en la búsqueda de condiciones que faciliten la inversión extranjera directa.

El reconocimiento funciona como un instrumento de posicionamiento institucional en un momento en que Argentina necesita mostrar previsibilidad regulatoria y capacidad de ejecución.

La entrada en vigor provisional del acuerdo Mercosur–UE opera como marco estructural de esta edición. La reducción progresiva de aranceles, las reglas de origen comunes y la apertura de mercados generan un escenario más previsible para proyectos de exportación y para inversiones de largo plazo.

Sin embargo, la implementación del acuerdo exige que los países del bloque presenten proyectos concretos, con financiamiento estructurado y cronogramas definidos, para evitar que la ventana de oportunidad se diluya.

Europa llega a esta instancia con una demanda clara: energía, minerales críticos e infraestructura. Argentina llega con una necesidad equivalente: capital, tecnología y acceso a mercados. La asimetría entre ambas agendas define la tensión central del encuentro.

El desafío para el Gobierno será transformar la visibilidad política del evento en compromisos de inversión verificables, en un contexto global donde la competencia por capital es creciente y los estándares ambientales y regulatorios europeos son cada vez más exigentes.

Argentina Week en París se presenta así como un punto de inflexión: un espacio donde se pondrá a prueba la capacidad del país para convertir el nuevo marco birregional en proyectos concretos y para posicionarse como proveedor estratégico de energía y minerales en la próxima década.

El resultado dependerá de la solidez del portafolio presentado, de la consistencia regulatoria y de la capacidad de articular intereses entre el sector público, las empresas y los inversores europeos.

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AbraSilver Resource informó nuevos resultados de perforación en La Coipita, proyecto ubicado en San Juan y desarrollado bajo un acuerdo de participación con una subsidiaria de Teck Resources. Los datos obtenidos en la campaña 2026 refuerzan la presencia de un sistema porfírico de cobre, oro y molibdeno dentro del cinturón epitermal‑porfírico del Mioceno, una zona que reúne depósitos de referencia en la Cordillera.

El sondeo DDH‑LC26‑010 registró 747,5 metros con 0,69% de cobre, 0,06 g/t de oro y 142 ppm de molibdeno desde los 396 metros de profundidad, con un tramo interno de 108 metros con 1,06% de cobre. Este resultado aporta información relevante sobre la continuidad vertical de la mineralización y la presencia de zonas de mayor ley dentro del sistema.

En el objetivo Yaretas Sur, ubicado a unos dos kilómetros de la zona principal de perforación, el pozo DDH‑LC26‑012 interceptó 42 metros con 1,03% de cobre, 0,63 g/t de oro y 41 g/t de plata desde los 264 metros.

Por su parte, el DDH‑LC26‑011 aportó 250,6 metros con 0,39% de cobre, 0,07 g/t de oro y 119 ppm de molibdeno desde los 550 metros, permitiendo vincular sectores previamente identificados y avanzar en la interpretación geológica del área.

La campaña incluyó siete perforaciones que totalizaron 5.248 metros y el primer estudio magnetotelúrico realizado en la propiedad. El relevamiento geofísico permitió delimitar con mayor precisión el sistema mineralizado y detectar posibles extensiones hacia el sur que serán evaluadas en futuros programas.

Teck Resources ha destinado aproximadamente USD 23 millones al proyecto desde 2024, superando el compromiso inicial de USD 20 millones previsto para la etapa de exploración. En este período se ejecutaron 11.270 metros de perforación en 19 pozos, lo que refleja el interés de la compañía en avanzar en la caracterización del activo ubicado entre los 3.500 y 4.500 metros sobre el nivel del mar.

En paralelo, AbraSilver continúa con el desarrollo de Diablillos, su proyecto de plata y oro en Salta y Catamarca, que cuenta con recursos medidos e indicados estimados en 213 millones de onzas de plata y 2 millones de onzas de oro. La empresa prevé avanzar hacia una decisión de construcción mientras La Coipita se posiciona como una de sus principales oportunidades de crecimiento en metales base.

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Estados Unidos inició una nueva fase de actividad en cuencas maduras mediante la aplicación de técnicas geocientíficas avanzadas y modelos de análisis basados en inteligencia artificial. La revisión del subsuelo en formaciones como Eagle Ford, Bakken, Marcellus, Utica, Haynesville y Anadarko se apoya en herramientas que no estaban disponibles durante la primera etapa de desarrollo del shale.

Este proceso permite identificar intervalos no explotados, optimizar refracturaciones y evaluar recursos asociados como litio y helio presentes en aguas de producción y gas natural.

El Laboratorio Nacional de Tecnología Energética del Departamento de Energía de Estados Unidos (NETL) confirmó que las aguas de producción de la formación Marcellus en Pensilvania contienen concentraciones de litio que oscilan entre 70 y 200 miligramos por litro, con variaciones asociadas a la madurez térmica y a la transformación diagenética de minerales arcillosos.

La presencia de litio en salmueras profundas introduce un componente adicional en la evaluación económica del upstream. En paralelo, el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) estimó en abril de 2026 que las pegmatitas de los Apalaches contienen alrededor de 2,3 millones de toneladas métricas de litio, lo que amplía el alcance mineral de la región más allá de los recursos vinculados a hidrocarburos.

La Administración de Información Energética (EIA) actualizó en 2023 la cartografía de cuencas sedimentarias y plays no convencionales, destacando la continuidad lateral de unidades productivas y la superposición de bancos en sistemas como STACK, SCOOP y Three Forks.

Esta información se integra con modelos de inversión de forma de onda completa (FWI) y migración en tiempo inverso (RTM), que permiten resolver variaciones de velocidad y estructuras de yacimiento a escala métrica.

En la formación Utica profunda, los modelos derivados de FWI se utilizan para predecir gradientes de presión de poro en zonas sobrepresionadas, un factor crítico para la perforación en contextos de alta presión y alta temperatura.

La detección acústica distribuida (DAS) y la detección de temperatura distribuida (DTS) aportan información directa sobre la eficiencia de los grupos de perforación en pozos horizontales multietapa.

El análisis de pozos completados entre 2010 y 2015 muestra que entre el 30 y el 40 por ciento de los grupos no recibieron un flujo significativo de fluidos durante la fracturación hidráulica. La integración de datos DAS con modelos geomecánicos 3D permite identificar zonas no estimuladas y seleccionar candidatos para refracturaciones dirigidas en formaciones como Eagle Ford y Austin Chalk.

En la cuenca de Williston, la variabilidad lateral de la dolomitización y la porosidad intergranular en el miembro Middle Bakken explica la heterogeneidad en la respuesta a las terminaciones originales. La formación Three Forks, dividida en cuatro niveles, presenta oportunidades en los bancos segundo, tercero y cuarto, donde las litofacies difieren de las del nivel superior ampliamente desarrollado.

La baja recuperación primaria del Bakken —entre el 5 y el 8 por ciento del petróleo original in situ— constituye un incentivo para evaluar técnicas de recuperación mejorada y refracturaciones basadas en datos.

En Haynesville, el gradiente de presión aumenta desde 0,7 hasta 0,92 psi por pie hacia el oeste, lo que define una zona de mayor energía del yacimiento y mayores recuperaciones estimadas por pozo. La continuidad lateral de la celda de sobrepresión es la variable geológica determinante para la expansión de la actividad en la zona occidental.

El análisis de presión de poro a escala de cuenca se consolidó como una de las tareas geofísicas de mayor valor en este play.

La combinación de IA aplicada a registros de pozo, sísmica reprocesada con algoritmos avanzados, monitoreo con fibra óptica y geoquímica de aguas de producción permite revalorizar recursos que permanecían sin explotar en cuencas maduras. Este proceso extiende la vida útil de plays desarrollados hace más de una década y ajusta la valoración energética y mineral del subsuelo estadounidense en función de nueva información geológica y operativa.

La integración de estas tecnologías modifica la estructura de costos, amplía la oferta potencial de gas y líquidos y abre oportunidades en minerales críticos asociados a la transición energética.

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Santa Cruz, Chubut y Mendoza concentran compromisos de inversión por USD 108 millones destinados a perforación exploratoria de shale, según datos de la Secretaría de Energía. Los desembolsos corresponden a YPF, Pan American Energy (PAE) y la Compañía General de Combustibles (CGC), y se orientan a plays no convencionales que comienzan a desarrollarse fuera de la Cuenca Neuquina.

En Santa Cruz, el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, confirmó que en octubre arribarán inversores canadienses para evaluar el potencial de Palermo Aike. La visita se enmarca en las gestiones realizadas en Canadá en abril y en el interés por el avance de los trabajos exploratorios en la Cuenca Austral.

El funcionario recordó que YPF comprometió perforaciones durante 2026 y que la provincia espera resultados que permitan atraer nuevos operadores.

YPF encabeza el volumen de inversiones con USD 86,92 millones distribuidos entre Mendoza y Santa Cruz. En Palermo Aike, la compañía destinará más de USD 50 millones al bloque La Azucena y USD 17,08 millones a El Campamento Este.

El pozo pionero Cañadón Deus, desarrollado junto a CGC con una inversión de USD 60 millones, registró indicios positivos de gas y condensados que habilitaron la continuidad de los estudios sísmicos 3D sobre más de mil kilómetros cuadrados.

En Mendoza, YPF asignará USD 19,24 millones al yacimiento CN VII A, ubicado en la lengua mendocina de Vaca Muerta. Los ensayos realizados en 2024 mostraron producción de petróleo y gas que validó el atractivo geológico del área, pese a las restricciones logísticas derivadas de la alta demanda de infraestructura en la Cuenca Neuquina. Operadores privados aguardan estos resultados para definir inversiones adicionales en la región.

En Chubut, Pan American Energy invertirá USD 20,47 millones en exploración de shale en el área Cerro Tortuga, dentro del bloque Cerro Dragón, y proyecta USD 15,41 millones para la etapa de explotación.

La compañía confirmó la viabilidad de shale gas en la formación D‑129 y prevé un pozo de estudio geomecánico de 3.700 metros, seguido de una rama lateral de 3.000 metros con 50 etapas de fractura.

CGC mantiene su actividad en el área Paso Fuhr, en Santa Cruz, con una inversión inicial de USD 0,17 millones destinada a tareas preliminares. La empresa sostiene su presencia en Palermo Aike y amplió su participación en Vaca Muerta mediante la adquisición del 49% del bloque Aguada del Chañar en Neuquén.

Las inversiones anunciadas consolidan una etapa de exploración no convencional en provincias que históricamente no formaban parte del desarrollo shale a escala industrial.

Los resultados de los pozos en ejecución y la llegada de capital extranjero serán determinantes para definir la continuidad de los proyectos y el ritmo de expansión de los plays emergentes.

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La compra de módulos habitacionales importados para el proyecto Vicuña reabrió el debate sobre la capacidad de la industria local para abastecer bienes y servicios en proyectos de gran escala. El caso representa una proporción marginal del CAPEX total, pero expone diferencias entre los modelos de desarrollo minero basados en clústeres industriales y aquellos con baja integración local.

Los antecedentes internacionales muestran trayectorias divergentes. En Suecia, la articulación entre minería, metalmecánica y sistemas de automatización permitió consolidar un clúster que concentra una parte significativa del mercado global de maquinaria subterránea.

En Australia, los planes obligatorios de participación de la industria local y la previsibilidad en los procesos de compra impulsaron un ecosistema de proveedores que aporta decenas de miles de millones de dólares a la economía y emplea a cientos de miles de personas. Ambos casos se apoyan en políticas de largo plazo, financiamiento industrial y estándares técnicos unificados.

En Argentina, la estructura actual de proveedores está dominada por pymes nacionales con participación mayoritaria en servicios, construcción y logística.

La oferta local de bienes de capital presenta limitaciones asociadas a escala de producción, certificaciones internacionales, costos financieros y tiempos de entrega. Estas restricciones condicionan la sustitución de importaciones en proyectos cordilleranos de alta complejidad técnica.

Desde Vicuña señalaron que el 95% del personal del proyecto es argentino, que el 97% de las 264 empresas proveedoras son nacionales y que el 60% tiene origen en San Juan. La empresa indicó que solo recurre al exterior para bienes o servicios sin oferta competitiva a nivel local.

Otros actores del sector plantearon que la previsibilidad en los procesos de compra es un factor crítico para que los proveedores puedan anticipar inversiones y cumplir con los requisitos técnicos de los proyectos.

En respuesta a estas tensiones, San Juan aprobó una ley que establece que el 80% de los trabajadores de cada proyecto deben ser residentes provinciales y que el 60% del monto anual de contrataciones debe corresponder a empresas locales. La normativa obliga a las operadoras a publicar planes de demanda de bienes y servicios con cronogramas estimados y a justificar técnicamente la ausencia de oferta local competitiva. El esquema incorpora un Certificado de Crédito Fiscal transferible como incentivo para el cumplimiento.

La iniciativa recibió el respaldo de la cámara provincial, pero generó objeciones en cámaras nacionales que advierten sobre el riesgo de fragmentación de la cadena de valor y la imposibilidad técnica de abastecer bienes de capital complejos con oferta exclusivamente provincial. También señalaron que los cupos de mano de obra especializada son difíciles de cumplir en proyectos de gran escala.

El sector empresario coincide en que la integración local depende de la coordinación entre provincias, operadoras y proveedores, de la reducción de cargas tributarias y de la disponibilidad de financiamiento para inversiones productivas. La expansión prevista de la actividad minera y el aumento de la demanda de personal técnico y profesional plantean la necesidad de mecanismos de articulación que permitan sostener la competitividad y ampliar la participación de la industria nacional en los proyectos.

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La persistente falta de inversión privada en Argentina suele explicarse como un rasgo cultural o como una falla de voluntad empresaria. Sin embargo, la evidencia histórica, económica y comparada muestra un fenómeno distinto: durante décadas, el entorno macroeconómico, regulatorio e institucional generó incentivos que favorecieron la liquidez y la dolarización por encima de los proyectos productivos.

La conducta defensiva no surge de preferencias individuales, sino de un ecosistema que penaliza el riesgo de largo plazo y premia la salida rápida.

Desde mediados de los años setenta, la economía argentina atravesó ciclos de inflación crónica, devaluaciones abruptas, cambios regulatorios frecuentes, controles de capital, defaults y alteraciones contractuales. En ese contexto, la inversión productiva —que requiere horizontes largos, estabilidad normativa y financiamiento previsible— quedó subordinada a estrategias de preservación patrimonial.

El resultado es un patrón persistente: el ahorro privado se canaliza hacia activos líquidos, dolarizados o externos, mientras la inversión en maquinaria, infraestructura o ampliación de capacidad se mantiene en niveles estructuralmente bajos.

La economía del comportamiento aporta una lectura complementaria. La repetición de crisis severas genera estrés crónico y aversión extrema a la pérdida. La memoria colectiva de episodios traumáticos —confiscaciones, pesificaciones, atrasos cambiarios, restricciones a importaciones y exportaciones— condiciona las decisiones actuales.

En entornos donde la probabilidad percibida de pérdida es alta, los agentes priorizan liquidez, familiaridad y protección jurídica. La preferencia por dólares, inmuebles o activos externos no es irracional: es una forma de reducir exposición a shocks que históricamente tuvieron efectos ruinosos.

La evidencia internacional muestra que la inversión productiva crece cuando se cumplen condiciones mínimas: estabilidad macro sostenida, reglas claras, marcos regulatorios previsibles, infraestructura adecuada, financiamiento de largo plazo y mecanismos de resolución de controversias que reduzcan la incertidumbre.

En Argentina, los períodos en los que estas condiciones se acercaron —telecomunicaciones en los noventa, energía entre 2017 y 2019, minería en provincias con estabilidad fiscal— registraron aumentos significativos de inversión. Cuando esas condiciones se deterioraron, la inversión se retrajo.

La experiencia comparada también es consistente. Países que lograron atraer capital productivo —Chile, Perú, Colombia, Brasil, Vietnam, Polonia— consolidaron marcos estables, fortalecieron instituciones, ampliaron infraestructura y desarrollaron mercados de capitales capaces de financiar proyectos de largo plazo. La previsibilidad, más que los incentivos fiscales, fue el factor determinante para sostener ciclos de inversión.

En este contexto, los incentivos tradicionales —blanqueos, subsidios, reducciones impositivas o regímenes promocionales aislados— tienen efectos acotados. Pueden acelerar decisiones puntuales, pero no modifican la conducta estructural si el riesgo sistémico permanece elevado.

La inversión productiva no responde a estímulos transitorios, sino a la percepción de que el entorno no castigará el capital inmovilizado. La estabilidad y la previsibilidad no garantizan por sí solas un ciclo de inversión, pero su ausencia vuelve extremadamente difícil que el capital productivo aparezca.

La renuencia empresaria a invertir no es un problema de actitud, sino de condiciones. La evidencia muestra que, cuando el riesgo baja, la inversión aparece sin necesidad de exhortaciones ni campañas. La clave no está en convencer a los empresarios, sino en construir un entorno donde la decisión racional sea invertir y no resguardarse.

La estabilidad, la previsibilidad y la calidad institucional no aseguran crecimiento, pero son el punto de partida sin el cual ningún proyecto de largo plazo prospera.

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El trámite de adhesión de proveedores al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) incorpora un nuevo beneficio fiscal que permite acceder a exenciones tributarias sobre importaciones destinadas a Vehículos de Proyecto Único (VPU).

La herramienta, operativa a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD), extiende el alcance del régimen a la cadena de suministro y reduce el costo fiscal del equipamiento asociado al CAPEX de proyectos de infraestructura, energía y minería.

El beneficio alcanza a proveedores que importan insumos, bienes intermedios o bienes finales clasificados como Bienes de Capital (BK) o Bienes de Informática y Telecomunicaciones (BIT), definidos en el Anexo 1 del Decreto 557/23.

La adhesión habilita la exención de derechos de importación, tasas estadísticas y comprobación de destino, junto con la eliminación de regímenes de recaudación y percepción sobre IVA, IVA adicional e Impuesto a las Ganancias aplicados a las importaciones. También contempla la exención de Ingresos Brutos cuando las provincias adhieren al RIGI y lo incorporan como beneficio.

Para acceder, los proveedores deben contar con CUIT y clave fiscal nivel 3 o superior, estar inscriptos en el perfil importador/exportador y presentar la identificación y descripción de las mercaderías sujetas a exenciones.

El procedimiento se formaliza mediante expedientes electrónicos en TAD, donde se cargan las planillas técnicas que vinculan cada importación con el VPU correspondiente.

La incorporación de proveedores al RIGI consolida un esquema regulatorio que traslada los incentivos fiscales más allá del titular del proyecto y los extiende a la cadena de valor, alineando a empresas locales e internacionales que abastecen equipamiento crítico.

El nuevo beneficio se integra como un componente central de la arquitectura tributaria del régimen, con impacto directo en la competitividad del CAPEX y en la logística de abastecimiento de proyectos de gran escala.

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La Superintendencia de Seguros de la Nación modificó el Reglamento General de la Actividad Aseguradora e incorporó dos instrumentos que amplían la capacidad de inversión del sector asegurador en proyectos productivos.

La Resolución 498/2024 habilita a las compañías a financiar desarrollos incluidos en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y a otorgar préstamos respaldados por mercadería almacenada bajo el sistema de warrant.

La medida integra ahorro institucional al financiamiento de infraestructura, energía, minería y actividades industriales que requieren capital de trabajo.

El primer cambio permite que las aseguradoras inviertan en Obligaciones Negociables y fideicomisos financieros autorizados por la Comisión Nacional de Valores, siempre que estén destinados a proyectos RIGI.

Esto incorpora al régimen un actor con capacidad de inversión estable y de largo plazo, en un contexto donde los desarrollos de gran escala demandan fondeo diversificado y mecanismos que reduzcan el costo financiero. La norma amplía el universo de instrumentos elegibles para la cartera regulada del sector y formaliza la participación de las aseguradoras en el financiamiento de proyectos intensivos en infraestructura.

El segundo instrumento incorporado son los préstamos garantizados con warrant, una herramienta que permite otorgar financiamiento respaldado por mercadería depositada en almacenes fiscales o depósitos habilitados. El warrant funciona como un certificado que acredita la existencia de bienes almacenados y permite utilizarlos como garantía.

La resolución autoriza a las aseguradoras a otorgar préstamos hasta el 50% del valor de mercado de esos bienes, dentro de los límites establecidos para su cartera. El mecanismo facilita el acceso al crédito para empresas que cuentan con inventario pero requieren liquidez operativa, especialmente en cadenas agroindustriales, industriales y logísticas.

La actualización del reglamento articula dos líneas de financiamiento complementarias: inversión de largo plazo para proyectos RIGI y crédito de corto plazo para empresas con mercadería en depósito. La medida integra al sector asegurador en la arquitectura financiera del régimen y amplía las alternativas disponibles para desarrollos que requieren capital intensivo y para empresas que operan con ciclos de producción basados en inventarios.

La incorporación de estos instrumentos fortalece la conexión entre ahorro institucional y actividad productiva, en un esquema que busca ampliar la profundidad del mercado y mejorar las condiciones de financiamiento para proyectos de escala y para empresas que utilizan garantías reales.

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La adquisición de los activos de Raízen Argentina por parte de Mercuria, en una operación valuada en USD 1.420 millones, instala un nuevo esquema empresarial en el negocio de combustibles y en la relación con los operadores de la red Shell.

La transacción incorpora la refinería de Dock Sud, la logística y cerca de 900 estaciones de servicio, y coloca a Mercuria como un actor con presencia simultánea en producción, refinación y comercialización.

Para los operadores, el cambio de control implica pasar de una estructura asociada a una alianza global entre Shell y Raízen a una conducción con estrategia propia y con capacidad para coordinar toda la cadena energética.

La integración vertical permite que la producción, el procesamiento y la venta de combustibles respondan a una misma organización, lo que puede modificar la dinámica de abastecimiento, la política de precios mayoristas y la planificación comercial de la red.

Las primeras comunicaciones internas confirmaron la continuidad operativa de las estaciones Shell y el inicio de un proceso de transición destinado a ordenar la relación comercial mientras se completan las instancias regulatorias.

Los operadores observan cómo se reorganizará la estructura comercial, qué cambios podrían producirse en los contratos de franquicia y cuál será la política de inversiones destinada a modernización, imagen y expansión.

La integración de Mercuria introduce un modelo que históricamente mostró capacidad para equilibrar los distintos segmentos del negocio frente a los cambios de ciclo del mercado petrolero. Cuando el precio del crudo sube, la rentabilidad se concentra en la producción; cuando baja, cobran mayor relevancia la refinación y la comercialización.

Un operador integrado puede compensar estos movimientos y sostener competitividad en toda la cadena, un aspecto que los estacioneros consideran central para la estabilidad del negocio.

El desafío para la nueva conducción incluye sostener referencias de precios alineadas con el mercado internacional, asegurar abastecimiento en escenarios de alta demanda y mantener los estándares de calidad asociados a la marca Shell.

La red también observa la estrategia comercial que adoptará Mercuria en un mercado donde YPF y Axion Energy son los principales referentes de integración vertical.

La operación instala a Mercuria como un nuevo actor de escala en el downstream argentino y abre una etapa en la que los operadores de la red Shell esperan definiciones sobre inversiones, logística y política comercial.

La transición se desarrolla con la red en funcionamiento y con la expectativa de que la integración de producción, refinación y venta permita fortalecer la competitividad en un mercado que exige volumen, eficiencia y capacidad de gestión.

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El caso Vicuña reabrió una discusión estructural en la minería argentina: la ausencia de criterios técnicos para definir qué bienes pueden importarse en proyectos de gran escala y cuáles deben integrarse con oferta local.

La adjudicación del campamento principal —2.500 módulos en esta etapa, 10.000 en total— a un consorcio liderado por PowerChina expuso un vacío normativo que trasciende al proyecto y alcanza al diseño operativo del RIGI.

La diferencia de precios entre la oferta china y la nacional fue del 35%, equivalente a USD 18 millones dentro de un CAPEX estimado en USD 18.000 millones.

El monto es marginal frente a la escala del proyecto, pero suficiente para desplazar a fabricantes locales en un segmento donde Argentina tiene capacidad instalada, certificación técnica y experiencia acumulada en minería, energía y petróleo.

La construcción modular industrializada es un sector que el país desarrolla desde hace décadas, con proveedores distribuidos en varias provincias y estándares para alta montaña.

El punto crítico no es la adjudicación, sino la falta de reglas que ordenen la toma de decisiones en compras de infraestructura. En proyectos de cobre de escala global, la definición entre importar o producir localmente debería basarse en criterios técnicos: disponibilidad de oferta nacional, estándares requeridos, plazos, logística y costos totales del ciclo de vida.

Sin ese marco, el precio inmediato se convierte en el único parámetro y habilita escenarios donde importar infraestructura completa resulta más barato que fabricarla localmente, aun cuando el producto sea equivalente.

La discusión incorpora un elemento técnico que no puede omitirse: la competitividad local. La industria argentina debe ser capaz de competir en segmentos donde tiene trayectoria, pero la diferencia del 35% exige una revisión.

Aun con los beneficios aduaneros del RIGI, resulta inusual que módulos equivalentes —incluido el flete desde Asia— presenten un costo tan inferior al de un fabricante local. El problema no es proteger ineficiencias, sino entender por qué un producto que Argentina produce hace décadas aparece descolocado frente a un precio internacional que incorpora transporte, ensamblado y logística intercontinental.

El RIGI amplifica esta asimetría. El régimen elimina aranceles, IVA, tasas y restricciones para bienes importados sin establecer listas positivas o negativas que diferencien entre bienes críticos —que Argentina no produce— y bienes con oferta local.

La consecuencia es un incentivo fiscal que favorece la importación total en segmentos donde existe capacidad instalada. El impacto no es solo económico: la cadena de valor que se debilita en la etapa inicial no estará disponible cuando el proyecto la necesite para ampliaciones, mantenimiento o nuevas fases.

La experiencia internacional muestra que los países mineros más competitivos —Chile, Perú, Canadá, Australia— aplican criterios técnicos para autorizar importaciones en proyectos de gran escala.

Exigen justificación cuando el bien existe localmente, establecen mínimos de contenido nacional y promueven asociatividad entre proveedores globales y empresas locales. La lógica es simple: atraer inversión sin desarmar la base industrial que sostiene la operación durante 20 o 30 años.

En Argentina, la ausencia de un marco equivalente genera un efecto previsible: las decisiones de compra se definen por precio inmediato y no por impacto sistémico, lo que habilita la importación de infraestructura completa incluso en segmentos donde el país tiene oferta competitiva.

El caso Vicuña no cuestiona la inversión ni la adjudicación, sino el diseño operativo del régimen y la falta de criterios que ordenen la integración de proveedores locales en obras de gran escala.

En un proyecto de USD 18.000 millones, la diferencia entre desarrollar una cadena de valor local o sustituirla por importación total define el impacto económico de las próximas dos décadas.

La discusión no es política ni emocional: es técnica. La minería argentina necesita un marco de compras que distinga entre bienes críticos y bienes que el país produce, que promueva asociatividad y que evite que los incentivos fiscales terminen desindustrializando sectores donde existe capacidad instalada.

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El Puerto de Bahía Blanca confirmó el avance de un proyecto industrial que superará los USD 3.000 millones y que contempla la construcción de una nueva planta separadora de gas natural destinada al procesamiento de líquidos asociados al gas de Vaca Muerta.

La instalación operará con un esquema similar al de MEGA y permitirá fraccionar etano, propano, butano y gasolina natural para abastecimiento industrial y exportación.

El crecimiento del shale oil incrementó el volumen de gas asociado en más de 20% interanual, presionando la capacidad de fraccionamiento existente. La infraestructura actual opera con márgenes ajustados y obliga a reinyectar o limitar volúmenes en determinados momentos. La nueva planta ampliará la capacidad de procesamiento y reducirá los cuellos de botella del sistema.

El proyecto tendrá impacto directo en la infraestructura portuaria. El Consorcio de Gestión estima entre 800 y 1.000 empleos durante la construcción, con un plazo de obra de tres años. El aumento de cargas energéticas se concentrará en el área de Puerto Galván, donde ya operan MEGA, Profertil, Oiltanking Ebytem y terminales de Oldelval y TGS.

Para sostener el crecimiento operativo, el puerto ejecutará este año USD 44 millones en obras internas y USD 9 millones en accesos viales.

El desarrollo se articula con un proyecto ferroviario que busca conectar Bahía Blanca con Vaca Muerta para el transporte de insumos como arenas de fractura. La logística actual depende de transporte por camión, con costos elevados y limitaciones de escala.

La conexión ferroviaria permitiría aumentar capacidad, reducir costos y mejorar la eficiencia del abastecimiento.

Bahía Blanca opera como nodo energético y agroexportador de escala global. Es el séptimo puerto agroexportador del mundo y concentra infraestructura petroquímica, fertilizantes, fraccionamiento y exportación de crudo y GLP.

La nueva planta se integra a ese sistema y refuerza el rol del puerto como punto de salida de productos energéticos en un contexto de expansión del shale.

El crecimiento operativo del puerto se sostiene sobre infraestructura existente, con incrementos sucesivos en volúmenes movilizados. La ampliación del fraccionamiento y las inversiones en accesos viales y ferroviarios son componentes necesarios para acompañar la expansión de Vaca Muerta y evitar restricciones logísticas que limiten la producción.

La articulación entre inversión privada y obras públicas locales compensa la ausencia de infraestructura vial nacional y permite sostener la curva de actividad del nodo logístico.

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La producción de petróleo alcanzó en abril un máximo histórico de 893 mil barriles diarios, con un crecimiento interanual del 19% y con Vaca Muerta aportando el 78,1% del total nacional.

Dentro de ese volumen, la rotación del liderazgo entre áreas confirma que el shale argentino opera bajo un esquema competitivo donde la eficiencia, la capacidad de ejecución y la disponibilidad de infraestructura determinan quién puede escalar producción.

En abril, La Amarga Chica encabezó el ranking con 89.436 barriles diarios, desplazando a Loma Campana, que registró 89.002 barriles. Es la primera vez desde octubre de 2025 que Loma Campana no ocupa el primer lugar.

El tercer puesto correspondió a Bandurria Sur, con 61.382 barriles, mientras que Bajada del Palo Oeste, operada por Vista, se ubicó cuarta con 60.293 barriles diarios. La Angostura Sur también mostró incrementos asociados a mejoras tecnológicas en perforación y completación.

La estructura societaria detrás de estos bloques explica parte de la rotación. YPF opera las tres áreas de mayor producción y mantiene alianzas con Chevron (Loma Campana), Vista (La Amarga Chica tras la salida de Petronas), Shell y, en menor medida, Equinor en Bandurria Sur.

Vista Energy, tras adquirir los activos de Equinor, se consolidó como el principal productor independiente y participa en los bloques que definen el podio. Shell combina operación directa en Sierras Blancas, Cruz de Lorena y CASO con participación en Bandurria Sur y en consorcios de infraestructura como VMOS.

TotalEnergies, aunque no compite por el liderazgo en petróleo, opera Aguada Pichana Este y San Roque, dos de los bloques gasíferos más relevantes, y sostiene la oferta invernal junto a Wintershall Dea y PAE.

La competencia entre áreas se apoya en mejoras operativas que reducen tiempos de perforación y completación entre 12% y 18%, aumentan la productividad por pozo y permiten sostener curvas de aprendizaje aceleradas.

Sin embargo, el límite ya no está en la roca sino en la infraestructura. Los oleoductos de evacuación operan cerca del 90–95% de su capacidad en picos, el Gasoducto NK requiere completar su segunda etapa y las terminales de exportación necesitan ampliación de tanques y capacidad de bombeo.

La disponibilidad de midstream condiciona la posibilidad de sostener el crecimiento y define qué operadores pueden escalar producción sin restricciones.

La rotación del liderazgo también refleja la integración vertical de los actores. Shell participa en el oleoducto Sierras Blancas–Allen y en VMOS; Vista integra producción con comercialización a través de su alianza con Trafigura; YPF articula upstream, midstream y refinación; TotalEnergies combina shale gas con offshore en la Cuenca Marina Austral, aportando estabilidad al sistema.

La capacidad de cada empresa para financiar, operar y asegurar evacuación determina su posición competitiva más allá del volumen puntual de cada área.

El sistema muestra que Vaca Muerta ya no depende de un único bloque ni de un único operador. La competencia interna acelera la eficiencia, pero la infraestructura y la arquitectura societaria definen la escala posible.

La producción puede seguir creciendo, pero su sostenibilidad requiere ampliar ductos, completar proyectos de transporte y consolidar reglas que reduzcan el riesgo operativo. La rotación en el podio confirma la madurez técnica del shale argentino, pero también expone los límites físicos y regulatorios que condicionan su expansión.

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Argentina Metals Corp., compañía canadiense de exploración, reunió en menos de un año una cartera de 24 propiedades mineras en el sur de Mendoza, dentro del Distrito Minero Malargüe Occidental, con foco en proyectos de cobre en etapa temprana.

La empresa controla 146.728 hectáreas, resultado de adquisiciones sucesivas iniciadas a fines de 2025.

El portafolio incluye activos como Las Estrellas, Vecindario y La Herradura, junto con los proyectos Riesling, Malbec, Merlot, Sirah y los bloques Pinot I al Pinot X, incorporados tras la compra del “Mendoza Portfolio” de Mirasol Resources en enero de 2026.

A estos se sumaron El Salado, La Quimera, Angellica, Roma, Veneto y Belluno. Todos los proyectos se encuentran en fase exploratoria, sin recursos NI 43-101 publicados, sin perforación avanzada y sin estudios de prefactibilidad o factibilidad.

La compañía informó que recibió aprobación condicional para cotizar en la TSX Venture Exchange, mercado canadiense especializado en firmas mineras junior. El ticker previsto es VLLC y la fecha estimada de inicio de negociación es el 16 de junio de 2026, sujeta al cumplimiento de requisitos regulatorios.

La aprobación condicional habilita el acceso a capital para financiar campañas de exploración, estudios geológicos y trabajos de campo, sin implicar validación técnica de los proyectos ni habilitación para explotación.

El Distrito Minero Malargüe Occidental funciona como esquema de ordenamiento territorial para actividades de exploración. No habilita explotación y requiere, para cualquier avance posterior, estudios de impacto ambiental, permisos específicos y evaluación técnica.

La actividad exploratoria demanda logística de montaña, servicios de campamento, uso de caminos y proveedores locales, con temas sensibles asociados a empleo, capacitación, convivencia productiva y controles ambientales.

Las Estrellas, ubicado en zona cordillerana cercana a la frontera con Chile, es el proyecto con mayor nivel de estudios preliminares, con muestreos geoquímicos y magnetometría terrestre orientados a identificar objetivos. El resto de los activos se encuentra en etapas iniciales de análisis y recopilación de información.

La aprobación condicional en la TSX Venture conecta los proyectos mendocinos con mercados internacionales de capital, en un contexto donde la provincia promueve el Distrito Malargüe Occidental como herramienta para atraer inversión en exploración.

El impacto territorial y económico dependerá de resultados técnicos, permisos ambientales, disponibilidad de infraestructura y participación local en etapas posteriores.

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YPF anunció que, a partir del 1 de agosto, los usuarios de su aplicación digital podrán comprar acciones de la compañía de manera directa. La medida incorpora un canal de inversión dentro de una plataforma utilizada por millones de clientes y se complementa con un split accionario que multiplicará por diez la cantidad de acciones en circulación en el mercado local.

El objetivo operativo es reducir el precio unitario de cada papel y facilitar el ingreso de inversores minoristas en un contexto de mayor actividad en Vaca Muerta y resultados financieros positivos.

La compra de acciones se integrará en la App YPF, que actualmente funciona como medio de pago y billetera digital. Para operar, la aplicación se vinculará con un agente de liquidación y compensación autorizado, lo que permitirá ejecutar órdenes de compra bajo los requisitos regulatorios del mercado de capitales.

La compañía señaló que la incorporación del servicio busca ordenar la demanda minorista y reducir estafas que utilizan la marca para ofrecer inversiones fraudulentas.

El split accionario establecerá una relación de diez acciones locales por cada ADR que cotiza en Nueva York. Con esta modificación, el precio unitario en la Bolsa de Buenos Aires pasará de niveles cercanos a los 83.000 pesos a valores en torno a los 8.300 pesos por acción, sin alterar la capitalización bursátil ni la participación relativa de los accionistas.

La operación mejora la liquidez del papel y alinea su precio con el rango de otras compañías del sector energético.

YPF registró en el primer trimestre una ganancia neta de 409 millones de dólares, en contraste con el resultado negativo del mismo período del año anterior.

La mejora se explica por mayor producción en Vaca Muerta, eficiencia operativa y desempeño del negocio de combustibles. La compañía mantiene una participación del 51% controlada por el Estado y un flotante que cotiza en Buenos Aires y Nueva York.

La habilitación de la compra directa de acciones y la ejecución del split consolidan un esquema que amplía la base de inversores y mejora la liquidez del papel.

La integración del servicio en la aplicación corporativa incorpora un canal masivo para el acceso minorista y formaliza un mecanismo de inversión dentro de una plataforma utilizada por consumidores del mercado de combustibles.

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La etapa actual del sistema energético argentino está definida por un cambio estructural: los proyectos dejaron de depender de ingeniería, permisos o infraestructura, y pasaron a depender de la capacidad de cerrar financiamiento internacional en montos y plazos que exceden la escala histórica del país.

La disponibilidad de capital se convirtió en la variable que ordena la velocidad, la secuencia y la magnitud del desarrollo energético y minero.

El caso central es Argentina LNG. La primera etapa del proyecto requiere una estructura financiera compleja para integrar el gasoducto dedicado desde Vaca Muerta, la planta de licuefacción en Punta Colorada y la terminal marítima.

La conducción del consorcio integrado por YPF, ENI y ADNOC modifica la ecuación: la presencia de dos operadores globales con capacidad financiera y experiencia en proyectos de GNL permite que la iniciativa sea evaluada bajo estándares internacionales de project finance.

El financiamiento sigue siendo el principal desafío, pero la escala y el perfil del consorcio lo convierten en un proyecto financiable, sujeto a contratos de venta de largo plazo, garantías aceptables para la banca global y estabilidad regulatoria.

El financiamiento también condiciona la expansión del petróleo. Vaca Muerta Oil Sur logró estructurar un préstamo sindicado internacional para ampliar la capacidad exportadora hacia Punta Colorada, en un esquema que funcionó como referencia para otros desarrollos de midstream. Transportadora de Gas del Sur avanza en la búsqueda de recursos para su proyecto de procesamiento de líquidos, mientras que Southern Energy negocia el financiamiento para su iniciativa de GNL en el Golfo San Matías.

La secuencia de inversiones en transporte, procesamiento y exportación depende de la disponibilidad de capital externo, pero los antecedentes recientes muestran que los proyectos con consorcios sólidos pueden cerrar financiamiento aun en un contexto de riesgo país elevado.

La minería enfrenta una dinámica equivalente. Los proyectos de cobre en etapas de factibilidad requieren estructuras financieras de largo plazo para iniciar construcción, y la Secretaría de Minería identifica el acceso a capital internacional como el principal factor que condiciona su avance.

La competencia global por fondos para proyectos de cobre, litio y metales críticos obliga a la Argentina a ofrecer marcos regulatorios estables y previsibilidad operativa, pero la presencia de operadores globales en varios de estos desarrollos permite que los proyectos sean evaluados en estándares internacionales.

El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones reúne un conjunto creciente de proyectos energéticos y mineros en distintas etapas de evaluación. La ventana actual es favorable por la combinación de recursos de escala mundial, marcos regulatorios específicos y la participación de empresas con capacidad de financiamiento global. La materialización de los proyectos depende de transformar el interés inversor en cierres financieros efectivos, en un entorno donde el riesgo país sigue siendo determinante, pero donde los consorcios con operadores internacionales muestran capacidad real de avanzar.

La nueva etapa del sector muestra que el cuello de botella ya no está en la disponibilidad de recursos ni en la ingeniería, sino en la capacidad de estructurar financiamiento internacional a la escala que exige el desarrollo energético y minero del país. La diferencia la marcan los consorcios: los proyectos liderados por empresas locales con socios globales —como YPF, ENI y ADNOC— son los que hoy tienen condiciones objetivas para avanzar hacia decisiones de inversión.

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Grupo México Transportes USA (GMXT) y la empresa estadounidense Wabtec acordaron presentarse en conjunto a la licitación para la operación de Belgrano Cargas y Logística (BCYL), la compañía estatal que administra las líneas Belgrano, San Martín y Urquiza.

El proceso forma parte del esquema de privatizaciones previsto por el gobierno nacional para reducir el déficit operativo y modernizar la infraestructura ferroviaria de carga, con el objetivo de mejorar la competitividad logística de los sectores agrícola, minero y energético.

BCYL opera actualmente una red de alrededor de 9.000 kilómetros y transporta cerca de 7,5 millones de toneladas anuales, con predominio de productos agroindustriales.

La infraestructura presenta niveles significativos de obsolescencia en vías, material rodante y sistemas de señalamiento, lo que se traduce en bajas velocidades comerciales y limitaciones para aumentar los volúmenes de carga.

La propuesta de GMXT–Wabtec apunta a introducir estándares operativos similares a los que aplican en México y Estados Unidos, con locomotoras de nueva generación, sistemas de control digital y esquemas de mantenimiento orientados a elevar la disponibilidad de la red.

Según trascendió en ámbitos empresariales, GMXT estaría dispuesta a comprometer inversiones del orden de los 3.000 millones de dólares si resulta adjudicataria de la operación de BCYL. Ese nivel de CAPEX sería consistente con la necesidad de rehabilitar tramos críticos, renovar material rodante y desplegar tecnologías de gestión de tráfico que permitan aumentar la capacidad de transporte y reducir costos logísticos.

La mejora de la infraestructura ferroviaria en las líneas Belgrano, San Martín y Urquiza es considerada un factor clave para el traslado de cargas desde el norte y el oeste del país hacia los puertos de la región de Rosario, donde se concentra la mayor parte de las exportaciones agroindustriales.

La licitación prevista para BCYL se inscribe en un contexto en el que el sistema ferroviario de carga argentino requiere inversiones de gran escala para recuperar su rol como soporte de la competitividad exportadora.

La eventual entrada de un operador privado con experiencia internacional y respaldo tecnológico podría modificar la estructura de la infraestructura de transporte de cargas, siempre que los pliegos definan metas claras de rehabilitación, niveles de servicio y mecanismos de control regulatorio sobre la operación y el cumplimiento de los compromisos de inversión.

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YPF presentó ante empresas de Neuquén y Río Negro la proyección de demanda de bienes y servicios para los próximos cinco años, en el marco de su programa de Academia de Proveedores.

La agenda de trabajo incluyó la descripción de los principales proyectos previstos para el período, entre ellos el desarrollo de Argentina LNG y la expansión de la actividad en Vaca Muerta, junto con los requisitos técnicos y de gestión necesarios para integrarse a la cadena de valor de la compañía.

Durante las jornadas, la empresa expuso el funcionamiento de sus procesos internos de abastecimiento y el ciclo de vida de un proveedor, desde la instancia de alta y calificación hasta la participación en licitaciones y el cumplimiento de estándares de compliance para terceros.

El esquema presentado contempla exigencias en materia de seguridad, ambiente, trazabilidad documental y capacidad técnica, alineadas con la criticidad de los servicios requeridos en proyectos de gran escala.

La iniciativa se desarrolló en articulación con organismos provinciales de Neuquén y Río Negro vinculados a industria y energía, y convocó a más de 160 pymes de la región.

Las actividades incluyeron espacios de trabajo orientados a identificar oportunidades de negocio y a fortalecer la vinculación entre empresas, con el objetivo de mejorar la integración de proveedores locales en segmentos como servicios industriales, metalmecánica, logística, ingeniería y mantenimiento.

En territorios con alta concentración de actividad energética, la anticipación de la demanda y la estandarización de requisitos de ingreso permiten a las empresas ajustar sus capacidades a las necesidades de proyectos como Argentina LNG y a la expansión del upstream en Vaca Muerta.

La Academia de Proveedores funciona como herramienta para ordenar el acceso a la cadena de valor, elevar los estándares técnicos y reducir asimetrías entre compañías de distinto tamaño.

La política de YPF en materia de desarrollo de proveedores se inscribe en un contexto en el que los proyectos energéticos de gran escala requieren cadenas de suministro con niveles crecientes de especialización y cumplimiento normativo.

La formalización de procesos de calificación y la difusión de criterios de contratación constituyen un componente relevante para la integración de pymes regionales a la estructura de servicios que demanda la expansión de la infraestructura y la producción de hidrocarburos.

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Chile planteó la utilización de su infraestructura portuaria para que la producción energética argentina tenga una vía de salida hacia el Pacífico y los mercados de Asia. La propuesta se apoya en la condición de Argentina como segundo proveedor energético de Chile y en la disponibilidad de terminales de GNL, puertos de aguas profundas y capacidades logísticas instaladas en la franja centro-sur del país vecino.

El objetivo es articular la producción de gas y petróleo de Vaca Muerta con una red de transporte y embarque que permita diversificar rutas de exportación y reducir la dependencia de los puertos atlánticos.

En paralelo, las autoridades de Chile y de la provincia de Neuquén avanzaron en declaraciones conjuntas orientadas al desarrollo comercial, logístico y energético, con foco en el Corredor Bioceánico entre la región del Biobío y Neuquén.

El esquema prevé la habilitación del Paso Internacional Pichachén como punto de conexión entre ambos territorios, acompañado por obras viales de pavimentación del lado chileno y mejoras de caminos del lado argentino para asegurar transitabilidad permanente y sistemas de control integrados.

Desde la perspectiva energética, la integración propuesta permitiría que parte de la producción de Vaca Muerta se canalice hacia puertos chilenos, utilizando infraestructura existente de terminales de GNL y muelles aptos para buques de gran porte.

La combinación de rutas terrestres bioceánicas y facilidades portuarias abre la posibilidad de reducir tiempos de navegación hacia Asia y mejorar la competitividad de los productos energéticos argentinos en mercados del Pacífico.

El desarrollo del corredor Biobío–Neuquén y la coordinación regulatoria en materia de transporte, aduanas y energía se presentan como condiciones necesarias para que la oferta argentina pueda aprovechar la infraestructura chilena.

La definición de estándares operativos, la interoperabilidad de los sistemas de control fronterizo y la planificación conjunta de inversiones viales y logísticas serán determinantes para que la propuesta se traduzca en una opción efectiva de salida energética hacia el Pacífico.

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Transportadora de Gas del Sur (TGS) ingresó en una nueva fase del proyecto de líquidos de gas natural tras la aprobación de los acuerdos comerciales por parte del directorio. La firma confirmó contratos con YPF, Pluspetrol y Chevron que cubren más del 80% de la capacidad prevista, y mantiene negociaciones avanzadas para completar el volumen restante.

Con esta estructura, el proyecto pasa de la etapa de diseño a la de ejecución, con un esquema comercial que asegura el abastecimiento de gas rico necesario para su operación.

El desarrollo contempla la construcción de un gasoducto de segregación de corrientes desde Vaca Muerta, nuevas instalaciones de procesamiento en Tratayén, un poliducto hacia Bahía Blanca, una planta de fraccionamiento y obras complementarias en la terminal marítima.

La infraestructura permitirá procesar y exportar líquidos del gas natural, un componente clave para adecuar el gas asociado del shale oil y evitar restricciones en los sistemas de transporte.

El avance del proyecto tiene impacto directo sobre la dinámica del petróleo. El crecimiento del shale oil incrementa la producción de gas asociado y, con ello, la necesidad de capacidad adicional de procesamiento y fraccionamiento.

Sin esta infraestructura, la expansión del crudo enfrenta límites operativos por saturación de plantas y gasoductos. La iniciativa de TGS funciona como un mecanismo de alivio que permite sostener la curva de producción y habilitar mayores volúmenes de exportación.

El proyecto también se integra a la secuencia de inversiones de midstream que ordenan la expansión de Vaca Muerta. La experiencia reciente de financiamiento en Vaca Muerta Oil Sur y la participación de productores de primera línea en los acuerdos comerciales muestran que los desarrollos con estructuras contractuales sólidas pueden avanzar aun en un contexto de riesgo país elevado.

La combinación de contratos firmes, ingeniería definida y demanda internacional para los líquidos convierte al proyecto en una iniciativa financiable dentro del escenario actual.

La ejecución de la obra implica un volumen significativo de actividad en Neuquén y Buenos Aires, con impacto en empleo directo e indirecto durante la etapa de construcción.

La infraestructura proyectada permitirá aumentar la capacidad de procesamiento, mejorar la calidad del gas transportado por los sistemas troncales y consolidar un flujo exportador de líquidos que complementa la estrategia de expansión del petróleo y del gas.

El avance de TGS confirma que la resolución de los cuellos de botella del gas asociado es una condición necesaria para sostener el crecimiento de Vaca Muerta.

La articulación entre productores y midstream, sumada a la capacidad de estructurar contratos de largo plazo, permite que proyectos de esta escala ingresen en fase de ejecución y contribuyan a estabilizar la matriz de transporte y procesamiento del sistema gasífero.

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El avance del shale oil neuquino sobre la producción nacional está modificando la estructura de abastecimiento del sistema de refinación y, en consecuencia, la demanda de insumos petroquímicos y servicios industriales asociados.

La mayor participación del crudo Medanito, de menor densidad y diferente composición respecto de los crudos convencionales históricos, obliga a las refinerías a recalibrar procesos, modernizar instalaciones y adecuar unidades de conversión para maximizar rendimientos y sostener márgenes operativos.

El cambio en la composición del crudo disponible impacta directamente en la petroquímica, que depende de corrientes intermedias y subproductos de la refinación para su producción.

La transición hacia un crudo más liviano modifica los balances de naftas, gasoil, gasolinas naturales y corrientes de destilación que alimentan a las plantas petroquímicas, lo que exige inversiones en flexibilidad operativa y en sistemas de separación y tratamiento.

Las refinerías argentinas iniciaron en los últimos años un proceso de modernización que incluye nuevas unidades de proceso, mejoras en almacenamiento, digitalización de operaciones y optimización energética. La refinería de Campana, operada por Axion Energy, es uno de los casos más representativos.

La planta, históricamente abastecida por crudos pesados de la Cuenca del Golfo San Jorge, debió adaptar su estrategia de procesamiento ante el declino natural de esos yacimientos y el crecimiento sostenido del shale oil neuquino.

La integración entre producción y refinación permitió avanzar en una transición gradual hacia una mayor participación del crudo Medanito en la dieta de procesamiento.

Este cambio requiere ajustes en torres de destilación, balances de hidrógeno, sistemas de craqueo y unidades de hidrotratamiento, además de inversiones en control avanzado de procesos y reutilización de calor residual para mejorar la eficiencia energética.

El sector destaca que la industria logró reducir de manera significativa las paradas no programadas y alcanzar niveles récord de confiabilidad operativa. Sin embargo, la nueva etapa exige optimizar la eficiencia molecular de cada barril procesado, orientando cada corriente hacia el producto de mayor valor económico.

Este enfoque impacta de manera directa en la petroquímica, que depende de corrientes específicas para sostener su producción y ampliar su capacidad.

La adaptación tecnológica y las inversiones en flexibilidad operativa generan una demanda creciente de bienes y servicios industriales. La transición hacia crudos livianos requiere equipamiento especializado, ingeniería de procesos, instrumentación, válvulas, bombas, sistemas de control, servicios de mantenimiento, logística industrial y adecuaciones en infraestructura energética.

La cadena de proveedores vinculada a la petroquímica se convierte así en un componente central para sostener la modernización del sistema.

El crecimiento de Vaca Muerta no solo transforma la producción de petróleo y gas, sino que reconfigura toda la cadena industrial asociada al downstream.

La petroquímica aparece como un eslabón crítico para capturar valor agregado y acompañar la expansión energética. La disponibilidad de corrientes livianas y la necesidad de maximizar rendimientos impulsan inversiones que fortalecen la integración entre refinación, petroquímica y proveedores industriales.

La consolidación de esta nueva etapa depende de la capacidad del sistema para sostener inversiones de largo plazo, desarrollar recursos humanos especializados y asegurar la disponibilidad de infraestructura adecuada.

La modernización de las refinerías y la adaptación de la petroquímica al crudo de Vaca Muerta configuran un escenario en el que la cadena de proveedores industriales adquiere un rol determinante para el desarrollo energético del país.

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La constitución de Unconventional Resources S.A., publicada en el Boletín Oficial del 10 de junio, incorpora un nuevo vehículo societario al mapa de Vaca Muerta. La compañía fue creada con un capital inicial de $30 millones y un objeto social que habilita operaciones en toda la cadena de valor de los hidrocarburos, con foco en recursos no convencionales.

La estructura accionaria reparte el control casi en partes iguales entre Vista Energy y Trafigura Holding SARL, que poseen cada una el 49% del capital, mientras que el 2% restante quedó en manos de los ejecutivos Diego Celaá y Sebastián Maggio.

El estatuto de la nueva sociedad permite intervenir en exploración y explotación de petróleo y gas convencional y no convencional, perforación y fractura hidráulica, procesamiento, refinación, transporte, almacenamiento y exportación de hidrocarburos.

También habilita la participación en proyectos de generación eléctrica, iniciativas petroquímicas, desarrollos vinculados al gas natural licuado y obras de infraestructura energética, incluyendo oleoductos, gasoductos, poliductos y terminales de exportación.

La presidencia de Unconventional Resources quedó a cargo de Pablo Daniel De Michelis, en representación de Vista, mientras que la vicepresidencia será ejercida por Carlos Firpo, designado por Trafigura.

La configuración de autoridades refleja el esquema de control compartido entre ambas compañías y la intención de articular capacidades operativas y comerciales en un mismo vehículo corporativo.

Vista Energy aporta su experiencia en el desarrollo de yacimientos no convencionales de la Cuenca Neuquina. La empresa concentra sus principales activos en áreas como Bajada del Palo Oeste, Bajada del Palo Este y Aguada Federal, donde se ubican algunos de los bloques de shale oil más productivos del país.

Su estrategia se ha orientado a incrementar la producción y consolidar un perfil exportador, con presencia en los mercados internacionales a través de su cotización en las bolsas de Nueva York y México.

Trafigura, por su parte, opera como uno de los mayores traders globales de materias primas, con actividades que abarcan petróleo, derivados, gas natural, metales y minerales. Su negocio incluye logística, almacenamiento, transporte marítimo, infraestructura portuaria y financiamiento de operaciones.

En Argentina, su principal plataforma es Puma Energy, que gestiona una red de estaciones de servicio, terminales y plantas logísticas, además de participar en la exportación de crudo y en el comercio internacional de energía.

La creación de Unconventional Resources permite combinar la capacidad operativa de Vista en el upstream de Vaca Muerta con la potencia financiera y logística de Trafigura en los mercados globales.

El alcance del objeto social indica que la sociedad no fue diseñada únicamente para operar áreas petroleras, sino para intervenir en proyectos de infraestructura, exportación y desarrollo energético de mayor escala, tanto en Argentina como en el exterior.

El vehículo societario está habilitado para participar en joint ventures, contratos de operación conjunta, acuerdos de farm-in y farm-out, adquisiciones de activos y asociaciones estratégicas.

Esta flexibilidad le permite adaptarse a distintas oportunidades de negocio en un contexto en el que Vaca Muerta atraviesa un ciclo de expansión de producción, exportaciones y obras de transporte como Duplicar, el Oleoducto Trasandino y VMOS, además de proyectos de GNL en evaluación.

La constitución de la nueva compañía se produce en un momento en que el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) abre una ventana específica para proyectos de gran escala vinculados con energía, infraestructura y exportaciones.

La amplitud del estatuto sugiere que los socios buscaron construir una plataforma capaz de adquirir activos, participar en licitaciones, desarrollar terminales y oleoductos, o integrarse a futuros proyectos de gas natural licuado.

La estructura accionaria, con participaciones equivalentes y control compartido, refuerza la lectura de una alianza de largo plazo orientada a capturar la próxima etapa de crecimiento de Vaca Muerta.

Aunque todavía no se anunciaron activos concretos bajo la órbita de Unconventional Resources, en el mercado energético la creación de la sociedad es interpretada como un movimiento relevante en la competencia por el negocio no convencional y por la infraestructura que acompañará el aumento de la producción y las exportaciones en la cuenca.

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El Atlántico Sur presenta dos regímenes jurídicos diferenciados que suelen ser tratados de manera imprecisa en el debate público. La Cuenca Malvinas Norte se encuentra bajo control británico de facto y es reclamada por Argentina, mientras que la Cuenca Malvinas Oeste y la Cuenca Marina Austral operan dentro de la jurisdicción argentina reconocida por las Naciones Unidas.

La distinción entre ambas áreas es determinante para evaluar la legalidad de las actividades hidrocarburíferas y el alcance de las sanciones vigentes.

El marco internacional aplicable está definido por la Resolución 2065 (XX) y la Resolución 31/49 de la Asamblea General de la ONU, que reconocen la existencia de una disputa de soberanía y exhortan a las partes a no introducir modificaciones unilaterales mientras esta persista.

En este contexto, Argentina considera ilegítima toda actividad de exploración y explotación realizada en la Cuenca Malvinas Norte sin autorización de Buenos Aires.

A este esquema se suma la decisión de la Comisión de Límites de la Plataforma Continental (CLPC), que en 2016 aprobó la presentación argentina para extender la plataforma continental hasta las 350 millas. La resolución reconoce la continuidad geológica de la plataforma argentina, incluyendo áreas marítimas que rodean las islas.

Sin embargo, la CLPC no tiene competencia para pronunciarse sobre disputas de soberanía, por lo que toda zona vinculada a Malvinas quedó expresamente sujeta al principio de “sin perjuicio” de la controversia. El reconocimiento técnico de la plataforma no modifica el estatus político de la disputa ni implica validación o invalidación de licencias otorgadas por el Reino Unido.

En el plano interno, la Ley 26.659 establece un régimen específico para las empresas que operen en áreas en disputa bajo licencias emitidas por el gobierno isleño.

La norma prevé inhabilitaciones administrativas de entre 5 y 20 años, multas equivalentes al valor de la producción obtenida y la imposibilidad de participar en licitaciones o proyectos dentro del territorio continental argentino. La Secretaría de Energía mantiene un registro público de entidades alcanzadas por este régimen.

Las compañías sancionadas incluyen a Rockhopper Exploration, Borders & Southern, Argos Resources, Desire Petroleum, Falkland Oil and Gas, Premier Oil —hoy Harbour Energy—, dos razones sociales de Noble Energy, Edison International y Navitas Petroleum.

La incorporación de Navitas responde a su rol como operador mayoritario del proyecto Sea Lion, ubicado en la Cuenca Malvinas Norte.

Sea Lion constituye el principal desarrollo hidrocarburífero en el área en disputa. Se trata de un descubrimiento de petróleo en aguas profundas, con recursos contingentes significativos y un plan de desarrollo basado en una unidad FPSO. La iniciativa no cuenta con reconocimiento argentino y se encuentra alcanzada por las sanciones previstas en la Ley 26.659.

La actividad se desarrolla bajo licencias otorgadas por el gobierno isleño y carece de validez jurídica para Argentina.

En contraste, los proyectos ubicados en la Cuenca Marina Austral y en la Cuenca Malvinas Oeste operan dentro de la jurisdicción argentina. El caso más relevante es el proyecto Fénix, desarrollado por TotalEnergies, Wintershall Dea y Pan American Sur, que aporta volúmenes de gas firmes al sistema energético nacional.

Estas operaciones se encuentran plenamente habilitadas, dado que se desarrollan en áreas reconocidas internacionalmente como parte de la plataforma continental argentina.

La diferenciación entre ambas zonas también se extiende a los bloques offshore adjudicados en la Cuenca Argentina Norte. El bloque MLO-123, operado por TotalEnergies, YPF y Equinor, continúa en fase de estudios sísmicos dentro del marco regulatorio argentino.

Los bloques vecinos fueron abandonados por otras compañías tras resultados geológicos insuficientes, sin implicancias legales.

En relación con Harbour Energy, la empresa se retiró del proyecto Sea Lion en 2021 y no participa actualmente en actividades en áreas en disputa.

Su presencia en proyectos de gas en Tierra del Fuego se desarrolla dentro de la legalidad vigente, dado que la sanción prevista por la Ley 26.659 se aplica a actividades en zonas bajo reclamo y no impide operar en áreas bajo jurisdicción argentina cuando la compañía no mantiene participación en proyectos ilegítimos.

La aplicación del régimen sancionatorio es competencia exclusiva del Estado nacional. Las provincias no tienen facultades para habilitar ni deshabilitar empresas alcanzadas por la Ley 26.659, ni para modificar el estatus jurídico de las actividades en disputa. La coordinación Nación–Provincia es necesaria para asegurar coherencia en la política hidrocarburífera, pero no altera el alcance de la normativa nacional.

El marco legal vigente establece con claridad qué operaciones son legítimas y cuáles no. Las actividades en la Cuenca Malvinas Norte carecen de reconocimiento argentino y están sujetas a sanciones.

Las operaciones en la Cuenca Marina Austral, la Cuenca Malvinas Oeste y la Cuenca Argentina Norte se desarrollan dentro de la jurisdicción argentina y forman parte del régimen regulatorio ordinario. La distinción entre ambas áreas es esencial para evitar interpretaciones erróneas y para sostener una política de Estado consistente en materia de soberanía y recursos naturales.

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Autoridades de Argentina y Chile mantuvieron en Añelo una agenda bilateral centrada en el suministro de gas natural desde Vaca Muerta, la consolidación de corredores logísticos transcordilleranos y el posicionamiento de la Región del Biobío como nodo estratégico para la integración energética.

La reunión forma parte de un esquema de cooperación que ambos países buscan profundizar en función del crecimiento de la producción neuquina y de la necesidad chilena de asegurar abastecimiento firme para su sistema eléctrico e industrial.

La delegación chilena estuvo encabezada por el gobernador del Biobío, Sergio Giacaman, acompañado por funcionarios nacionales, entre ellos la ministra de Energía, Ximena Rincón, y el canciller José Francisco Pérez Mackenna. Por parte de Argentina participaron autoridades de la Provincia del Neuquén y representantes del sector energético.

La actividad se desarrolló en Añelo y continuará en la ciudad de Neuquén, luego de que las condiciones climáticas impidieran realizar la cumbre en el Paso Pichachén, previsto inicialmente como sede del encuentro.

La agenda bilateral incluyó el análisis del suministro de gas desde Vaca Muerta hacia Chile, en un contexto en el que el país trasandino busca diversificar fuentes y reducir su dependencia del gas natural licuado importado.

La región del Biobío cuenta con infraestructura existente para recibir gas argentino a través del Gasoducto del Pacífico y mantiene conexión con Argentina mediante el Oleoducto Trasandino, lo que facilita la integración energética entre ambas jurisdicciones.

Las autoridades chilenas destacaron el interés en avanzar hacia esquemas de abastecimiento que permitan complementar la matriz eléctrica del país, caracterizada por una alta participación de energías renovables que requieren respaldo térmico.

La disponibilidad de gas neuquino en períodos de mayor oferta constituye un elemento relevante para la planificación energética chilena y para la estabilidad de su sistema.

El encuentro también abordó la situación del Paso Internacional Pichachén, considerado por ambos gobiernos como un corredor prioritario para el desarrollo logístico entre Neuquén y el Biobío. La agenda incluyó la evaluación de obras viales, equipamiento para operación invernal, mejoras en infraestructura aduanera y la posibilidad de avanzar hacia un esquema de funcionamiento anual.

La consolidación del paso permitiría fortalecer el intercambio comercial y facilitar el tránsito de cargas vinculadas a la industria energética.

La presencia de funcionarios nacionales chilenos en la reunión refleja el interés del país en elevar la integración energética a un nivel estratégico. La ministra Rincón y el canciller Pérez Mackenna coincidieron en que el desarrollo de Vaca Muerta abre oportunidades para ampliar la cooperación bilateral y para profundizar la articulación entre ambas economías.

La visita a Añelo permitió a la delegación conocer de primera mano la infraestructura y los proyectos asociados al crecimiento de la cuenca.

La Provincia del Neuquén destacó que la integración energética con Chile se enmarca en una estrategia más amplia que incluye la ampliación de la capacidad de transporte de gas, la diversificación de mercados y la consolidación de corredores logísticos que conecten la producción neuquina con puertos del Pacífico.

La articulación con el Biobío se presenta como un componente central de esa estrategia, dada la infraestructura portuaria y la capacidad industrial de la región chilena.

La reunión en Añelo se inscribe en un proceso de cooperación que combina intereses energéticos, logísticos y comerciales. El crecimiento de la producción de gas en Vaca Muerta y la necesidad chilena de contar con abastecimiento firme generan un marco favorable para avanzar en acuerdos de mediano plazo.

La consolidación del Paso Pichachén y la integración del Biobío como nodo logístico aparecen como elementos clave para sostener ese proceso.

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