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San Juan volvió a marcar el rumbo. La provincia tomó una decisión estratégica que trasciende su frontera y se proyecta al país y al mundo: consolidar un modelo minero moderno, competitivo y ambientalmente controlado. No es un giro improvisado.

Es una política de Estado que combina estabilidad, licencia social y proyectos de escala global en un momento en que los minerales críticos definen la economía del siglo XXI.

San Juan entendió antes que otras provincias que la minería no es una actividad más. Es empleo, infraestructura, exportaciones y desarrollo en zonas donde otras industrias no llegan.

• Decisión política sostenida

• Reglas claras

• Debate social sin extremos

• Controles ambientales crecientes

Ese equilibrio permitió que la provincia se convierta en un caso testigo de minería moderna en Argentina.

La provincia tuvo un rol destacado en la PDAC, la feria minera de Canadá, donde se presentan los proyectos más relevantes del planeta.

• Vicuña

• Los Azules

Ambos posicionan a la provincia como uno de los polos mineros más importantes del país, especialmente en cobre, un mineral clave para la transición energética global.

Ese enfoque implica:

• Monitoreo ambiental independiente

• Acceso público a la información

• Tecnología de punta para control hídrico

• Sanciones reales cuando algo se hace mal

San Juan busca demostrar que minería y protección del agua pueden convivir bajo estándares modernos.

• Cobre para electrificación

• Litio para baterías

• Oro como reserva de valor

La transición energética aceleró la competencia global por estos recursos. San Juan decidió no mirar desde afuera: quiere ser protagonista.

• Proveedores locales fuertes

• Capacitación técnica

• Infraestructura compartida

• Regalías que se traduzcan en obras, educación y salud

• Agregado de valor cuando sea posible

La provincia busca que el desarrollo minero tenga un impacto real en la vida cotidiana.

• Estabilidad

• Consenso social

• Proyectos de clase mundial

• Gobernanza ambiental moderna

En un contexto global donde los minerales críticos definen cadenas de valor, la provincia se posiciona como un actor central.

La oportunidad está abierta. Y San Juan decidió aprovecharla con una estrategia que combina visión, ciencia y desarrollo.

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Miguel Galuccio, presidente y fundador de Vista Energy, dejó una señal clara al mercado: “La realidad macroeconómica es mucho mejor que la que teníamos hace tiempo atrás”. La frase sintetiza el clima que hoy atraviesa el sector energético.

Más estabilidad, reglas más claras y un horizonte exportador que se consolida. Para una compañía que invirtió USD 6.000 millones en ocho años, el contexto importa. Y mucho.

Galuccio lo plantea sin rodeos. Argentina pasó de un déficit energético de USD 7.000 millones en 2012 a un superávit de USD 7.000 millones en 2025. La diferencia la hizo Vaca Muerta.

Hoy la formación neuquina explica más del 70% de la producción nacional y genera un excedente exportable que supera los 300.000 barriles diarios.

Para Vista, ese escenario es el terreno ideal. La compañía se consolidó como la petrolera privada de mayor crecimiento, con un modelo que combina eficiencia operativa, disciplina de capital y talento local.

Vista cotiza en la Bolsa de Nueva York y opera con estándares internacionales. Galuccio destaca que el diferencial no está solo en la geología, sino en la cultura de trabajo:

• Equipos jóvenes.

• Procesos ágiles.

• Foco en productividad.

• Compromiso con la eficiencia.

Ese enfoque permitió perforar más rápido, producir más y reducir costos. En un sector donde cada dólar cuenta, la gestión importa tanto como el recurso.

• Liberalización de exportaciones, clave para atraer capital.

• Disciplina macroeconómica, que reduce volatilidad.

• Incentivos a la inversión, como el RIGI para perforación y producción.

Para Galuccio, estas medidas alinean a Argentina con los estándares que exigen los fondos internacionales. Y eso abre la puerta a una nueva ola de inversiones.

La entrevista deja un mensaje de fondo. La energía volvió a ser un pilar de estabilidad macroeconómica.

Vaca Muerta está “desrisqueada”: madura, competitiva y con escala.

Vista Energy se posiciona como un jugador central en esa transformación.

Y el país tiene, por primera vez en décadas, un sector capaz de generar divisas de forma sostenida.

El desafío ahora es sostener el rumbo. Si la macro acompaña y la regulación se mantiene estable, la energía puede convertirse en el principal motor de crecimiento de la economía argentina.

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Mendoza volvió a escena con un mensaje claro: la minería ya no es un debate abstracto, sino una política económica en construcción. En el Foro de Inversiones & Negocios, la provincia presentó su cartera minera, los avances del sector y una hoja de ruta que busca atraer capital, fortalecer instituciones y consolidar un modelo de desarrollo sostenible.

La presentación se realizó en la Mesa de Minería, una de las más concurridas del Foro.

Participaron funcionarios, empresarios, inversores, académicos y organizaciones civiles.

El dato no es menor: el ecosistema minero mendocino empieza a mostrar densidad institucional, algo clave para cualquier proceso de inversión de largo plazo.

El subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini, destacó que el interés por la minería creció de forma sostenida en los últimos dos años.

• Proyectos con avances concretos

• Más de ocho expositores especializados

• Participación activa de ONG vinculadas a la política energética futura

El mensaje fue directo: Mendoza quiere previsibilidad, diálogo y reglas claras.

El director de Minería, Jerónimo Shantal, presentó los hitos alcanzados en 2025 y los objetivos para 2026.

• Mayor institucionalidad

• Procesos más transparentes

• Un marco regulatorio moderno

• Crecimiento sostenido del sector

La provincia busca que la minería deje de ser una discusión pendular y se convierta en una política de Estado.

El Foro reunió a inversores nacionales e internacionales, referentes del sector energético, minero, logístico y tecnológico.

La minería aparece como uno de los vectores más dinámicos dentro de esa agenda.

Lectura estratégica: Mendoza quiere volver al mapa minero

• Institucionalidad

• Participación social

• Visión de largo plazo

• Articulación público–privada

El Foro mostró que Mendoza dejó atrás la etapa de parálisis y entra en una fase de maduración, donde el interés inversor vuelve a crecer.

El desafío ahora es convertir ese interés en proyectos concretos, con impacto en empleo, infraestructura y exportaciones.

La minería vuelve a ser una oportunidad. Y Mendoza decidió tomarla con una estrategia que combina técnica, política y desarrollo.

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Argentina volverá a ser protagonista en la agenda energética internacional. Del 24 al 26 de marzo de 2026, Buenos Aires será sede del 39° Congreso Iberoamericano de GLP, el encuentro más importante del sector en América Latina. El evento reunirá a más de 2.000 participantes de más de 20 países, entre empresarios, reguladores, técnicos y especialistas.

La elección del país como anfitrión después de casi una década es una señal de confianza institucional y un reconocimiento al peso estratégico del GLP en la matriz energética regional.

El Congreso se realizará en el Hotel Hilton de Puerto Madero, donde se debatirán tendencias, regulación, innovación y transición energética.

• Autoridades energéticas de la región

• Cámaras empresarias

• Fabricantes de equipos

• Proveedores tecnológicos

• Operadores y distribuidores de GLP

Es el espacio donde se define la agenda técnica y comercial del sector para los próximos años.

• Seguridad y operación del GLP

• Marcos regulatorios en evolución

• Dinámica comercial y precios

• Innovación tecnológica

• El rol del GLP en la transición energética

El Congreso permitirá al país mostrar avances, discutir desafíos y fortalecer vínculos con los principales actores del mercado iberoamericano.

En paralelo al Congreso se realizará la Feria del GLP, con más de 70 expositores.

• Fabricantes de equipos

• Proveedores de tecnología

• Empresas de servicios

• Startups del sector energético

Es un espacio clave para cerrar acuerdos, explorar inversiones y conocer las últimas innovaciones del mercado.

El regreso del Congreso al país coincide con un momento de reconfiguración energética global.

• Bajo impacto ambiental

• Versatilidad en hogares e industrias

• Rol como energía de transición

Además, se destaca un acuerdo regional histórico firmado por CEGLA con cámaras de toda Iberoamérica para compartir información técnica, estadística y regulatoria.

Ese entendimiento fortalece la integración energética latinoamericana.

Ser sede del Congreso Iberoamericano de GLP no es solo un evento.

• Reposicionar al país en la agenda energética regional

• Atraer inversiones

• Mostrar capacidades técnicas e industriales

• Impulsar acuerdos comerciales

• Integrarse a una red de cooperación internacional

El GLP es parte del presente y del futuro energético.

Y Argentina decidió ocupar un lugar central en esa conversación.

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La nueva reforma laboral incorporó un cambio clave para toda la cadena energética: la venta de combustibles fue declarada servicio esencial. La medida abarca producción, transporte, distribución y comercialización.

Desde ahora, estaciones de servicio, refinerías y operadores logísticos deberán garantizar al menos el 75% del servicio durante paros o medidas de fuerza. Es un piso más alto que el de otras actividades críticas, que operan con un 50% mínimo.

La decisión reconoce algo que el mercado viene señalando hace años: sin combustibles no hay economía posible. El abastecimiento sostiene transporte, agro, industria, logística y servicios esenciales. Por eso, la reforma apunta a blindar la continuidad operativa en un sector donde cualquier interrupción genera efectos inmediatos.

Además, las asambleas internas ya no podrán frenar la actividad. Deberán contar con autorización previa del empleador y no podrán afectar el servicio. La norma también endurece sanciones ante bloqueos o tomas.

• Obligación de sostener el 75% del servicio en paros.

• Mayor previsibilidad para la planificación operativa.

• Reducción del riesgo de desabastecimiento en picos de demanda.

• Menor exposición a conflictos gremiales que afecten la caja diaria.

Para el sector, la medida aporta estabilidad y continuidad, dos variables críticas en un negocio de márgenes ajustados y alta dependencia logística.

El transporte de combustibles es parte del servicio esencial. Esto incluye:

• Camiones cisterna.

• Operadores mayoristas.

• Distribución a estaciones y grandes clientes.

La continuidad logística es clave para evitar cuellos de botella. La reforma reduce la vulnerabilidad del sistema ante paros prolongados o bloqueos en plantas y terminales.

La energía es infraestructura. Y la infraestructura necesita continuidad. La reforma laboral avanza en esa dirección.

Para las empresas, la medida ordena el marco operativo y reduce incertidumbre.

Para el Gobierno, es un paso hacia un esquema donde la energía sostiene la actividad económica sin interrupciones.

Para la cadena de valor, abre una etapa donde la planificación de inversiones y la eficiencia operativa ganan terreno.

En un país donde cada punto de abastecimiento importa, declarar esencial la venta de combustibles es una señal clara: la energía no puede detenerse.

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La escalada del conflicto en Medio Oriente volvió a sacudir al mercado global. El petróleo subió 12% en un solo día y acumula un alza del 36% en marzo, con el barril cerca de los USD 90. Para Argentina, este salto abre una oportunidad exportadora. Pero también presiona sobre combustibles, logística e inflación.

En ese contexto, Santa Fe quedó en el centro de dos fuerzas que avanzan al mismo tiempo: el boom energético de Vaca Muerta y la amenaza europea sobre el biodiésel de soja, uno de sus motores industriales.

Más de 20 empresas santafesinas viajaron a Neuquén junto al gobernador Maximiliano Pullaro. El objetivo fue claro: posicionar a la provincia como proveedor estratégico de bienes y servicios para la industria del petróleo y el gas.

Durante la visita, Pullaro firmó un acuerdo con el gobernador neuquino Rolando Figueroa para fortalecer la integración productiva entre ambas provincias. La señal es contundente: Santa Fe quiere entrar en la liga mayor del oil & gas.

Neuquén vive un crecimiento sin precedentes. Llegan 100 familias por semana atraídas por la actividad petrolera. Es la única provincia que generó empleo neto en los últimos años.

La expansión de Vaca Muerta demanda más proveedores, más logística y más tecnología. Y ahí aparece Santa Fe, con su entramado metalmecánico, su industria de maquinaria y su capacidad exportadora. La provincia quiere capturar parte de esa cadena de valor que hoy mueve inversiones, empleo y dólares.

Mientras Vaca Muerta abre puertas, el biodiésel enfrenta un frente externo complejo. Europa evalúa medidas que podrían afectar exportaciones clave de Santa Fe.

La industria local busca alternativas. Y la diversificación hacia petróleo y gas aparece como una estrategia para equilibrar riesgos y ampliar mercados.

• La energía como motor de integración territorial.

• La industria como puente entre regiones.

• La logística como ventaja competitiva.

La guerra empuja los precios. Vaca Muerta acelera. Y Santa Fe se posiciona para no quedar afuera de la transformación energética más grande de la Argentina en décadas.

La oportunidad está. La clave será convertir acuerdos en contratos, y contratos en empleo, inversión y exportaciones.

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La llegada del Grupo Gilinski, el conglomerado económico más poderoso de Colombia, como nuevo accionista mayoritario de GeoPark, marca un punto de inflexión para Vaca Muerta. La inversión —US$ 107 millones por una participación del 20%— no solo refuerza el capital de la operadora: inyecta músculo financiero, acelera planes de perforación y abre un ciclo de mayor demanda para toda la cadena de valor.

El grupo colombiano tomó además dos asientos en el directorio, lo que confirma una apuesta estratégica y de largo plazo, con influencia directa en decisiones operativas y de expansión.

GeoPark ya venía ampliando su presencia en la ventana de petróleo negro con activos que incluyen Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, donde opera con producción estable y un plan de crecimiento agresivo. Con el ingreso de Gilinski, la compañía acelera su objetivo de perforar 50 a 55 pozos adicionales, incrementar completaciones y escalar producción en los próximos años.

Para la cadena de valor, esto significa más actividad, más contratos y más previsibilidad.

• Mayor demanda de servicios de perforación y completación — más equipos, más etapas de fractura, más logística de campo.

• Incremento en el consumo de insumos críticos — arenas, químicos, tubulares, bombas, válvulas, sistemas de control.

• Más trabajo para pymes regionales — transporte, mantenimiento, obras civiles, catering, seguridad, alojamiento.

• Contratos más estables — el capital de largo plazo reduce la volatilidad típica de operadoras medianas.

• Nuevas oportunidades para empresas de ingeniería y midstream — ampliación de facilidades, tanques, ductos y plantas de tratamiento.

El desembarco de un grupo con capacidad financiera global eleva el piso de actividad y mejora la continuidad operativa para toda la red de proveedores.

• Refuerza la ventana de petróleo negro, una de las de mayor crecimiento en la cuenca.

• Aumenta la competencia entre operadoras, lo que impulsa eficiencia y nuevas inversiones.

• Aporta capital fresco en un momento clave, con exportaciones en alza y mayor demanda de infraestructura.

• Abre la puerta a futuras adquisiciones, ya que el grupo tiene historial de expansión agresiva en sectores estratégicos.

La señal es clara: Vaca Muerta vuelve a atraer capital internacional de peso, con visión de largo plazo y capacidad para financiar ciclos completos de desarrollo.

El ingreso del Grupo Gilinski no es solo una noticia corporativa: es un anticipo de más trabajo, más inversión y más estabilidad. La combinación de capital internacional, activos en crecimiento y un plan de perforación ampliado coloca a GeoPark en una nueva etapa, con impacto directo en cada eslabón del ecosistema productivo.

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Un estudio técnico reservado del Gobierno de Mendoza, elaborado con información de YPF y del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), identificó 845 km² con condiciones geológicas comparables a sectores productivos de Vaca Muerta en Neuquén.

La zona abarca Payún Oeste, Cañadón Amarillo, CNVIIA y Paso de las Bardas Norte, donde ya se perforaron pozos exploratorios con resultados calificados como “auspiciosos”.

• TOC superior al 2%, indicador de alto contenido orgánico.

• Más de 150 metros de espesor en la sección rica.

• Ventana de generación de black oil (0,8–1% Ro).

• Presiones de poro elevadas, aptas para fractura hidráulica.

• Mineralogía favorable, con buena respuesta mecánica.

Estos datos reducen el riesgo geológico y justifican nuevas perforaciones en una zona históricamente considerada marginal.

• Un pozo vertical y dos horizontales.

• 12 etapas de fractura hidráulica.

• Inversión inicial superior a US$ 17 millones.

• Plan de segunda fase por US$ 30 millones adicionales.

Los resultados preliminares impulsaron pedidos de extensión de permisos y nuevas campañas de perforación.

• Expande la frontera no convencional hacia el norte, incorporando a Mendoza al mapa de Vaca Muerta.

• Activa el ecosistema productivo del sur provincial, con impacto en servicios, logística y empleo.

• Atrae interés de operadores privados, especialmente en Payún Oeste y Cañadón Amarillo.

• Fortalece la política energética provincial, que ya impulsa licitaciones continuas y el Polo Logístico Pata Mora.

Si los próximos pozos confirman productividad comercial, Mendoza podría sumar una nueva ventana de desarrollo no convencional, con impacto directo en inversiones, infraestructura y recaudación. La provincia pasaría de ser un actor periférico a integrar la segunda línea de expansión de Vaca Muerta, en un momento donde la demanda internacional y la capacidad exportadora del país están en crecimiento.

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El Grupo Techint difundió un mensaje público desde Vaca Muerta en el que reafirmó su compromiso con el país en un momento de fuerte tensión con el Gobierno nacional. Paolo Rocca recorrió el área Los Toldos II Este, donde se desarrollan obras para Tecpetrol, y destacó que el conglomerado sostiene una inversión superior a US$ 2.500 millones, más de 4.000 empleos directos y la participación de 700 empresas nacionales en su cadena de valor.

El mensaje llega tras semanas de cruces con el Presidente, luego de que la subsidiaria Tenaris perdiera una licitación internacional para la provisión de tubos destinados a un proyecto de GNL. La adjudicación recayó en una empresa india con una oferta cerca de 40% más baja, lo que desató un debate sobre competitividad, apertura comercial y presunto dumping.

La presencia de Rocca en Neuquén y la comunicación institucional apuntan a dos objetivos simultáneos:

• Reafirmar la continuidad de inversiones en el principal polo energético del país.

• Responder sin confrontación directa a las críticas del Gobierno, poniendo el foco en empleo, industria nacional y proyectos de largo plazo.

El mensaje subraya que la legitimidad del grupo se construye con “proyectos, inversión y compromiso con las comunidades”, una frase que funciona como contrapunto a las acusaciones de sobreprecios y proteccionismo.

• Marca posición en el debate sobre apertura comercial y competencia internacional.

• Envía una señal de estabilidad a proveedores y contratistas que dependen de la actividad de Tecpetrol.

• Refuerza la idea de continuidad operativa en un contexto donde la incertidumbre regulatoria y política afecta decisiones de inversión.

• Reafirma el rol de la industria nacional en proyectos energéticos estratégicos.

El conglomerado también advierte que prácticas de dumping pueden afectar empleo e inversiones industriales, instalando un tema que preocupa a toda la cadena metalmecánica.

El conflicto entre el Gobierno y Techint escaló luego de la licitación perdida y se profundizó cuando el Presidente retomó públicamente el tema en la Asamblea Legislativa, con críticas directas a Rocca. El holding respondió defendiendo su estructura de costos y alertando sobre el impacto de importaciones subsidiadas.

La visita a Vaca Muerta y el mensaje institucional funcionan como un reposicionamiento: Techint muestra obra, inversión y empleo en el terreno donde hoy se juega buena parte del futuro energético del país.

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El avance de José Luis Manzano sobre activos estratégicos del sector energético confirma una tendencia que ya domina el mercado: los grandes grupos locales vuelven a posicionarse en infraestructura crítica en un contexto de privatizaciones, valuaciones deprimidas y necesidad de capital fresco. La estrategia de Integra Capital se despliega en tres frentes simultáneos y todos están activos.

El movimiento más inmediato es Transener, la transportista que opera el 86% de la red de alta tensión del país. El Ministerio de Economía publicó oficialmente el Concurso Público Nacional e Internacional para vender el 50% de CITELEC, la controlante de Transener, hoy en manos de ENARSA. El proceso se realiza bajo la Resolución 2090/2025 y ya está disponible en CONTRAT.AR. La apertura de ofertas está prevista para el 23 de marzo.

Edenor —donde Manzano es socio junto a Daniel Vila y Mauricio Filiberti— presentó una oferta y busca quedarse con el control operativo de la red troncal. La confirmación oficial del concurso le da al proceso un marco institucional claro y acelera la competencia entre grupos locales y fondos internacionales.

El segundo frente es Metrogas, la mayor distribuidora de gas del país. Aunque no hay una oferta formal, Integra Capital sigue de cerca el proceso de privatización. El activo es estratégico por su escala, su base de usuarios y su rol en la transición hacia un sistema energético más integrado entre gas y electricidad. El interés de Manzano muestra que el gas vuelve a ser un vector central para inversiones de largo plazo.

El tercer movimiento es el más grande: la compra de los activos de Shell (Raízen Argentina), que incluye entre 700 y 892 estaciones de servicio, la refinería de Dock Sud y una planta de lubricantes. La operación, valuada entre US$ 1.000 y US$ 1.600 millones, se negocia junto al grupo suizo Mercuria, socio habitual de Manzano en operaciones globales. La venta se aceleró por la situación financiera de Raízen, que enfrenta una deuda superior a los US$ 10.000 millones y busca desinvertir en la región.

El patrón es claro. Manzano está capturando activos subvaluados en un momento donde el Estado se retira de sectores clave y las multinacionales reordenan portafolios. Su ventaja es el conocimiento regulatorio, la capacidad de armar alianzas internacionales y la lectura precisa del ciclo político. El mercado energético argentino entra en una fase de recomposición y los jugadores que se mueven rápido pueden asegurar posiciones que definirán la próxima década.

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La Secretaría de Energía amplió nuevamente los plazos para que los productores y distribuidoras adhieran a las adecuaciones del Plan Gas.Ar, una decisión que confirma el rumbo del Gobierno hacia un esquema más ordenado y con mayor protagonismo privado en la cadena de abastecimiento.

La medida quedó formalizada en la Resolución 54/2026, publicada en el Boletín Oficial del 5 de marzo, y extiende los tiempos para aceptar los cambios introducidos por la Resolución 606/2025 y su prórroga previa, la 36/2026.

El objetivo es asegurar que todas las empresas puedan completar la adhesión a través del sistema TAD y mantener la continuidad contractual mientras se reorganiza el mercado. El punto central es la cesión de contratos de abastecimiento desde ENARSA hacia las distribuidoras, un paso clave para reducir la intermediación estatal y avanzar hacia un esquema más competitivo.

La resolución también se alinea con el Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos 2023–2028, que busca dar previsibilidad a la producción y al abastecimiento interno.

El impacto en el sector es directo. Los productores ganan estabilidad en un momento de transición regulatoria. Las distribuidoras recuperan un rol central en la contratación de gas. Y el sistema se prepara para el invierno con un marco más claro, en un año donde la demanda estacional será un desafío por la menor intervención estatal y la necesidad de contratos firmes.

Para las empresas, la señal es positiva: el Gobierno mantiene el Plan Gas.Ar como columna vertebral del abastecimiento, pero avanza hacia un modelo donde el mercado tiene más peso y menos distorsiones.

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El desembarco de HDT NewForce, división del grupo estadounidense HDT Global, marca un punto de inflexión para el mercado argentino de drones. La empresa llega al país mediante una alianza estratégica con Technology Bureau, que se convierte en representante oficial de DJI Enterprise, el líder mundial en drones profesionales con más del 70% del mercado global.

La operación confirma que Argentina dejó de ser un mercado emergente para transformarse en un polo regional con demanda real en minería, energía, agro y seguridad.

La expansión del sector se aceleró tras la Resolución 550/2025 de ANAC, que eliminó la exigencia de licencia de piloto para drones de menos de 25 kilos y redujo los tiempos de matriculación de meses a días. El impacto fue inmediato: las inscripciones crecieron 700% en 2025, y el parque operativo podría superar las 3.500 unidades este año.

La desregulación, sumada a la adopción tecnológica en el agro y a la demanda industrial, creó un ecosistema atractivo para fabricantes globales.

El agro sigue siendo el motor del crecimiento. La tendencia se mueve hacia equipos de gran porte como el DJI Agras T100 y el King‑150, capaces de transportar entre 100 y 150 litros para pulverización y siembra sólida. Estas tecnologías mejoran la eficiencia, reducen costos y aceleran la transición hacia operaciones autónomas.

Los reportes de la Cámara Argentina de Drones y de la Bolsa de Cereales confirman que Argentina ya es el segundo mercado más grande de la región, detrás de Brasil.

La minería también impulsa la demanda. Los drones se usan para mapeo 3D, topografía, exploración y seguridad perimetral. Proyectos de cobre y litio ya operan con flotas dedicadas. En energía, las empresas de oil & gas y electricidad incorporan drones para inspección de ductos, pozos, parques solares y líneas de alta tensión. Los reportes de IAPG y CAMMESA muestran un crecimiento sostenido en operaciones aéreas técnicas.

La seguridad urbana suma otro vector. Provincias y municipios adoptan drones con cámaras térmicas y sistemas de seguimiento automático. En logística, la región avanza hacia soluciones de carga con la línea DJI FlyCart, que ya opera en Brasil con capacidades de 40 y 85 kilos. Argentina evalúa pilotos para zonas rurales y corredores de última milla.

El desembarco de HDT NewForce llega en un momento estratégico. La combinación de tecnología global, regulación moderna y demanda creciente crea un entorno donde Argentina puede ganar protagonismo regional. La presencia del mayor fabricante del mundo abre una etapa de inversiones, profesionalización y nuevas oportunidades para toda la cadena productiva.

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Río Negro lanzó el Programa Provincial de Incentivos a la Producción Convencional, una herramienta diseñada para frenar el declino de los yacimientos maduros y atraer nuevas inversiones en petróleo y gas. El beneficio central es directo: las operadoras que incrementen su producción pagarán solo el 6% de regalías sobre ese volumen adicional, la mitad de la alícuota habitual.

El incentivo se mantiene por diez años o hasta el vencimiento de cada concesión, lo que genera previsibilidad en un segmento que enfrenta costos crecientes y menor productividad.

El programa se aplica exclusivamente a la producción incremental, lo que obliga a las empresas a presentar un Plan de Actividades e Inversiones Complementario y a certificar una curva de producción base auditada por un tercero habilitado por la Secretaría de Energía de la Nación.

No reduce impuestos sobre la producción existente: premia la inversión nueva, desde pulling y workover hasta optimización de extracción, compresión e inyección. Es un esquema focalizado, pensado para reactivar pozos que hoy no serían viables bajo el régimen fiscal tradicional.

El dato clave es el contexto. Entre 2015 y 2025, la producción convencional cayó más del 40% en petróleo y más del 50% en gas a nivel nacional, mientras la inversión se concentró en Vaca Muerta. En Río Negro, la explotación convencional sigue representando más del 60% del petróleo y más de la mitad del gas provincial, pero mantiene una tendencia descendente desde 2013.

El nuevo programa apunta a revertir esa curva, sostener empleo y extender la vida útil de áreas maduras que aún son relevantes para la seguridad energética.

El movimiento de Río Negro no es aislado. Varias provincias productoras están desplegando herramientas propias para sostener la producción convencional:

• Chubut trabaja en un esquema de incentivos para pozos marginales, con foco en la Cuenca del Golfo San Jorge.

• Santa Cruz evalúa beneficios fiscales para reactivar áreas maduras y evitar el cierre de pozos de baja productividad.

• Neuquén, aunque concentrada en Vaca Muerta, mantiene programas de estímulo para campos convencionales que aportan estabilidad a la red de producción.

• Mendoza avanza con licitaciones de áreas maduras bajo modelos de inversión incremental y regalías reducidas.

La tendencia es clara: mientras el país avanza hacia un esquema energético más competitivo y con mayor participación privada, las provincias buscan retener producción, evitar el abandono de áreas y capturar inversiones que hoy exigen estabilidad regulatoria. Río Negro se suma a este movimiento con un programa que combina incentivos fiscales, reglas claras y un enfoque pragmático para sostener la actividad.

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La llegada del buque tanque Summit Spirit a Puerto Rosales con una carga récord de crudo confirma el crecimiento operativo de la terminal y su rol como nodo clave para la exportación de petróleo argentino. El Summit Spirit, un Suezmax de 274 metros de eslora y bandera de Bahamas, arribó para cargar crudo con destino a Estados Unidos, en línea con el aumento sostenido de embarques vinculados a la producción de Vaca Muerta.

Su capacidad —cercana a las 160.000 toneladas de peso muerto— lo ubica entre los mayores buques que operan regularmente en la terminal.

Puerto Rosales viene ampliando infraestructura y capacidad operativa, lo que le permite recibir buques Panamax, Aframax y Suezmax con mayor frecuencia. Las mejoras en almacenamiento, bombeo y muelle consolidan su papel como puerta de salida del crudo argentino hacia los mercados globales. La terminal ya muestra una regularidad operativa que hasta hace pocos años era impensada para la región.

• Escala exportadora: confirma que el sistema logístico argentino puede sostener volúmenes crecientes.

• Eficiencia operativa: la infraestructura ampliada reduce tiempos de espera y mejora la rotación de buques.

• Integración con Vaca Muerta: Rosales se consolida como el punto final del midstream neuquino.

• Demanda externa: Estados Unidos se mantiene como principal destino del crudo liviano argentino.

El arribo del Summit Spirit se suma a una secuencia de operaciones que muestran un cambio estructural: Argentina exporta más crudo, con mayor frecuencia y en buques de mayor porte. La combinación de infraestructura ampliada, producción en alza y demanda internacional sostiene un ciclo de crecimiento que reposiciona al país en el mapa energético.

El aumento de embarques de gran porte tiene un efecto directo en la competitividad del crudo Medanito, el liviano neuquino que hoy compite en el mercado internacional con otros crudos premium como el WTI, el Brent liviano y el Bonny Light.

• Reducir costos logísticos por barril, mejorando el netback para productores y traders.

• Aumentar la previsibilidad de carga, un factor clave para contratos spot y de mediano plazo.

• Mejorar la posición del Medanito en refinerías de la Costa del Golfo, donde su calidad liviana y bajo contenido de azufre es altamente demandada.

• Competir con mayor volumen, lo que fortalece la presencia argentina en un mercado donde la escala define precios y destinos.

La capacidad de Rosales para operar buques de gran porte no solo acompaña el crecimiento de Vaca Muerta: lo potencia, al permitir que el Medanito se consolide como un crudo competitivo en el mercado global de livianos.

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La Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de San Juan (UNSJ) obtuvo una patente que introduce un salto tecnológico en la industria del fracking. El desarrollo permite medir de manera automática, precisa y objetiva la redondez y esfericidad de las arenas utilizadas en la fractura hidráulica, un insumo crítico para la extracción de petróleo y gas no convencional.

El método combina visión artificial, matemáticas avanzadas e inteligencia artificial, y fue aprobado por el INPI el 30 de enero de 2026, tras un proceso internacional que confirmó que no existía una solución similar.

El equipo del Instituto de Investigaciones Mineras (IIM) —liderado por el Dr. Ing. Daniel Chuk, junto a Carlos Gustavo Rodríguez y Adriana Luna— desarrolló el método denominado “Método automático para la determinación de la medida de redondez de un objeto en dos dimensiones utilizando visión artificial y la Transformada de Fourier”.

A partir de fotografías microscópicas, el sistema analiza el contorno de cada partícula y determina parámetros geométricos esenciales para su desempeño en la fractura hidráulica.

Este enfoque reemplaza evaluaciones visuales o mediciones manuales, que suelen ser subjetivas y menos precisas.

La arena sostiene las fracturas generadas en la roca y permite que el petróleo y el gas fluyan. Su forma define:

• Resistencia a la presión

• Permeabilidad de la fractura

• Estabilidad mecánica del reservorio

• Eficiencia de extracción

Un método automatizado permite:

• evitar transportar arena que no cumple estándares,

• mejorar la eficiencia operativa,

• reducir costos logísticos,

• estandarizar la calidad entre proveedores.

En un país donde los yacimientos de arena están lejos de Vaca Muerta, anticipar la calidad antes del traslado es un beneficio económico directo.

El método también tiene impacto en minería, donde la forma de las partículas influye en procesos como:

• trituración,

• molienda,

• clasificación granulométrica,

• lixiviación.

Una caracterización más precisa mejora la recuperación metalúrgica y optimiza los circuitos de procesamiento.

La UNSJ suma su décima patente y consolida un polo científico con impacto directo en la industria energética. La innovación aporta una herramienta que puede integrarse a estándares de calidad para proveedores de arena, mejorar la competitividad de la cadena de valor y fortalecer la autonomía tecnológica del país en un insumo crítico para Vaca Muerta.

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Intermodal South America vuelve a reunir a la logística regional en un momento de fuerte transformación del comercio exterior. La edición 2026 se realizará del 14 al 16 de abril en São Paulo Expo, y marcará los 30 años de la feria más influyente del hemisferio sur para logística, intralogística, transporte de cargas, tecnología y comercio exterior.

La escala confirma su liderazgo: más de 500 marcas y una audiencia proyectada de 49.000 profesionales.

Intermodal funciona como un espacio donde se anticipan tendencias, se conectan actores clave y se generan negocios que impactan en toda la cadena de suministro. La feria refleja la digitalización acelerada del sector, el avance de la multimodalidad y el rol creciente de América Latina en los flujos globales.

Los participantes de la 28° Reunión Logística APLA tendrán acceso libre a Intermodal South America. El beneficio amplía el networking y permite sumar contenido estratégico en un ecosistema que reúne a operadores portuarios, navieras, 3PL, tecnológicas, terminales y autoridades públicas.

Los socios de APLA también acceden a 20% de descuento en el Interlog Summit y 50% de descuento en el registro de visitante. Los códigos pueden solicitarse a comunicacion@apla.lat.

El 4th Interlog Summit, que se desarrolla en paralelo, abordará temas que hoy definen la competitividad logística: multimodalidad, infraestructura, cabotaje, digitalización, ESG, automatización y los desafíos de la intralogística frente al crecimiento del e‑commerce. La agenda combina visión estratégica y soluciones prácticas, con foco en eficiencia y nuevas tecnologías.

Intermodal llega a su 30° edición con una región que gana protagonismo en el comercio internacional. La feria muestra más integración entre modos de transporte, inversiones crecientes en infraestructura y una demanda global que mira a América Latina como un socio confiable. Para las empresas, es un espacio donde se construyen relaciones de largo plazo y se abren oportunidades reales de negocio.

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Vista cerró 2025 convertida en la compañía que más rápido crece en Vaca Muerta y en uno de los actores que mejor expresa el nuevo ciclo exportador del shale argentino. Lo que empezó como un proyecto independiente hace apenas unos años hoy se transformó en una operación de escala, con producción récord, inversiones históricas y un salto exportador que la posiciona como un jugador central en la generación de divisas.

La empresa terminó el año con 135.414 barriles equivalentes diarios en el cuarto trimestre, un aumento del 59% interanual, impulsado por la puesta en marcha de 74 pozos nuevos. En el promedio anual, la producción creció un 66%, hasta 115.479 boe/d, un ritmo que no registra equivalentes recientes en la cuenca neuquina.

El crecimiento no fue casual. Vista ejecutó en 2025 un plan de inversiones de USD 1.331 millones, que elevó su inversión acumulada en el país a más de USD 6.500 millones. Ese despliegue permitió ampliar producción, incorporar tecnología y reducir costos: el lifting cost cayó a USD 4,1 por barril en el último trimestre, un 8% menos que en el período previo.

La adquisición del 50% de La Amarga Chica fue otro punto de inflexión. El bloque, ubicado en una de las zonas más prolíficas de Vaca Muerta, le dio a la compañía una plataforma adicional para sostener su curva de crecimiento.

El dato que terminó de definir el año fue el salto exportador. Vista vendió al exterior 22,2 millones de barriles, un incremento del 109% interanual, que representó el 61% de sus ventas totales. Ese volumen generó más de USD 1.400 millones en divisas y consolidó a la compañía como uno de los principales aportantes privados de dólares de la economía.

El perfil exportador ya no es un complemento: es el eje de su estrategia. La empresa opera con escala, eficiencia y contratos internacionales que la integran a cadenas globales de refinación, en un momento en que el shale argentino empieza a ganar presencia sostenida en mercados externos.

La trayectoria de Vista en 2025 sintetiza la dinámica del sector en tiempo real:

• Producción en expansión acelerada (+66% anual).

• Inversiones sostenidas que superan los USD 6.500 millones acumulados.

• Eficiencia operativa creciente, con costos en baja.

• Reservas en aumento (+57%, hasta 588 millones de boe).

• Exportaciones que ya superan el 60% del volumen vendido.

• Ingresos en alza (USD 2.444 millones, +48%).

• EBITDA robusto (USD 1.596 millones, margen del 65%).

Vista se convierte así en un caso testigo del nuevo ciclo energético argentino: empresas que crecen rápido, exportan más, amplían reservas y reducen costos, en un ecosistema donde Vaca Muerta dejó de ser promesa para convertirse en motor económico.

La compañía anticipa que 2026 será otro año de expansión, con más pozos, más exportaciones y un foco creciente en eficiencia y sustentabilidad. El desafío será sostener el ritmo en un contexto donde la infraestructura —oleoductos, plantas, puertos— todavía corre detrás de la producción.

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El negocio de las estaciones de servicio atraviesa una transformación profunda impulsada por tres movimientos simultáneos: el regreso del interés inversor, la llegada de nuevas marcas al mercado y el desembarco de Chevron en el downstream argentino a través de Dapsa, un acuerdo que podría derivar en un rebranding masivo de su red de 200 estaciones.

La combinación de estos factores abre un escenario de competencia inédita en un sector históricamente dominado por YPF, Shell y Axion.

El atractivo del negocio volvió a crecer por la estabilidad de la demanda, la mejora de los márgenes y la expansión de servicios complementarios como tiendas, gastronomía y programas de fidelización. Operadores independientes y grupos regionales evalúan asociarse a nuevas banderas, mientras inversores privados vuelven a mirar al sector como un activo de flujo estable y con potencial de crecimiento.

1) El desembarco de Chevron cambia el tablero

El acuerdo entre Dapsa y Chevron marca el movimiento más disruptivo del año en combustibles. La alianza incluye integración logística, expansión regional y la posibilidad concreta de que las estaciones Dapsa adopten la marca Texaco, lo que implicaría el regreso de una bandera histórica al mercado argentino.

• terminal portuaria en Dock Sud con capacidad de almacenamiento,

• oleoductos conectados a refinerías,

• participación relevante en lubricantes,

• y una red de estaciones con presencia nacional.

La llegada de Chevron al canal minorista completa su presencia en toda la cadena energética: exploración, producción, logística y ahora retail.

2) Más competencia y nuevas marcas en el mercado

El sector vive una apertura que no se veía desde hace más de una década. Las estaciones buscan mejores condiciones comerciales, contratos más flexibles y logística más eficiente. Nuevas banderas —locales e internacionales— analizan ingresar aprovechando la demanda estable y la necesidad de renovación de imagen en muchas bocas de expendio.

• presión competitiva sobre las grandes marcas,

• mejoras en precios mayoristas,

• inversiones en imagen y servicios,

• y un mercado más diversificado.

3) El negocio vuelve a atraer inversores

La estabilidad del consumo de combustibles, incluso en ciclos recesivos, volvió a posicionar a las estaciones como un activo atractivo.

• márgenes más previsibles,

• digitalización (apps, fidelización, medios de pago),

• crecimiento de tiendas y gastronomía,

• posibilidad de asociarse a nuevas banderas con mejores condiciones.

Para operadores independientes, este es un momento clave para renegociar contratos o evaluar cambios de marca.

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La aparición de DTA Engenharia, una de las mayores dragadoras de Brasil, reconfiguró la competencia por la concesión de la Hidrovía Paraná–Paraguay, un contrato estimado en USD 15.000 millones a 25 años. Hasta ahora, el negocio había sido dominio casi exclusivo de las firmas belgas Jan de Nul y DEME, pero la entrada del actor brasileño introduce un componente geopolítico y competitivo inesperado.

DTA, presidida por João Acácio Gomes de Oliveira Neto, opera en casi todos los puertos de Brasil y promete abrir una oficina en Argentina, invertir localmente y construir dragas en el astillero Río Santiago si resulta adjudicataria .

La licitación exige un nivel técnico y financiero muy alto: patrimonio neto superior a USD 300 millones, facturación anual mayor a USD 450 millones, experiencia en dragado por encima de USD 300 millones en los últimos tres años, disponibilidad de seis dragas de succión y capacidad mínima de 500.000 m³ mensuales de dragado. Solo tres empresas lograron cumplir esos requisitos: Jan de Nul, DEME y DTA Engenharia .

La irrupción de DTA Engenharia tiene efectos directos sobre el ecosistema portuario, logístico y político argentino:

• Aumenta la competencia real en un mercado históricamente dominado por Bélgica, lo que podría mejorar precios y condiciones técnicas.

• Introduce un factor geopolítico regional: Brasil busca expandir su influencia en infraestructura fluvial sudamericana, mientras la relación Milei–Lula atraviesa tensiones.

• Reaviva el debate industrial: la propuesta de construir dragas en Río Santiago podría generar empleo local y sumar presión política en la evaluación de ofertas.

• Eleva el estándar técnico: la presencia de un tercer competidor obliga a las empresas tradicionales a reforzar flota, capacidad operativa y propuestas de innovación.

• Impacta en la competitividad exportadora: la Hidrovía mueve el 80% de las exportaciones agroindustriales, por lo que cualquier cambio en costos o eficiencia repercute en toda la cadena.

La concesión, bajo el esquema de obra pública con peaje y sin aval del Estado, será adjudicada a riesgo empresario. El ganador controlará el mantenimiento del corredor desde el km 1.238 del Paraná hasta el km 239,1 del canal Punta Indio, la vía navegable más crítica del país .

La entrada de DTA no solo amplía la competencia: cambia el tablero. Por primera vez en décadas, el negocio no está definido entre dos gigantes europeos, sino que incorpora un actor regional con ambiciones industriales y presencia operativa masiva en Brasil.

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El salto simultáneo del petróleo (+22%) y del GNL (+77%) tras la escalada bélica en Medio Oriente se convirtió en el dato más relevante de la semana para la economía argentina.

La paralización del Estrecho de Ormuz, por donde circula cerca del 20% del crudo y del GNL mundial, y los ataques a infraestructura energética en Arabia Saudita y Qatar explican la suba abrupta de precios. El Brent pasó de USD 68 a USD 83,16, mientras que el TTF europeo saltó de USD 31 a USD 55,60/MBTU.

Desde la aprobación de la Ley Bases en 2024, los precios internos de combustibles y gas están alineados a referencias internacionales, lo que implica una transmisión casi inmediata del shock externo. Según el informe de AGKC, el impacto se sentirá en tres frentes:

• Combustibles: presión alcista en surtidores y mayor costo del gasoil para transporte y logística.

• Tarifas de gas: el GNL más caro encarece la importación invernal y tensiona subsidios.

• Electricidad: las centrales térmicas que usan combustibles importados verán subir sus costos.

El shock de precios genera un escenario mixto para el país:

• Provincias petroleras: Neuquén y la Cuenca del Golfo recibirán más regalías e Ingresos Brutos, acompañando la suba del Brent.

• Productores de crudo: las petroleras mejoran márgenes por ventas internas y exportaciones.

• Consumidores y pymes: enfrentan un nuevo foco inflacionario importado.

• Vaca Muerta: el efecto es marginal en producción; el límite no es el precio sino la capacidad de transporte (VMOS para crudo y gasoductos para gas).

El shock global expone la vulnerabilidad estructural del país:

• depende de GNL importado para cubrir picos invernales,

• tiene infraestructura limitada para evacuar gas y petróleo,

• y opera con precios internos dolarizados.

Pero también abre una ventana: países productores confiables pueden ganar espacio en mercados tensos. Con producción por encima de 900.000 barriles diarios, Argentina podría aprovechar la volatilidad para fortalecer exportaciones de crudo y, a partir de 2027, de GNL.

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Neuquén presentó un nuevo paquete de líneas de crédito con tasas preferenciales orientadas a empresas, MiPymes y productores, con el objetivo de mejorar la competitividad del entramado productivo provincial en un contexto donde la presión de proveedores nacionales y extranjeros —especialmente en torno a Vaca Muerta— es cada vez mayor.

Los créditos, otorgados por el Banco Provincia del Neuquén (BPN), ofrecen tasas que van del 28% al 36%, por debajo del promedio del mercado, y financian tanto capital de trabajo como inversión productiva.

El gobernador Rolando Figueroa planteó que la herramienta busca que “la empresa neuquina pese más”, reforzando el rol del BPN como instrumento de política económica. Las líneas incluyen opciones específicas para sectores como turismo, comercio, construcción, energía, fruticultura, producción agropecuaria y servicios vinculados a Vaca Muerta. También se anunció la creación de un fondo anticíclico para sostener la actividad en momentos de volatilidad.

El paquete de financiamiento tiene efectos directos sobre la estructura productiva neuquina:

• Mejora la liquidez de PyMEs que enfrentan costos crecientes y competencia externa.

• Fortalece el compre neuquino, permitiendo que proveedores locales igualen o superen ofertas de empresas de otras provincias.

• Aumenta la capacidad de inversión en bienes de capital, tecnología y ampliación de servicios.

• Sostiene empleo en cadenas de valor vinculadas a energía, turismo y producción primaria.

En un mercado donde Vaca Muerta atrae grandes jugadores nacionales e internacionales, la disponibilidad de crédito accesible se convierte en una herramienta clave para evitar que las empresas locales queden relegadas.

La provincia utiliza al BPN como palanca de desarrollo, no solo como entidad financiera. El enfoque combina financiamiento, preferencia para proveedores locales y una estrategia de fortalecimiento del tejido empresarial. Para un territorio donde la actividad energética domina la economía, contar con empresas locales competitivas es fundamental para capturar valor dentro de la provincia y no solo en las grandes operadoras.

La señal es clara: Neuquén quiere que su entramado productivo tenga más peso propio en la economía regional y en la cadena de Vaca Muerta, y está dispuesto a usar herramientas financieras para lograrlo

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El gobierno de Alfredo Cornejo avanza con la creación de un Fondo Minero provincial destinado a financiar exploración, perforaciones y estudios geológicos en la cordillera. La herramienta apunta a resolver un problema técnico de base: Mendoza tiene baja densidad de perforación histórica, lo que genera incertidumbre geológica y desalienta inversiones en cobre, potasio y oro.

El Fondo busca que el Estado asuma la etapa de mayor riesgo —la exploración inicial— para producir información geológica propia, comparable a la que ya tienen provincias como San Juan o Catamarca.

El mecanismo combinará recursos provinciales, aportes privados y financiamiento de organismos multilaterales. La operación técnica estará a cargo de EMESA, que ejecutará campañas de perforación, muestreo, análisis de laboratorio y modelado geológico.

El objetivo es generar carpetas de proyectos con datos verificables, que luego puedan ser ofrecidas a empresas interesadas en avanzar a etapas de prefactibilidad y factibilidad.

El Fondo Minero introduce tres elementos técnicos que modifican la dinámica exploratoria de Mendoza:

• Reducción del riesgo geológico: perforar permite obtener información directa del subsuelo (testigos, leyes minerales, estructuras), clave para evaluar potencial económico.

• Modelos 3D y estudios integrados: los datos de perforación se combinan con geofísica, geoquímica y cartografía para construir modelos que definan zonas de interés.

• Proyectos “bancables”: con información validada, los proyectos pueden avanzar a etapas donde ingresan fondos de inversión, bancos de desarrollo y empresas mineras.

En términos técnicos, la provincia pasa de depender de datos inferidos a producir datos medidos, lo que cambia la calidad de la información disponible y mejora la competitividad frente a otras jurisdicciones.

• Mendoza deja de estar en una posición pasiva y pasa a generar su propia información geológica, un insumo crítico para atraer capital.

• La estrategia permite avanzar sin modificar la Ley 7.722, enfocándose en exploración y conocimiento del subsuelo.

• El sector privado considera que la falta de perforación es el principal freno para invertir; el Fondo apunta directamente a ese cuello de botella.

• La provincia se alinea con la agenda nacional de minerales críticos, donde el cobre es prioritario para la transición energética.

Con este movimiento, Mendoza busca reposicionarse en el mapa minero argentino y competir por inversiones en un mercado global donde la información geológica confiable es el primer requisito para cualquier proyecto serio.

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Santa Cruz cerró 2025 con 7,3 millones de metros cúbicos de petróleo producidos, equivalentes a 45,9 millones de barriles, y marcó un crecimiento del 3,5% interanual en un contexto donde Argentina alcanzó su mayor nivel de producción en 38 años.

El dato es relevante porque la provincia opera casi exclusivamente sobre yacimientos maduros, donde el declino natural suele ser pronunciado. Aun así, logró sostener y mejorar su aporte, que representa casi el 15% del total nacional.

El repunte coincide con un escenario internacional de precios firmes —el Brent subió más del 10% en el último año— y con una estrategia provincial que combina incentivos fiscales, recuperación de áreas y un plan intensivo de intervención de pozos. El gobernador Claudio Vidal advirtió que, sin medidas de estímulo, “en dos años íbamos a terminar importando crudo”, y negoció una reducción de retenciones para sostener la actividad.

La curva ascendente de Santa Cruz se explica por tres movimientos que empiezan a consolidarse como tendencia en el segmento convencional:

• Reactivación de áreas antes operadas por YPF, ahora en manos de siete empresas que invertirán USD 1.259 millones en seis años.

• Plan operativo 2026 con 22 pozos nuevos, 154 workovers y 1.200 pulling, clave para frenar el declino natural.

• Mayor control provincial sobre la gestión de áreas, con foco en producción, empleo y continuidad operativa.

En un país donde el protagonismo energético lo tiene Vaca Muerta, Santa Cruz muestra que el convencional todavía puede aportar volumen si se combinan inversión, incentivos y gestión activa.

El desempeño de Santa Cruz deja tres mensajes para el sector:

• El convencional sigue vivo: con intervención técnica y capital, las cuencas maduras pueden estabilizar o incluso crecer.

• La política provincial incide directamente en la producción: incentivos y control operativo muestran impacto inmediato.

• La diversificación territorial es clave: mientras Neuquén lidera, provincias como Santa Cruz sostienen la base del suministro nacional.

En un contexto de precios internacionales altos y mayor demanda regional, la provincia se reposiciona como un actor que puede aportar estabilidad y volumen en la transición energética argentina.

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Glencore decidió mover fichas en simultáneo sobre los tres proyectos de cobre más relevantes del país y colocó a Argentina en el centro de su estrategia global para abastecer la transición energética.

La compañía reactivará Alumbrera tras siete años en cuidado y mantenimiento, avanza con MARA —la integración de Agua Rica con la infraestructura de Alumbrera— y acelera definiciones sobre El Pachón, uno de los yacimientos de cobre más grandes de Sudamérica. El movimiento ocurre en un contexto de demanda internacional creciente y precios firmes, donde el cobre se consolida como mineral crítico para electrificación, redes y almacenamiento.

La reactivación de Alumbrera, anunciada en Londres y confirmada por Data Portuaria y medios sectoriales, prevé producción desde 2028, con un esquema que permitirá reentrenar personal, reactivar logística y aprovechar infraestructura existente.

En paralelo, MARA avanza como proyecto de menor huella ambiental gracias al uso de las instalaciones de Alumbrera, mientras que El Pachón —con reservas superiores a 10 millones de toneladas de cobre— se posiciona como el desarrollo de mayor escala para la próxima década.

La estrategia combina tres capas que reconfiguran el mapa minero argentino:

• Producción escalonada: Alumbrera como primer paso operativo, MARA como expansión integrada y El Pachón como proyecto de escala mundial.

• Sinergias logísticas: reutilización de infraestructura reduce CAPEX y acelera plazos.

• Proyección de volumen: entre MARA y El Pachón, la empresa proyecta alcanzar 1 millón de toneladas de cobre anuales en 10–15 años.

El avance simultáneo de los tres proyectos coloca a Argentina en una posición competitiva frente a Chile y Perú, en un momento donde la demanda global de cobre podría pasar de 25 a 35 millones de toneladas en la próxima década.

La apuesta de Glencore tiene impacto directo en:

• inversiones de largo plazo,

• empleo calificado,

• infraestructura regional,

• y posicionamiento internacional del país como proveedor de minerales críticos.

Con Alumbrera reactivándose, MARA consolidándose y El Pachón avanzando, Argentina ingresa en una nueva etapa donde el cobre deja de ser potencial y empieza a convertirse en producción futura concreta.

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PromArgentina utilizó su presencia en la PDAC 2026 para instalar un mensaje que apunta directamente al corazón del debate minero argentino: si el país quiere captar inversiones en minerales críticos, necesita mejorar la comunicación pública y desmontar prejuicios que frenan proyectos.

Diego Sucalesca, presidente ejecutivo de la agencia, afirmó que “siete de cada diez argentinos tienen poco o ningún conocimiento sobre minería”, un dato que condiciona la licencia social y la llegada de capital internacional.

La estrategia de la agencia combinó reuniones con gobernadores, empresas mineras, autoridades nacionales y más de 500 inversores internacionales.

El objetivo fue mostrar un país con potencial geológico, reglas más claras y una institucionalidad enfocada en atraer inversiones. La presencia argentina incluyó dos stands —uno institucional y otro empresarial— y fue la más grande hasta ahora en la convención.

El despliegue de PromArgentina marca un cambio relevante para la industria. La agencia se posiciona como un actor que no solo acompaña a empresas, sino que también ordena el mensaje país frente a inversores globales. En Toronto se trabajaron tres ejes:

• Minerales críticos como prioridad estratégica, con foco en cobre y litio.

• Softlanding y after care para inversores que evalúan instalarse en el país.

• Coordinación público-privada entre provincias, Nación y empresas para presentar una oferta unificada.

La participación de gobernadores de Jujuy y Río Negro, la vicegobernadora de Mendoza, el secretario de Minería de la Nación y el presidente de CAEM reforzó la idea de una agenda federal alineada.

El sector llega a la PDAC con un 2025 récord en exportaciones (USD 6.037 millones) y con más de 30 proyectos bajo análisis en el RIGI. La presencia de PromArgentina agrega un componente que el sector venía reclamando: una estrategia profesional de promoción internacional, capaz de competir con Chile, Perú y Canadá en la carrera por el capital minero.

El mensaje final que dejó Toronto es claro: Argentina quiere mostrarse como un destino confiable para inversiones de largo plazo, pero para lograrlo necesita mejorar su narrativa interna y su capacidad de explicar qué aporta la minería al desarrollo económico.

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Venezuela confirmó la firma de nuevos contratos de suministro de petróleo y derivados con empresas comercializadoras de Estados Unidos, un movimiento que marca un cambio técnico y político relevante en la relación energética bilateral. Según el presidente de PDVSA, Héctor Obregón, los acuerdos buscan consolidar a Venezuela como proveedor estable de crudo pesado, un insumo clave para refinerías estadounidenses diseñadas para procesar este tipo de petróleo.

El anuncio se produce en un escenario donde Washington ha flexibilizado parcialmente las sanciones energéticas desde enero de 2026, permitiendo operaciones comerciales bajo autorizaciones específicas.

Para Caracas, estos contratos son una señal de normalización progresiva y un argumento para insistir en el levantamiento total de sanciones, condición que considera indispensable para recuperar producción y atraer inversiones.

• Tipo de crudo: Estados Unidos importa crudo pesado venezolano, difícil de reemplazar por su composición y rendimiento en refinerías complejas.

• Modalidad comercial: PDVSA vende a traders estadounidenses, no directamente a refinerías, lo que reduce riesgo regulatorio y facilita cumplimiento de licencias.

• Volúmenes: No se informaron cifras, pero fuentes del sector estiman que se trata de cargas spot y contratos de corto plazo, típicos en escenarios de flexibilización parcial.

• Pagos y compliance: Las operaciones deben cumplir con las licencias del Departamento del Tesoro, lo que implica trazabilidad financiera y auditoría estricta.

• Seguridad de suministro: EE.UU. diversifica fuentes de crudo pesado, reduciendo dependencia de Canadá y Medio Oriente.

• Recuperación venezolana: PDVSA busca aumentar producción, hoy limitada por falta de inversión y restricciones tecnológicas.

• Impacto en precios: Más oferta de crudo pesado puede aliviar tensiones en el mercado de refinación.

• Geopolítica: La reactivación comercial ocurre en paralelo a negociaciones políticas entre Washington y Caracas.

Desde 2019, las sanciones estadounidenses limitaron severamente las exportaciones venezolanas. La flexibilización parcial de 2026 permite:

• contratos supervisados,

• operaciones con traders autorizados,

• pagos bajo mecanismos controlados,

• y monitoreo de destino final del crudo.

Para Venezuela, es un paso hacia la reinserción en el mercado global; para EE.UU., una herramienta para estabilizar precios y asegurar insumos críticos.

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La tensión en el estrecho de Ormuz volvió a sacudir el mercado global del petróleo y, con cada salto del Brent, la economía argentina recibe un impacto inesperado: Vaca Muerta se convierte en el principal generador de dólares “internos” en un momento de fragilidad externa.

Lo que hasta hace unos meses era un debate técnico sobre exportaciones energéticas hoy se transformó en un capítulo central de la política económica.

El ataque a buques petroleros y la interrupción parcial del tránsito en Ormuz dispararon el precio del crudo. Para países importadores, es un problema. Para Argentina, que ya exporta volúmenes crecientes de shale oil, es una oportunidad que llega en un momento crítico.

Cada u$s10 de suba en el Brent mejora la balanza energética y amplía el margen fiscal. La crisis externa se convierte, paradójicamente, en un pulmón financiero interno.

La combinación de precios altos y producción récord en Neuquén genera un escenario inédito:

• Más dólares por exportaciones de petróleo a Chile y al Atlántico.

• Mayor superávit energético, clave para sostener reservas.

• Un flujo estable de divisas que no depende del crédito externo.

• Un rol creciente de Vaca Muerta como amortiguador macroeconómico.

Lo que antes era un proyecto de largo plazo hoy funciona como válvula de alivio inmediata.

Durante años, Vaca Muerta fue presentada como una apuesta futura. La infraestructura incompleta, los cuellos de botella y la volatilidad regulatoria demoraron su despegue.

Pero la combinación de:

• el Gasoducto Néstor Kirchner,

• la expansión de oleoductos,

• la mejora en eficiencia operativa,

• y la crisis geopolítica externa,

aceleró un proceso que parecía más lento. El shale argentino pasó de ser un proyecto a ser un actor macroeconómico real.

Los informes de bancos y consultoras coinciden en tres señales:

• El superávit energético llegó para quedarse, al menos mientras el Brent se mantenga alto.

• La producción de shale oil seguirá creciendo, incluso si el fracking se estabiliza.

• La economía argentina depende cada vez más del desempeño energético, un cambio estructural que reordena prioridades políticas y fiscales.

La historia se mueve rápido: Vaca Muerta ya no es solo un yacimiento, sino un pilar de estabilidad en medio de un mundo convulsionado.

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El desembarco de Continental Resources, la petrolera fundada por Harold Hamm —referente del fracking estadounidense y aliado político de Donald Trump— marca un movimiento inesperado en el tablero energético argentino.

La compañía tomó el control del 90% del bloque Los Toldos II Oeste, hasta ahora en manos de Pluspetrol, en una operación que el Gobierno celebró como una señal de confianza del capital norteamericano en el shale neuquino.

La llegada de Continental Resources introduce un actor con peso propio en el ecosistema del shale:

• Aporta experiencia directa del Bakken, la cuenca que impulsó la revolución del fracking en EE.UU.

• Eleva la competencia entre operadoras por bloques de alto potencial.

• Aumenta la demanda de servicios especiales, sets de fractura y logística.

• Presiona por más infraestructura, especialmente transporte y capacidad de exportación.

El ingreso de un operador de este calibre no es habitual: Continental no compra activos marginales, sino áreas con proyección de desarrollo intensivo.

La operación se da en un contexto de alineamiento entre Buenos Aires y Washington. Hamm es un aliado histórico de Trump y figura influyente en la agenda energética republicana. Su desembarco en Vaca Muerta envía un mensaje al mercado:

• Estados Unidos vuelve a mirar el shale argentino.

• Las independientes norteamericanas evalúan replicar su modelo fuera de la Cuenca Pérmica.

• Vaca Muerta aparece como activo estratégico hemisférico en un escenario global de precios altos y tensiones geopolíticas.

El ministro Luis Caputo destacó que esta operación “abre la puerta a nuevas inversiones estadounidenses en el sector”.

Pluspetrol retiene una participación minoritaria, pero libera capital para otros desarrollos. Para la cadena de proveedores neuquina, la llegada de Continental implica:

• más actividad de perforación y completamiento,

• mayor rotación de equipos,

• nuevos estándares operativos,

• y un aumento en la demanda de servicios locales.

El movimiento reconfigura la competencia en un momento en que Vaca Muerta consolida niveles récord de actividad.

El ingreso de Continental Resources no es solo una operación corporativa: es una señal de que los jugadores que moldearon el boom del shale en Estados Unidos empiezan a mirar a Vaca Muerta como su próxima frontera de expansión.

Si otros operadores independientes siguen el mismo camino, el mapa de inversiones energéticas en Argentina podría cambiar de escala.

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La actividad de fractura hidráulica en Vaca Muerta cerró febrero con 2.371 etapas, apenas un 1,25% menos que enero, pero suficiente para confirmar una señal estructural: el shale neuquino ya opera sobre un piso estable de más de 2.300 fracturas mensuales, un nivel que hasta hace poco era considerado excepcional y hoy se volvió rutina.

El retroceso mensual es estadístico, no operativo. La industria sostiene un ritmo que coloca a enero y febrero en el podio histórico de actividad, solo por detrás del récord absoluto de mayo del año pasado (2.588 etapas).

La tendencia es clara: Vaca Muerta dejó de crecer por saltos y pasó a crecer por consistencia.

• Sesgo crudo-céntrico: 1.907 fracturas fueron para shale oil y solo 464 para gas, impulsadas por infraestructura en expansión y expectativas de exportación.

• Mayor eficiencia operativa: YPF volvió a superar las mil fracturas mensuales (1.087), consolidando su liderazgo.

• Concentración en servicios: Halliburton y SLB realizaron el 71% de las etapas, lo que estabiliza la capacidad instalada.

• Demanda sostenida: Las operadoras mantienen planes de perforación que requieren continuidad, no picos.

Quiénes marcan el pulso del fracking

• YPF: 1.087 etapas (46% del total).

• Vista Energy: 284.

• Pampa Energía: 238.

• Tecpetrol: 174.

• Pluspetrol: 162 en Neuquén (293 sumando otras áreas).

• TotalEnergies: 140.

• PAE: 90.

• Shell: 54.

• Phoenix: 11.

En servicios especiales:

• Halliburton: 982 etapas.

• SLB: 715.

• Tenaris: 325.

• Calfrac: 218.

• SPI: 131.

• Producción más previsible: la estabilidad operativa reduce volatilidad en la curva de extracción.

• Mayor presión sobre infraestructura: plantas, oleoductos y logística trabajan al límite.

• Competencia por eficiencia: las operadoras buscan reducir tiempos muertos y optimizar sets.

• Base sólida para exportaciones: el sesgo hacia petróleo acompaña la estrategia de envíos a Chile y al Atlántico.

La industria ya no discute si puede acelerar más, sino si puede sostener este ritmo sin cuellos de botella. La señal de tendencia es inequívoca: Vaca Muerta entró en una fase de madurez operativa, donde la estabilidad pesa más que el récord.

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El Proyecto Minero San Jorge desembarcó en la feria minera más grande del mundo, la PDAC de Canadá, con un mensaje que por primera vez cambia su posición frente a los fondos internacionales: la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) ya está aprobada por la Legislatura de Mendoza, lo que habilita el inicio de la etapa de factibilidad.

La empresa presentó ante inversores globales que el proyecto está formalmente aprobado por la provincia, un giro decisivo tras más de 15 años de frenos políticos, judiciales y sociales.

El CEO de PSJ Cobre Mendocino, Fabián Gregorio, expuso en Toronto ante compañías de exploración, bancos y fondos mineros. Su mensaje se apoyó en tres ejes:

• El proyecto está activo y con hoja de ruta despejada.

• La aprobación ambiental permite avanzar a la etapa técnica, centrada en factibilidad, ingeniería y costos.

• La empresa busca conformar un núcleo inversor para financiar el desarrollo en Uspallata.

La compañía considera este momento como un punto de inflexión: de años de presencia internacional defensiva, a una fase donde predominan las definiciones técnicas y regulatorias.

La misión mendocina en la PDAC estuvo encabezada por:

• Hebe Casado, vicegobernadora

• Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente

• Jeronimo Shantal, director de Minería

El Gobierno provincial presentó la reactivación minera como política estratégica y destacó:

• El avance del PSJ San Jorge

• Los proyectos de exploración en el Distrito Minero Occidental de Malargüe

• La búsqueda de capital extranjero para diversificar la matriz productiva

También participó James Hedalen, CEO de Kobrea Exploration Corp., dueña de siete proyectos en Malargüe.

San Jorge es propiedad de:

• Zonda Metals GmbH (Suiza) – accionista mayoritaria

• Grupo Alberdi (Argentina) – liderado por Martín Rapallini, titular de la UIA

El proyecto se ubica en Uspallata, Las Heras, y es considerado uno de los desarrollos de cobre más relevantes del país. La aprobación ambiental y el nuevo marco normativo minero de Mendoza buscan dar previsibilidad a largo plazo.

La aprobación de la DIA permite:

• Avanzar en factibilidad económica

• Definir costos, infraestructura y proyección de producción

• Establecer criterios de cumplimiento regulatorio y gestión de riesgo

• Competir en mejores condiciones por financiamiento internacional

En un contexto global donde el cobre es estratégico para la transición energética, Mendoza busca posicionarse como nuevo jugador.

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Brasil dio un paso clave en su estrategia energética al autorizar a Petrobras a importar gas natural desde la Argentina para compensar la caída estructural de los envíos bolivianos.

La medida quedó formalizada mediante la Autorización SIM-ANP Nº 737, publicada a fines de 2025, y estará vigente hasta 2027. El permiso habilita a la petrolera estatal a comprar hasta 180 millones de metros cúbicos anuales bajo modalidad interrumpible.

El gas provendrá de la producción no convencional de Vaca Muerta y entrará a Brasil por Corumbá, en Mato Grosso do Sul, utilizando la infraestructura del Gasoducto Bolivia–Brasil (Gasbol) tras recorrer redes de transporte regional.

La decisión se inscribe en un escenario donde Bolivia atraviesa una caída sostenida de producción y exportaciones. Según datos oficiales brasileños, los envíos pasaron de 30 millones de m³ diarios en 2015 a menos de 15 millones en 2025, con una tendencia descendente que continuará por falta de inversiones y agotamiento natural de los campos.

El PDE 2035 de Brasil ya anticipaba este escenario y recomendaba diversificar el abastecimiento mediante gas argentino, priorizando contratos directos y reducción de intermediarios.

El gas argentino transportado por gasoducto se ubica entre 4 y 6 dólares por millón de BTU, mientras que el GNL spot internacional oscila entre 8 y 10 dólares, lo que convierte a Vaca Muerta en una alternativa más competitiva para Brasil.

Para Argentina, la operación representa:

• nuevas divisas por exportación de gas,

• mayor utilización de infraestructura de transporte,

• consolidación de Vaca Muerta como proveedor regional.

Para Brasil:

• reducción de costos energéticos,

• menor exposición al mercado volátil del GNL,

• diversificación del suministro en un contexto de transición energética.

La autorización de la ANP se suma a un proceso más amplio:

• YPFB dejó de ser exportador neto y pasó a operar como intermediario regional.

• Petrobras ya contaba con permisos para importar gas boliviano y ahora suma gas argentino.

• El Gasbol se consolida como corredor estratégico para el flujo energético regional.

La integración energética sudamericana entra así en una nueva etapa, donde la competitividad y la seguridad de abastecimiento pesan más que las alianzas históricas.

Si Argentina avanza en la reversión del Gasoducto del Norte y en la ampliación de capacidad hacia Bolivia, los volúmenes exportables podrían multiplicarse y abrir un mercado brasileño de escala mucho mayor.

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El Servicio de Empleo Rionegrino abrió una convocatoria para cubrir cinco puestos técnicos destinados al Proyecto Duplicar Norte, la obra que ampliará la capacidad de transporte de crudo desde Vaca Muerta hacia Allen. Las posiciones requieren residencia en Río Negro y disponibilidad para trabajar en Catriel.

Se buscan tres operadores de maquinaria, un soldador especializado y un topógrafo, todos con experiencia comprobable y certificaciones técnicas acordes al trabajo en infraestructura petrolera.

• Operador Side Boom / 0.E.2

• Operador de Topadora

• Operador de Grúa <60T

• Soldador API Pipeline Doble Junta

• Topógrafo

Requisitos excluyentes

• Ser mayor de edad

• Residencia en Río Negro

• Disponibilidad para traslado y permanencia en Catriel

Duplicar Norte es una obra estratégica: sumará más de 200 km de oleoducto, permitirá elevar la capacidad de transporte desde 20.400 a 55.400 m³ diarios y forma parte del paquete de infraestructura que acompaña la expansión del shale oil en Vaca Muerta.

Además, la Secretaría de Trabajo estima que este proyecto demandará alrededor de 300 empleos directos en su primera etapa, reforzando la política provincial de priorizar mano de obra local bajo la Ley 80/20.

La inscripción es online, cargando el CV en la plataforma del Servicio de Empleo Rionegrino (SER), que centraliza la base de datos laboral y coordina con empresas, sindicatos y municipios.

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El Gobierno activó en Diputados el tratamiento de la reforma a la Ley de Glaciares, una pieza central de su estrategia para destrabar inversiones en minería e hidrocarburos.

Tras la media sanción del Senado, el oficialismo convocó a un plenario de comisiones para este miércoles a las 10, con el objetivo de avanzar en un dictamen que pueda exhibirse ante inversores internacionales durante la “Argentina Week 2026” en Nueva York.

La reforma apunta a redefinir el alcance de las zonas protegidas y habilitar actividades económicas en áreas periglaciares que hoy están vedadas. Para las provincias cordilleranas y para las compañías mineras, el cambio representa:

• Mayor superficie disponible para exploración y explotación, especialmente en cobre, litio y oro.

• Reglas más flexibles para proyectos que estaban frenados por la interpretación amplia del ambiente periglacial.

• Un marco jurídico más alineado con el RIGI, que ya acumula solicitudes por miles de millones de dólares.

Para el sector energético, la reforma también abre la puerta a nuevas áreas para infraestructura hidrocarburífera, siempre bajo evaluación ambiental.

El plenario reúne a:

• Recursos Naturales y Ambiente, presidida por José Peluc.

• Asuntos Constitucionales, encabezada por Nicolás Mayoraz.

El oficialismo busca un tratamiento rápido, pero no descarta extender el debate para ordenar apoyos y evitar costos políticos. La Casa Rosada quiere llegar a fin de mes con la ley aprobada.

• Elimina la prohibición automática de actividades extractivas en áreas periglaciares.

• Mantiene la protección absoluta de glaciares visibles.

• Distingue entre “formas periglaciares” con función hídrica estratégica y las que no la tienen.

• Devuelve a las provincias la facultad de definir qué zonas proteger.

• Crea el Inventario Nacional de Glaciares, a cargo del IANIGLA y coordinado por la Secretaría de Energía.

El cambio más sensible es la posibilidad de habilitar proyectos en zonas que hoy están blindadas, siempre que la evaluación ambiental lo permita.

Organizaciones ambientalistas alertan que la reforma reduce la protección hídrica en ecosistemas clave y abre la puerta a impactos irreversibles en cuencas de alta montaña. Señalan que:

• Las áreas periglaciares funcionan como reservas estratégicas de agua.

• La distinción entre “función hídrica comprobable” y “no comprobable” puede ser usada para flexibilizar controles.

• La transferencia de facultades a provincias podría generar criterios dispares y menor supervisión nacional.

El oficialismo sostiene que la ley vigente es “demasiado rígida” y que frenó inversiones durante más de una década.

El Gobierno busca mostrar la media sanción como señal de estabilidad regulatoria ante fondos internacionales. La reforma es parte del paquete que Milei quiere exhibir en Nueva York para atraer capitales hacia minería, cobre, litio e hidrocarburos no convencionales.

El Senado aprobó la iniciativa con 40 votos a favor y 31 en contra, incluyendo rechazos de sectores peronistas de provincias mineras. Diputados podría replicar esa fractura.

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La empresa neuquina AT Computers abrió en Añelo el primer showroom tecnológico con inteligencia artificial orientado específicamente a la industria hidrocarburífera.

La iniciativa marca un salto en la oferta de servicios digitales para Vaca Muerta y posiciona a la compañía como proveedor estratégico en un mercado que demanda cada vez más automatización, ciberseguridad y soluciones de alto rendimiento.

El showroom integra:

• Sistemas de IA aplicada a mantenimiento predictivo y análisis de fallas.

• Equipamiento de última generación para entornos industriales.

• Simuladores y estaciones de prueba para operaciones críticas.

• Soluciones de conectividad y redes diseñadas para yacimientos.

La propuesta apunta a que operadoras, pymes de servicios y contratistas puedan probar tecnologías en tiempo real, evaluar rendimiento y recibir asesoramiento técnico especializado.

La apertura del showroom tiene efectos directos en la cadena de valor:

• Reduce tiempos de adopción tecnológica para empresas que operan en Vaca Muerta.

• Acelera la digitalización de yacimientos, especialmente en monitoreo remoto y automatización.

• Fortalece la oferta local, disminuyendo la dependencia de proveedores de Buenos Aires o del exterior.

• Mejora la competitividad de pymes regionales que necesitan modernizar procesos para sostener contratos con operadoras.

En un contexto donde la industria avanza hacia modelos de operación más eficientes, la disponibilidad de tecnología en territorio se vuelve un factor clave.

El showroom se instaló en el corazón operativo de Vaca Muerta, lo que permite:

• Atención inmediata a empresas que trabajan en campo.

• Pruebas en condiciones reales, no simuladas.

• Soporte técnico de proximidad, un diferencial crítico para operaciones 24/7.

La empresa anticipó que el espacio funcionará también como centro de capacitación, con entrenamientos en IA aplicada, redes industriales y ciberseguridad.

La movida de AT Computers eleva la vara del mercado tecnológico regional:

• Obliga a otros proveedores a actualizar su oferta.

• Introduce estándares más altos en automatización y análisis de datos.

• Acelera la transición hacia operaciones inteligentes en la industria del shale.

Para las operadoras, implica un ecosistema más robusto y competitivo.

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Los precios internacionales del petróleo registraron un fuerte salto este lunes tras la interrupción del tráfico marítimo en el estrecho de Ormuz, uno de los corredores energéticos más sensibles del planeta. El Brent llegó a trepar 13% intradía y cerró con una suba de 8,1%, en u$s78,36, su valor más alto desde enero de 2025. El WTI avanzó 7,4% hasta u$s71,99.

La escalada bélica entre Irán, Israel y Estados Unidos provocó daños en petroleros, alteró rutas comerciales y dejó más de 200 embarcaciones fondeadas fuera del estrecho, generando una prima de riesgo inmediata en el mercado energético global.

El estrecho de Ormuz concentra cerca del 20% del petróleo mundial y es la vía de salida del crudo de Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Irak, Irán y Kuwait. También transporta diésel, combustible para aviones y gasolina hacia China, India y otros grandes consumidores asiáticos.

Tres petroleros resultaron dañados y un marinero murió durante los ataques del fin de semana, lo que llevó a que varias navieras suspendieran temporalmente operaciones en la zona. Analistas coinciden en que, aunque el mercado ya operaba con una prima de riesgo incorporada, un cierre prolongado del paso podría derivar en un shock de oferta global.

La tensión llevó a que varias economías asiáticas comenzaran a evaluar medidas de emergencia:

• Corea del Sur analiza liberar crudo de sus reservas estratégicas.

• India estudia rutas marítimas alternativas para garantizar abastecimiento.

• China monitorea inventarios y contratos spot ante posibles interrupciones.

A pesar del salto inicial, los precios moderaron parte de las ganancias durante la rueda asiática, aunque el Brent acumula un avance superior al 19% en lo que va del año.

En medio de la crisis, la OPEP+ aprobó un incremento moderado de 206.000 barriles diarios para abril, aunque la mayoría de los productores ya opera cerca de su capacidad máxima, con excepción de Arabia Saudita.

La AIE confirmó que mantiene contacto con los principales países de Medio Oriente y recordó que puede coordinar la liberación de reservas estratégicas si la situación se agrava.

Los inventarios visibles globales se ubican en 7.827 millones de barriles, equivalentes a 74 días de demanda, un nivel cercano al promedio histórico.

Citi proyecta que el Brent podría moverse entre u$s80 y u$s90 esta semana, dependiendo de la evolución del conflicto.

Los futuros de la gasolina en EE.UU. subieron hasta 9,1%, alcanzando su nivel más alto desde julio de 2024. Analistas advierten que los precios en surtidor podrían superar los u$s3 por galón, un escenario políticamente delicado para la administración de Donald Trump en un año electoral de medio término.

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El Gobierno nacional amplió el alcance del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para incluir proyectos de perforación de petróleo de esquisto, una medida que generó interés inmediato entre las principales compañías del sector.

La decisión busca acelerar el desarrollo de áreas vírgenes en Vaca Muerta y atraer capitales en un contexto de expansión de infraestructura para la exportación de crudo.

YPF, Vista Energy y Pampa Energía manifestaron en sus recientes conferencias de resultados que evalúan adherirse al programa. El RIGI ofrece beneficios fiscales por 30 años, además de un esquema aduanero y exportador más flexible orientado a proyectos de gran escala.

La ampliación del régimen, formalizada el 19 de febrero, incorpora a los pozos de petróleo de esquisto dentro de los proyectos elegibles. La medida coincide con el avance de un nuevo oleoducto dedicado y de un puerto de exportación que permitirán incrementar la capacidad de salida de crudo desde la cuenca neuquina.

Ejecutivos de YPF, Vista y Pampa destacaron que la inclusión del shale oil en el RIGI podría acelerar el desarrollo de bloques que originalmente estaban proyectados para 2029–2030, adelantando inversiones y ampliando el horizonte productivo de la formación.

Analistas del mercado estiman que las exenciones fiscales del régimen podrían mejorar la rentabilidad de los proyectos de petróleo de esquisto hasta en un 12%, lo que incrementa el atractivo para compañías locales e internacionales. La industria estadounidense del shale, que enfrenta limitaciones de superficie de alta calidad, observa a la Argentina como un destino potencial para expandir operaciones.

Según estimaciones preliminares, el RIGI ya recibió solicitudes de proyectos energéticos y mineros que, en conjunto, requerirían inversiones superiores a los 50.000 millones de dólares.

La ampliación del régimen se inscribe en una estrategia oficial que busca atraer capitales de largo plazo, acelerar la producción exportable y consolidar a Vaca Muerta como un polo de desarrollo energético. La combinación de incentivos fiscales, infraestructura en expansión y mayor flexibilidad regulatoria configura un escenario favorable para nuevas inversiones en la cuenca.

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Los mercados internacionales iniciaron la semana con señales mixtas que reconfiguran el tablero energético y financiero global. El petróleo opera en retroceso, los metales preciosos vuelven a posicionarse como refugio y el dólar muestra una dinámica alcista que presiona a economías emergentes.

La combinación de estos factores anticipa un mes de alta volatilidad para los países dependientes de importaciones energéticas y para los exportadores que enfrentan precios más moderados.

Los valores actualizados del mercado —según el monitoreo en tiempo real de Runrun Energético— muestran un escenario donde los commodities energéticos pierden impulso mientras los activos defensivos ganan terreno.

El WTI cotiza a USD 65,31 (–0,23%) y el Brent a USD 71,385 (–0,21%), niveles que reflejan un mercado presionado por:

• señales de desaceleración económica global,

• mayor oferta de crudo por parte de productores no OPEP,

• expectativas de menor demanda en Asia,

• y tensiones geopolíticas que, lejos de impulsar precios, generan incertidumbre sobre el comercio marítimo.

Para países exportadores, el retroceso limita ingresos fiscales; para importadores, ofrece un alivio parcial en costos, aunque condicionado por la volatilidad cambiaria.

El oro opera en USD 5.186,960 (+0,03%) y la plata en USD 89,60075 (+1,47%), consolidando una tendencia que se sostiene desde fines de 2025. La demanda de metales preciosos crece en contextos de:

• inflación persistente,

• tasas internacionales en revisión,

• y tensiones geopolíticas que elevan el apetito por activos defensivos.

El oro en máximos históricos es una señal clara de que los mercados globales están buscando cobertura ante un escenario incierto.

El dólar vuelve a presionar: impacto directo en energía

• Oficial: $1.425 (+0,71%)

• Tarjeta: $1.853 (+0,71%)

• Blue: $1.435 (0,00%)

• CCL: $1.482 (+0,75%)

La apreciación del dólar encarece importaciones energéticas, especialmente GNL, combustibles líquidos y equipamiento para generación y transporte. Para Argentina, donde la estacionalidad del gas obliga a importar en invierno, este movimiento es clave para la planificación financiera.

La combinación de petróleo en baja, metales en alza y dólar firme configura un escenario donde:

• los países importadores de energía ganan margen por el lado del crudo,

• pero lo pierden por el lado cambiario,

• mientras los exportadores enfrentan menores ingresos,

• y los mercados financieros se refugian en activos defensivos.

El sector energético entra así en un período donde cada variable —precio del crudo, tipo de cambio, tasas internacionales y tensiones geopolíticas— puede alterar el equilibrio en cuestión de horas.

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Río Negro consolidó su giro hacia una matriz productiva más diversificada y colocó a la minería en el centro de su estrategia de desarrollo. En la apertura del 55° período de sesiones legislativas, el gobernador Alberto Weretilneck confirmó que la provincia ya concentra más de 50 proyectos mineros, lo que representa el 28% del total nacional, y destacó que varios de ellos avanzan hacia etapas de ejecución con inversiones de escala.

El mandatario sostuvo que la provincia ofrece estabilidad política, previsibilidad económica y seguridad jurídica, tres condiciones que —según su visión— explican el creciente interés de empresas locales e internacionales por explorar y desarrollar recursos metalíferos, energéticos e industriales. El Gobierno provincial remarcó que el modelo se apoya en controles ambientales estrictos, monitoreos participativos y mecanismos de licencia social para sostener la actividad en el largo plazo.

El desarrollo de Calcatreu, ubicado al sur de Ingeniero Jacobacci, es hoy el proyecto metalífero más avanzado de la provincia. La obra alcanzó un 38% de ejecución, con una inversión estimada en US$ 250 millones y un campamento que ya aloja a 180 trabajadores. Entre los hitos recientes se destacan la impermeabilización del PAD de lixiviación y la instalación de las plantas de procesamiento, pasos críticos para iniciar la producción de oro y plata en 2026.

Otro de los proyectos estratégicos es Ivana–Amarillo Grande, cerca de Valcheta, impulsado por Blue Sky Uranium y Corporación América. La iniciativa avanza en su evaluación económica preliminar y prefactibilidad, con una inversión proyectada de hasta US$ 160 millones. Si se cumplen los plazos, podría entrar en operación en 2027, posicionando a Río Negro como un actor relevante en minerales vinculados a la transición energética.

La provincia, junto al SEGEMAR, lleva adelante un estudio de 15 meses para determinar la presencia de litio en pegmatitas en las zonas Centro y Occidental. Los análisis de laboratorio están en curso y el informe final se espera para fines de 2026. El objetivo es evaluar si Río Negro puede desarrollar un modelo de litio en roca dura, distinto al esquema de salmueras del norte argentino.

Además de los proyectos principales, la provincia registra avances en exploración de oro y plata en Cañadón del Moro y La Esperanza, dos áreas que podrían sumar nuevas inversiones si los resultados geológicos se confirman.

Con más de 50 iniciativas en marcha y varios proyectos estratégicos en etapas avanzadas, Río Negro se posiciona como una de las jurisdicciones mineras más activas del país. El Gobierno provincial sostiene que la combinación de estabilidad institucional, controles ambientales y participación comunitaria es clave para atraer inversiones y transformar la actividad en empleo e infraestructura.

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La escalada del conflicto en Medio Oriente volvió a tensionar el mercado energético global y puso bajo la lupa el proyecto más ambicioso que impulsa la Argentina para transformar a Vaca Muerta en un polo exportador de gas natural licuado (GNL). El acuerdo firmado entre YPF, ENI y la compañía XRG —vinculada al fondo soberano de los Emiratos Árabes Unidos— sigue vigente, pero ahora enfrenta un contexto internacional más volátil que obliga a recalibrar tiempos y riesgos.

El entendimiento sellado en febrero habilitó la ingeniería básica del proyecto y consolidó la participación de capitales del Golfo en la infraestructura energética argentina. Sin embargo, la ofensiva militar en la región y la respuesta de Estados Unidos e Israel generaron dudas sobre la disponibilidad de financiamiento y la estabilidad de los compromisos asumidos por los Emiratos, un actor clave en la expansión global del GNL.

El Joint Development Agreement estableció un marco vinculante para avanzar con la planta de licuefacción en Punta Colorada, en Río Negro. El proyecto incluye nuevas obras de transporte, infraestructura portuaria y una capacidad final que podría superar las 20 millones de toneladas anuales de GNL.

En el Gobierno destacan que el contrato contempla cláusulas de protección ante eventos extraordinarios, pero admiten que la crisis regional obliga a revisar escenarios. La participación de un fondo soberano del Golfo es vista como un activo estratégico por su capacidad financiera y su acceso a mercados asiáticos y europeos.

La tensión en Medio Oriente afecta a los principales exportadores de hidrocarburos y altera las expectativas de precios internacionales. Para la Argentina, que busca posicionarse como proveedor emergente de GNL, este escenario tiene dos efectos simultáneos: mayor volatilidad en los mercados y un renovado interés global por diversificar proveedores fuera de las zonas de conflicto.

En despachos oficiales señalan que la prioridad es sostener el cronograma hacia la decisión final de inversión prevista para 2026, aunque reconocen que los tiempos podrían ajustarse según la evolución del conflicto y la disponibilidad de financiamiento internacional.

Argentina LNG es considerado un proyecto estructural para monetizar el gas de Vaca Muerta, generar divisas y consolidar una política energética de largo plazo. La crisis internacional obliga a reforzar la diplomacia económica con los países del Golfo y a coordinar posiciones con socios europeos interesados en diversificar su matriz de abastecimiento.

Funcionarios de Energía y Cancillería mantienen conversaciones con representantes de los Emiratos para garantizar la continuidad del acuerdo y evitar que la volatilidad internacional afecte la hoja de ruta del proyecto.

Entre los puntos que se evalúan figuran la estabilidad de los compromisos asumidos por XRG, la evolución del financiamiento internacional para proyectos de GNL, el impacto del conflicto en los precios del gas y la necesidad de acelerar definiciones regulatorias para dar previsibilidad al sector.

En el Ejecutivo consideran que el acuerdo sigue firme, pero admiten que el contexto internacional exige un seguimiento más estrecho y una estrategia diplomática activa.

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La producción de gas en Vaca Muerta comenzó 2026 con una tendencia clara: el shale gas sigue creciendo, pero el mayor impulso proviene del gas asociado, el subproducto que emerge junto con el petróleo en las áreas de mayor desarrollo. El fenómeno está reconfigurando la dinámica del sector y abre un debate sobre cómo monetizar un volumen que ya marca récords históricos.

En enero, el shale gas superó los 72 millones de metros cúbicos diarios, con un incremento interanual superior al 6%. El crecimiento se explica por nuevas conexiones de pozos y por la consolidación de bloques que ya cuentan con infraestructura de transporte y procesamiento. Sin embargo, ese avance quedó opacado por el salto del gas asociado, que duplicó su volumen en un año y alcanzó 26,7 millones de metros cúbicos diarios, el nivel más alto registrado hasta ahora.

El gas asociado crece al ritmo del shale oil. A medida que las operadoras aceleran la extracción de petróleo en áreas como Loma Campana, La Amarga Chica, Bajada del Palo o Bandurria Sur, el volumen de gas que emerge como subproducto aumenta en paralelo. Este gas es rico en componentes de alto valor —etano, propano, butano y pentanos— y tiene un costo marginal bajo, lo que lo convierte en un insumo atractivo para proyectos de valor agregado.

La industria ya trabaja en iniciativas para capturar ese potencial. Entre ellas se destacan los proyectos de fraccionamiento de líquidos y los desarrollos orientados a exportación, como Vaca Muerta Liquids y Argentina LNG, que buscan transformar el excedente en productos con mayor precio internacional.

El salto del gas asociado también genera tensiones. En períodos de baja demanda interna, la sobreoferta presiona los precios spot y obliga a algunas operadoras gasíferas a cerrar pozos de manera temporal. El fenómeno se repite cada verano y afecta especialmente a los productores que dependen del gas seco, cuyo valor cae frente a un mercado saturado.

Aun así, el sector coincide en que el gas asociado es una oportunidad estratégica. Su composición permite desarrollar cadenas de valor más complejas y avanzar hacia exportaciones de mayor escala, siempre que existan infraestructura y reglas claras para procesarlo y transportarlo.

Aunque el gas asociado se lleva los titulares, el shale gas también mostró un inicio de año sólido. La producción superó los 72,7 millones de metros cúbicos diarios, con un crecimiento interanual del 6,4%. Los bloques líderes siguen siendo Fortín de Piedra (Tecpetrol), La Calera (Pluspetrol), Aguada Pichana Este (TotalEnergies) y Aguada Pichana Oeste (PAE).

El desempeño se apoya en la conexión de nuevos pozos —13 solo en enero— y en mejoras operativas que permiten sostener la curva ascendente del no convencional.

El arranque del año confirma que Vaca Muerta continúa siendo el motor del crecimiento energético argentino. La combinación de shale gas estable y gas asociado en expansión proyecta un escenario favorable para el superávit energético, que podría superar los US$ 8.000 millones en 2026 si se mantienen los niveles actuales de producción y exportación.

El desafío ahora es convertir ese salto en infraestructura, inversiones y mercados que permitan capturar el valor de un recurso que ya no es solo un subproducto, sino un componente central de la nueva matriz gasífera del país.

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El discurso de Javier Milei ante la Asamblea Legislativa instaló un nuevo eje de tensión en la agenda productiva nacional. Al afirmar que “la minería se desplegará por toda la Cordillera y generará miles de empleos”, el Presidente dejó en claro que su gobierno buscará acelerar proyectos metalíferos y flexibilizar regulaciones que hoy limitan la actividad.

La frase no fue aislada: forma parte de una estrategia que combina el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), la reforma de la Ley de Glaciares y un paquete de desregulaciones orientadas a atraer capitales externos.

La apuesta presidencial se apoya en un diagnóstico: la Cordillera está “subutilizada” y la Argentina no aprovecha su potencial en cobre, litio, oro y plata. Según Milei, la expansión minera podría generar cientos de miles de empleos y replicar modelos de desarrollo como el chileno. Sin embargo, el anuncio reactivó un debate que atraviesa a varias provincias desde hace dos décadas.

La promesa de un despliegue minero a gran escala vuelve a poner en el centro a provincias con fuerte tradición de resistencia social, como Chubut, Mendoza y La Rioja. En esos territorios, las asambleas ambientales mantienen una presencia activa y han frenado proyectos mediante plebiscitos, movilizaciones y acciones judiciales. La mención presidencial encendió alertas en Esquel, Famatina, Jáchal y otras localidades donde la minería metalífera es un tema sensible.

El Gobierno nacional sostiene que la reforma de la Ley de Glaciares permitirá “desbloquear inversiones” al dejar en manos de las provincias la definición de áreas protegidas. Para los críticos, ese cambio abre la puerta a proyectos en zonas de alta fragilidad ambiental y pone en riesgo reservas de agua estratégicas para las comunidades cordilleranas.

Milei ubicó a la minería como uno de los motores de su plan económico junto al agro y la energía. El Presidente aseguró que el país tiene “minerales críticos que necesita Occidente” y que el RIGI ofrece la seguridad jurídica que demandan los grandes fondos internacionales. En su visión, la combinación de incentivos, desregulación y apertura territorial permitirá atraer capitales y acelerar proyectos de cobre y litio en el norte, y de oro y plata en la Patagonia.

El mensaje también incluyó una crítica directa a los movimientos ambientalistas, a quienes responsabilizó por frenar inversiones y limitar la creación de empleo. Según el Presidente, sin esas “trabas”, el país podría generar hasta un millón de puestos de trabajo vinculados a la minería y la energía.

La expansión minera propuesta por el Gobierno abre un nuevo capítulo en la relación Nación–provincias. Mientras algunas jurisdicciones ven una oportunidad para atraer inversiones, otras anticipan conflictos sociales si se intenta avanzar sobre zonas donde la licencia social es débil o inexistente.

El desafío para la Casa Rosada será sostener su hoja de ruta sin profundizar tensiones territoriales que ya marcaron la política cordillerana en los últimos veinte años. La minería vuelve a estar en el centro del debate, esta vez con un impulso presidencial que promete cambiar el mapa productivo… y también el político.

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El gobierno de Santa Fe dio un paso decisivo para posicionar a su entramado productivo dentro de la cadena de servicios de Vaca Muerta. El gobernador Maximiliano Pullaro firmó un acuerdo que habilita a empresas santafesinas a integrarse formalmente a los programas de desarrollo de proveedores vinculados al sector hidrocarburífero, un movimiento que busca transformar la capacidad industrial de la provincia en un activo para el mayor polo energético del país.

La iniciativa se apoya en dos pilares: la articulación con operadoras que ya trabajan en la cuenca neuquina y la creación de un esquema de capacitación y certificación para que las firmas locales puedan competir en estándares, tiempos y costos con proveedores tradicionales del sector.

El acuerdo abre la puerta para que compañías metalmecánicas, de ingeniería, logística, construcción, fundición y servicios industriales accedan a contratos vinculados a perforación, mantenimiento, infraestructura y soporte operativo. La provincia apuesta a que su base productiva —una de las más diversificadas del país— pueda abastecer desde componentes críticos hasta soluciones de campo.

Funcionarios del área productiva destacan que Santa Fe cuenta con más de 300 empresas con capacidad técnica para integrarse a la cadena de valor del gas y el petróleo. Muchas de ellas ya prestan servicios a grandes compañías, pero ahora podrán hacerlo dentro de un marco institucional que facilita certificaciones, financiamiento y vinculación directa con operadoras.

El entendimiento incluye la participación de Santa Fe en mesas sectoriales donde se definen necesidades de abastecimiento, estándares de calidad y oportunidades de inversión. El objetivo es que las empresas provinciales puedan anticipar demanda, planificar producción y acceder a contratos de mayor escala.

Pullaro sostiene que la provincia puede aportar “capital humano, tecnología y equipamiento” para cubrir parte de la demanda creciente de Vaca Muerta, especialmente en Añelo y alrededores, donde la infraestructura y los servicios siguen siendo un cuello de botella para la expansión del shale.

Entre los rubros con mayor potencial se destacan:

• metalmecánica y fabricación de componentes,

• fundiciones y aceros especiales,

• construcción y movimiento de suelos,

• servicios logísticos y transporte,

• madera, textiles y soluciones modulares para campamentos,

• mantenimiento industrial y servicios técnicos especializados.

La provincia también impulsa la creación de una “academia de proveedores” para acelerar la curva de aprendizaje y adaptar procesos a los estándares de la industria energética.

El acuerdo no solo busca generar negocios: también apunta a consolidar una presencia institucional de Santa Fe en la agenda energética nacional. La provincia quiere convertirse en un socio estable de Neuquén y de las operadoras, con una estrategia de largo plazo que permita diversificar su matriz económica y captar parte del crecimiento proyectado para Vaca Muerta en los próximos años.

El gobierno provincial considera que la oportunidad es estructural: el aumento de perforaciones, la expansión de infraestructura y la llegada de nuevos proyectos de transporte y exportación abren un espacio para proveedores que puedan garantizar calidad, escala y continuidad.

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El mercado de arena para fracking vuelve a tomar impulso en Río Negro después de un 2025 marcado por la caída de actividad. El repunte de la producción en Vaca Muerta está reactivando plantas, logística y empleo en la provincia. Las empresas del sector ya retomaron operaciones y anticipan un crecimiento sostenido para los próximos meses.

El movimiento de camiones por el puente de Paso Córdoba, en Roca, es el termómetro más claro de la recuperación. Durante el peor momento de 2025, apenas pasaban unos 30 camiones por día. Hoy, el tránsito es mucho más intenso y crece semana a semana. La Secretaría de Energía provincial también registró un aumento en las solicitudes de guías y en el traslado de material.

El rebote tiene protagonistas definidos. Las compañías que reactivaron tareas y retomaron el movimiento de arena son:

• Prosil SA

• Aluvional (Vista Energy)

• Transporte Rada Tilly

• Arenas Locales (ALSA)

• Mineiro SRL (en menor volumen)

Todas solicitaron nuevas guías y reanudaron operaciones en plantas y circuitos logísticos. Este movimiento genera empleo directo en extracción, procesamiento y transporte, además de dinamizar proveedores industriales locales.

La caída de 2025 tuvo una causa central: varias operadoras comenzaron a usar arena de Entre Ríos, que mostró mejor rendimiento en algunos pozos de Vaca Muerta. El propio CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó ese cambio de estrategia. Sin embargo, otras compañías mantuvieron el uso de arena rionegrina o adoptaron un blend.

Ahora, con más pozos activos y mayor eficiencia operativa, la demanda vuelve a crecer. La disponibilidad local de arena reduce costos logísticos y acorta tiempos de suministro, dos factores clave para la competitividad del shale argentino.

El repunte actual es solo el comienzo. Las empresas anticipan un despegue fuerte en 2027, cuando la actividad extractiva aumente por nuevos proyectos y mayor ritmo de perforación. Si ese escenario se confirma, el mercado de arenas podría volver a niveles récord.

La reactivación del mercado de arenas impulsa empleo directo e indirecto, fortalece la cadena de valor regional, mejora la logística hacia Vaca Muerta y reposiciona a Río Negro como proveedor estratégico del shale. Para una provincia que compite con Entre Ríos por este insumo crítico, el rebote llega en un momento clave.

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Río Negro decidió intervenir de lleno en uno de los frentes más sensibles de su matriz energética: la producción convencional de petróleo y gas, un segmento que viene en declino desde hace más de una década. Con el Decreto 136/26, el gobierno provincial puso en marcha un programa de incentivos que busca frenar la caída de los yacimientos maduros, atraer inversiones y sostener el empleo en las zonas productivas.

El esquema apunta a un objetivo concreto: volver rentables proyectos que hoy no se ejecutan por costos altos y baja productividad. La herramienta elegida es una reducción del 50% en la alícuota de regalías aplicada exclusivamente a la producción incremental, es decir, al volumen adicional que se genere por nuevas inversiones. Durante diez años —o hasta el fin de la concesión— las operadoras pagarán solo el 6% sobre ese diferencial.

La provincia enfrenta un escenario complejo: entre 2015 y 2025, la producción convencional cayó 43,5% en petróleo y 51,8% en gas a nivel nacional, afectada por el agotamiento natural de los yacimientos y la falta de inversiones sostenidas. En Río Negro, la explotación convencional todavía representa el 68% del petróleo y el 53% del gas provincial, pero la curva descendente se mantiene desde 2013 con una caída promedio del 6% anual.

El nuevo programa intenta revertir esa tendencia mediante un incentivo focalizado que no afecta la producción base ni implica reducciones en Ingresos Brutos o cánones. El beneficio se activa únicamente si la empresa demuestra un incremento real respecto de una curva de producción certificada por un auditor externo.

El plan provincial abre una ventana de oportunidad para las compañías que operan en áreas maduras. Las inversiones elegibles incluyen:

• reactivación de pozos inactivos,

• trabajos de pulling y workover,

• optimización de sistemas de extracción,

• mejoras en compresión e inyección.

Estas intervenciones permiten extender la vida útil de los yacimientos, mejorar el factor de recuperación y preservar infraestructura existente. Para las empresas, el incentivo reduce el riesgo económico de apostar por pozos marginales; para la provincia, significa sostener empleo directo e indirecto en regiones donde la actividad convencional sigue siendo clave.

El lanzamiento del programa también tiene lectura política. Mientras Vaca Muerta concentra inversiones y atención nacional, Río Negro busca evitar que su producción convencional quede relegada. El gobierno provincial envía así un mensaje a operadoras y sindicatos: la transición hacia un modelo más orientado a exportaciones no puede dejar atrás a las cuencas maduras.

La medida se integra a una estrategia más amplia que incluye infraestructura, puertos y marcos normativos para posicionar a la provincia como un nodo energético del Atlántico Sur.

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Uruguay dio un paso decisivo en su estrategia offshore con el inicio de la campaña sísmica 3D que Chevron ejecutará en un bloque adjudicado dentro de la Zona Económica Exclusiva. El Gobierno uruguayo autorizó formalmente la operación y un buque especializado ya está posicionado para comenzar la adquisición de datos, en una campaña que se extenderá hasta abril y que representa una inversión superior a los US$ 200 millones, cubierta íntegramente por compañías privadas.

La operación marca el regreso de una “supermajor” al offshore uruguayo y eleva las expectativas sobre el potencial geológico del margen atlántico, especialmente tras los descubrimientos recientes en Namibia, cuyas cuencas comparten origen tectónico con las del Cono Sur.

La campaña sísmica se ejecuta sobre un área de más de 44.000 km², donde Chevron buscará identificar estructuras profundas capaces de alojar hidrocarburos. La compañía operará con tecnología acústica de alta resolución para mapear el subsuelo marino y reducir el riesgo técnico antes de avanzar hacia un eventual pozo exploratorio, una etapa que implica costos operativos mucho más altos.

Para Uruguay, el inicio de esta fase representa un salto estratégico: después de décadas de actividad intermitente, el país vuelve a atraer inversiones de escala en exploración de frontera. ANCAP destaca que la base de información geológica acumulada desde 2007 —incluyendo sísmica 2D, 3D y estudios electromagnéticos— permitió reactivar el interés de grandes operadoras internacionales.

El avance de Chevron en Uruguay no es un hecho aislado. Para analistas regionales, forma parte de una nueva provincia petrolera atlántica que incluye el desarrollo de la Cuenca Argentina Norte (CAN) y proyectos como el pozo Argerich. Un hallazgo en aguas uruguayas validaría las tesis geológicas que sostienen la exploración en ambas costas y podría atraer inversiones en puertos, astilleros y servicios navales en toda la región.

La presencia de una supermajor también envía una señal al mercado: el Atlántico Sur vuelve a estar en el radar de las grandes petroleras, en un contexto global donde la seguridad energética y la diversificación de fuentes ganan peso estratégico.

El inicio de la campaña ocurre en medio de cuestionamientos de organizaciones ambientales, que advierten sobre impactos en fauna marina y reclaman mayor transparencia en los permisos. Varias agrupaciones apelaron decisiones judiciales que rechazaron recursos para frenar la prospección, mientras denuncian falta de información pública sobre las operaciones en curso.

El Gobierno uruguayo sostiene que la campaña se realiza bajo “máximas garantías ambientales”, con protocolos de mitigación y monitoreo continuo, aunque el debate social sigue abierto.

La operación de Chevron en Uruguay consolida un mensaje claro: el offshore del Atlántico Sur está entrando en una etapa de mayor dinamismo. Si los resultados sísmicos confirman el potencial esperado, la región podría sumar un nuevo polo de exploración de clase mundial, con impacto directo en proveedores, logística, infraestructura y servicios especializados.

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Pampa Energía presentó los resultados de su ejercicio 2025 con una combinación poco frecuente en el sector: crecimiento simultáneo en ventas, producción, reservas y generación eléctrica. La compañía reportó ingresos por US$ 507 millones en el cuarto trimestre, un 16% más que un año atrás, y cerró el año con una facturación cercana a los US$ 2.000 millones, lo que representa un incremento interanual del 7%.

El desempeño operativo fue el principal motor del balance. La producción total de hidrocarburos creció 32% respecto de 2024, impulsada por el desarrollo en Vaca Muerta y, en particular, por el avance del bloque Rincón de Aranda, donde la producción de shale oil se multiplicó por más de cuatro.

Uno de los datos más relevantes del informe fue el aumento de las reservas probadas, que alcanzaron los 296 millones de barriles equivalentes, un 28% más que el año anterior. La compañía logró reponer reservas por un volumen equivalente a tres veces su producción anual, lo que extendió su horizonte de actividad asegurada de ocho a diez años.

Este salto en reservas consolida la posición de Pampa como uno de los actores más sólidos de la cuenca neuquina y refuerza su capacidad para sostener inversiones de largo plazo.

El negocio de generación eléctrica también mostró un desempeño destacado. El EBITDA del segmento alcanzó los US$ 111 millones en el cuarto trimestre, un 28% más que en 2024, impulsado por mejoras operativas y por el autoabastecimiento de gas en las centrales térmicas Loma de la Lata y Genelba.

La empresa destacó que los nuevos lineamientos regulatorios en generación eléctrica aportaron previsibilidad y permitieron optimizar márgenes en un mercado que venía de años de inestabilidad.

Además del crecimiento operativo, Pampa Energía cerró el año con una ganancia neta de US$ 161 millones, un 57% por encima de lo esperado por el mercado, lo que reforzó la lectura de resiliencia de la compañía en un contexto macroeconómico desafiante.

• la consolidación de Pampa en Vaca Muerta,

• la fortaleza de su negocio eléctrico,

• y la capacidad de sostener un horizonte de reservas en expansión.

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El anuncio de YPF de invertir USD 6.000 millones en 2026 no sólo marca un récord para la compañía: redefine el equilibrio de fuerzas dentro de Vaca Muerta y acelera la transición del país hacia un perfil exportador. La magnitud del plan —el mayor desembolso corporativo del año en Argentina— obliga a todo el ecosistema energético a recalibrar expectativas, capacidades y estrategias.

La decisión de destinar el 70% del presupuesto a Vaca Muerta implica que YPF profundizará su rol como operador dominante en shale oil. Con una meta de 215.000 barriles diarios hacia fines de 2026, la compañía empuja al resto de las operadoras a acelerar inversiones, optimizar costos y asegurar infraestructura para no perder competitividad.

Tres proyectos explican por qué esta inversión tiene impacto sistémico:

• Vaca Muerta Oil Sur (VMOS): el ducto que permitirá exportar crudo a gran escala desde Río Negro y que ya supera el 50% de avance.
• Argentina LNG: el proyecto de GNL más ambicioso de Sudamérica, que exige desarrollo masivo de bloques gasíferos.
• Gasoducto de Southern Energy: pieza clave para sostener contratos firmes de exportación.

Cada uno de estos frentes modifica la logística, la demanda de servicios, la planificación de inversiones y la capacidad exportadora del país.

Una inversión de esta escala genera un impacto inmediato en:

• contratistas de perforación y fractura, que deberán ampliar flotas y personal;
• empresas de midstream, que ajustan cronogramas y capacidad de transporte;
• pymes regionales, que enfrentan un aumento en la demanda de servicios logísticos, metalmecánicos y de infraestructura;
• mercado laboral, con una proyección de más de 40.000 empleos directos e indirectos.

El plan de YPF envía una señal potente a los fondos globales: Argentina está dispuesta a escalar su producción y su infraestructura para convertirse en un exportador estructural de energía. Con un Brent en torno a los USD 60–65, la compañía proyecta un EBITDA de USD 6.000 millones y un volumen de exportaciones que podría superar los USD 30.000 millones en los próximos años.

La apuesta de YPF obliga a todo el ecosistema a moverse: más infraestructura, más eficiencia, más tecnología y más integración entre operadoras, proveedores y gobiernos provinciales. La formación entra en una fase donde la escala ya no es una aspiración: es una condición para competir.

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Vista Energy, uno de los operadores más dinámicos y de mayor crecimiento en el shale argentino, se encuentra en una fase avanzada de análisis para adherirse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Esta decisión estratégica busca acelerar de forma significativa el desarrollo de varios de sus proyectos clave en Vaca Muerta, la formación no convencional que es el motor de la producción hidrocarburífera en Argentina.

La compañía, cofundada y liderada por Miguel Galuccio, que ya se consolidó como el segundo mayor productor de petróleo del país, estima que el marco del RIGI podría optimizar sustancialmente la competitividad económica de sus activos y robustecer su ambicioso plan de crecimiento para la próxima década.

La evaluación interna de Vista, respaldada por fuentes del sector y la revisión de documentos corporativos, se centra en encuadrar bajo el RIGI aquellos proyectos que demandan un uso intensivo de capital y que son cruciales para el ramp-up de la producción.

Entre los principales activos que la compañía analiza incluir se encuentran:

• Bandurria Norte: Uno de sus hubs de desarrollo más maduros y productivos en la ventana de petróleo.
• Águila Mora: Un bloque clave en su estrategia de expansión de la producción de shale oil.
• Bajo del Toro: Recientemente adquirido a Equinor, este activo es considerado un punto de inflexión por su escala y potencial.

La viabilidad de esta adhesión se sustenta en la reciente ampliación del alcance del RIGI (regulado por el Decreto 293/2024 del Boletín Oficial) para abarcar específicamente los desarrollos de petróleo y gas, lo que abre el camino para que Vista presente proyectos de gran magnitud dentro de este paraguas legal y económico.Los Beneficios Estratégicos que el RIGI Ofrece a Vista

El RIGI fue diseñado como una herramienta para atraer y retener grandes flujos de capital, ofreciendo un paquete de beneficios fiscales y cambiarios que minimizan la incertidumbre inherente a los proyectos de largo aliento en Argentina.

• Estabilidad fiscal por 30 años: Una garantía de previsibilidad en el tratamiento tributario, esencial para la planificación de inversiones que se extienden por décadas.
• Amortización acelerada de inversiones: Permite recuperar más rápidamente el capital invertido, mejorando la rentabilidad y el flujo de caja temprano de los proyectos.
• Libre disponibilidad de divisas: La capacidad de acceder y disponer de moneda extranjera en porcentajes crecientes a lo largo del tiempo, crucial para el repago de deuda y la distribución de dividendos.
• Beneficios aduaneros: La exención o reducción de aranceles para la importación de bienes de capital y equipos no disponibles localmente, lo que reduce el costo de desarrollo de los pozos.
• Reducción de costos financieros: Al mitigar el riesgo país y ofrecer mayor seguridad jurídica, el RIGI facilita el acceso a financiamiento internacional a tasas más competitivas.

Considerando que Vista mantiene un ritmo de inversión que oscila entre USD 1.300 y 1.600 millones anuales, la aplicación de estos incentivos puede generar un impacto transformador en la Tasa Interna de Retorno (TIR) de los proyectos, haciéndolos globalmente más competitivos.

La compra del bloque Bajo del Toro a la noruega Equinor se perfila como uno de los principales catalizadores del análisis del RIGI. Si bien la transferencia del activo aún está pendiente de las aprobaciones regulatorias de rigor, Vista ya ha trazado un plan de desarrollo agresivo que incluye:

• Una masiva ampliación de infraestructura de superficie.
• La construcción de nuevos ductos dedicados para la evacuación del creciente volumen de shale oil.
• Una curva de producción mucho más agresiva y acelerada que el plan inicial.

La compañía se muestra optimista respecto a la autofinanciación de estos nuevos desarrollos, proyectando que, con un precio del crudo Brent sostenido en torno a los USD 65 por barril, los flujos de caja generados por la propia producción serían suficientes para cubrir las necesidades de capital.

La evaluación de Vista se basa en un historial de crecimiento notable. Los resultados recientes de la empresa reflejan una expansión contundente en sus operaciones:

• 74 pozos perforados durante el año 2025, un incremento en la actividad perforatoria.
• USD 1.331 millones invertidos en el período, lo que subraya su compromiso de capital.
• 115.479 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d) de producción promedio, lo que representa un aumento del +66% interanual.
• 61% de la producción exportada, evidenciando una fuerte orientación al mercado internacional y a la generación de divisas.
• USD 2.444 millones de ingresos totales, reflejando la solidez de su negocio.

Adicionalmente, Vista mantiene una participación clave como accionista del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), un proyecto de infraestructura vital que multiplicará la capacidad de exportación de crudo desde la provincia de Río Negro a partir de finales de 2026, consolidando su rol en la cadena de valor exportadora.Implicancias para Vaca Muerta y el Mercado

La formalización del ingreso de Vista Energy al RIGI tendría un impacto sistémico en el ecosistema de Vaca Muerta y para el sector energético argentino en general.

• Un mayor ritmo sostenido de inversiones, asegurando el capex a largo plazo.
• Proyectos más competitivos a nivel regional e internacional, gracias a las ventajas fiscales y cambiarias.
• La generación de más infraestructura crítica para la evacuación y procesamiento de la producción.
• Un aumento directo en la capacidad exportadora de petróleo del país.
• La consolidación de Vista como un actor absolutamente central y referente en el shale argentino.

En un momento donde el sector busca afianzar su expansión y atraer capital foráneo, el hecho de que una compañía del calibre y la escala de Vista se acoja al RIGI enviaría una señal de previsibilidad y confianza extremadamente potente a los inversores y players internacionales, reforzando la credibilidad del marco regulatorio argentino.

En un contexto de expansión del sector, el ingreso de una compañía de esta escala al RIGI reforzaría la señal de previsibilidad que buscan los inversores internacionales.

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Vaca Muerta prepara un movimiento estratégico de alto impacto: el próximo 24 de marzo, la industria argentina desembarcará en Houston, la capital global del shale, para presentar su hoja de ruta ante los principales fondos de inversión, bancos internacionales y compañías tecnológicas del ecosistema energético estadounidense.

El encuentro, titulado “Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook”, se realizará en The Westin Houston Downtown y será un evento cerrado y por invitación, orientado a acelerar la llegada de capital internacional.

La delegación argentina estará integrada por los CEOs que lideran el desarrollo del shale local:

• Horacio Marín (YPF) – exportaciones, VMOS y GNL.

• Pablo Vera Pinto (Vista) – productividad y modelo shale estadounidense.

• Ricardo Markous (Tecpetrol) – gas, Fortín de Piedra y expansión bajo el RIGI.

• Felipe Bayón (GeoPark) – sostenibilidad y licencia social.

• Daniel González, viceministro de Energía y Minería – estabilidad regulatoria y marco jurídico.

La agenda incluye reuniones uno a uno con fondos texanos, bancos globales y proveedores tecnológicos, en un formato diseñado para acelerar decisiones de inversión.

El mensaje central será posicionar a Vaca Muerta como el único shale competitivo fuera de Estados Unidos, con costos de desarrollo bajos, infraestructura en expansión y un marco regulatorio que empieza a alinearse con estándares internacionales gracias al RIGI.

• atraer capital para perforación 2026–2027,

• financiar infraestructura de evacuación (VMOS, Oldelval, gasoductos),

• avanzar en acuerdos de exportación de crudo y GNL,

• sumar socios tecnológicos y financieros.

Por qué Houston es clave

Houston concentra:

• los mayores fondos de energía del mundo,

• las casas matrices del oilfield services,

• los bancos que financian infraestructura energética,

• los decisores que definen el flujo global de capital del sector.

Es el lugar donde se decide qué proyectos escalan y cuáles no.

El roadshow marca un cambio de etapa: Vaca Muerta ya no viaja a Estados Unidos a “presentarse”, sino a competir por capital global con argumentos sólidos, resultados comprobables y un marco regulatorio más previsible. Es un paso que confirma que el shale argentino está entrando en su fase de consolidación internacional.

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La escena en Sierra Grande tuvo algo de símbolo y algo de punto de inflexión, una postal de la nueva Patagonia que emerge. Mientras el viento patagónico, eterno custodio de la costa rionegrina, golpeaba con fuerza los paredones de la vieja zona industrial, las autoridades provinciales y los principales ejecutivos de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) inauguraban formalmente las nuevas oficinas del proyecto. Este emprendimiento faraónico está reescribiendo la historia energética del país y, más importante aún, redefiniendo el futuro económico de la región.

No fue un acto protocolario más ni una mera formalidad: la apertura coincidió con la difusión de un dato que ya empieza a pesar con solidez en la agenda nacional y que subraya la irreversibilidad de la obra. Vaca Muerta Oil Sur superó el 54% de avance total, un hito que proyecta la finalización de la obra dentro del cronograma previsto.Una ciudad que vuelve a moverse: El impacto socioeconómico en Sierra Grande

Sierra Grande, una localidad que durante años vivió inmersa en la nostalgia de su pasado minero (la extinta empresa Hipasam) y en la prolongada espera de un nuevo ciclo económico que la rescatara del letargo, encontró en el despliegue de VMOS una fuerza motriz inesperada y transformadora.

• Empleo Local: Más del 80% de los trabajadores que actualmente participan en el proyecto son rionegrinos, priorizando la mano de obra local y promoviendo la capacitación de profesionales y técnicos de la zona.
• Derrama Económica: La masa salarial inyectada directamente en la economía regional ya superó los USD 120 millones, distribuidos a través de remuneraciones que dinamizan todo el ecosistema productivo.

Comercios, supermercados, servicios de transporte, el sector de alquileres de viviendas y la provisión de servicios profesionales: todo volvió a moverse, recuperando un pulso vital que se había perdido. La apertura de estas nuevas oficinas —un espacio funcional y moderno de 140 m² que operará como la base operativa y centro logístico permanente del proyecto en el área— es la confirmación definitiva de que VMOS no es un proyecto de paso.

Por el contrario, se instala, se integra a la comunidad y consolida su compromiso a largo plazo con el desarrollo de la provincia de Río Negro.

El avance físico del oleoducto y de la terminal de exportación marítima —componentes esenciales de la infraestructura de VMOS— se ha ejecutado a un ritmo vertiginoso. El ducto troncal, diseñado para evacuar la creciente producción de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, se extiende cientos de kilómetros a través del territorio patagónico.

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El Gobierno de Río Negro ha dado un paso trascendental y largamente esperado al presentar formalmente el proyecto para actualizar su esquema de distribución de regalías hidrocarburíferas. Este sistema, que se mantuvo vigente desde 2004, era considerado completamente obsoleto e injusto ante la profunda transformación y la masiva expansión de la actividad petrolera y gasífera que ha experimentado la provincia en los últimos años.

La presentación de esta nueva metodología estuvo a cargo de la Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, en un proceso de diálogo y transparencia que se inició con los intendentes de los municipios directamente productores, y que se amplió posteriormente a los representantes de la totalidad de los 39 municipios rionegrinos. El objetivo central es lograr un esquema más equitativo, técnico y dinámico.

El vertiginoso crecimiento de la actividad hidrocarburífera no convencional, impulsado principalmente por la extensión de la formación Vaca Muerta hacia nuevas áreas del Alto Valle y el Valle Medio rionegrino, desnudó las falencias y distorsiones del esquema de 2004.

El antiguo sistema no lograba reflejar la realidad productiva y generaba marcadas inequidades. Por un lado, existían municipios que sufrían un impacto ambiental, social y logístico directo o indirecto significativo a causa de la actividad petrolera (mayor tránsito de camiones, infraestructura de servicios exigida, etc.) y que, sin embargo, no percibían regalías.

Por otro lado, algunas comunas mantenían porcentajes de participación heredados que ya no guardaban ninguna correspondencia con el volumen de producción actual en sus ejidos. La nueva propuesta busca corregir de raíz estas distorsiones históricas.

La provincia ha introducido un sistema significativamente más técnico, auditable y verificable, basándose en la utilización de datos oficiales de producción y declaraciones juradas de las operadoras. Los cambios estructurales más relevantes son:

1. Zonificación Estratégica en Cuatro Áreas Productoras: Se establecerá una clara diferenciación del territorio provincial en cuatro zonas o áreas productoras. Esta zonificación se basará en criterios técnicos como la intensidad de la actividad, la concentración de yacimientos y la cercanía a los principales centros de extracción y procesamiento.
2. Ampliación del Universo de Beneficiarios: Reconociendo el impacto indirecto, la nueva metodología incorpora a cinco nuevos municipios como beneficiarios directos de las regalías: Mainqué, Ingeniero Huergo, General Enrique Godoy, Villa Regina y Chichinales. Este es uno de los puntos centrales para garantizar una distribución más justa en el Valle Medio.
3. Creación del Índice de Distribución Anual (IDA): El IDA se convierte en la columna vertebral del nuevo esquema. Es un coeficiente variable que combina de manera ponderada las variables de producción, distancia e infraestructura de pozos, asegurando que la distribución se adapte anualmente a la evolución real de la actividad.

El cálculo del IDA está diseñado para ser sensible a la realidad operativa de cada municipio y se compone de la ponderación de dos variables esenciales:

• Producción – Distancia (Factor de Impacto Indirecto):
  • Esta variable toma como base la producción hidrocarburífera (petróleo y gas) registrada durante el año anterior en cada yacimiento.
  • Introduce un concepto clave de impacto indirecto, reconociendo los efectos de la actividad hasta un radio de 100 kilómetros de la fuente productora.
  • La distribución dentro de ese radio se realizará de forma inversamente proporcional a la distancia: cuanto más cerca se encuentre el municipio del pozo o yacimiento, mayor será su ponderación en este factor, corrigiendo el sesgo de solo beneficiar al pozo “cero”.
• Infraestructura de Pozos (Factor de Afectación Territorial):
  • Este componente busca reconocer el uso y la afectación real del suelo y la infraestructura municipal.
  • Se establece una ponderación del 70% para los pozos con producción (que generan impacto constante y tránsito) y un 30% para los pozos sin producción (que, aunque no generen renta inmediata, sí requieren de un espacio y una afectación territorial para su mantenimiento, exploración o abandono) dentro del ejido municipal.

El hecho de que ambos factores se actualizarán cada año es fundamental para la transparencia y la equidad del sistema, permitiendo que la distribución de las regalías se ajuste de forma dinámica a la evolución real de la producción y la exploración en cada zona.Implicancias de la Nueva Metodología para los Gobiernos Locales

• Mayor Equidad: Se amplía de manera significativa el universo de municipios que recibirán ingresos por regalías, ya sea por impacto directo (donde está el pozo) o indirecto (municipios de paso o logísticos).
• Proporcionalidad y Transparencia: La distribución de los fondos será estrictamente proporcional a la producción real y al nivel de afectación territorial, dejando de lado los porcentajes rígidos y desactualizados del pasado.
• Reconocimiento del Costo Social: Se reconocerán por primera vez las zonas que se ven afectadas por el tránsito pesado, la exigencia de servicios públicos y la actividad logística asociada a la explotación, permitiendo a esos municipios contar con recursos para mitigar esos impactos.
• Validación Detallada: El proceso incluye el inicio de un exhaustivo trabajo técnico de validación “pozo por pozo” con la participación activa de cada municipio, asegurando la confiabilidad de los datos de base.

La presentación formal de la propuesta marca el hito inicial de un proceso que requerirá un intenso trabajo de cooperación. Durante las próximas semanas, los equipos técnicos de la Secretaría de Hidrocarburos y la Secretaría de Energía trabajarán codo a codo con cada gobierno municipal. La agenda inmediata incluye:

1. Revisión y validación detallada de la información catastral y productiva.
2. Ajuste fino de los índices de distribución preliminares.
3. Consenso para avanzar hacia la definición de un esquema definitivo.

El nuevo esquema deberá ser formalizado y blindado mediante la emisión de la normativa provincial correspondiente, garantizando su estabilidad y aplicación a largo plazo.

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La formación no convencional de Vaca Muerta se encuentra en una fase de madurez que exige una optimización radical de todos sus procesos. La carrera por bajar los costos de lifting y ganar eficiencia estructural ya no se limita únicamente a la curva de productividad de los pozos (pad drilling, mega-frack), sino que ha migrado de manera decisiva hacia la gestión energética de las operaciones en campo.

En este contexto, la tecnología Dual Fuel —que habilita el uso intensivo de gas natural, en sustitución parcial del diésel— está emergiendo y consolidándose rápidamente como el nuevo estándar operativo en los equipos de perforación y, especialmente, en las flotas de fractura hidráulica del shale argentino.De la Teoría a la Dominancia en el Campo: Vaca Muerta Acelera la Transición

El cambio de paradigma en Vaca Muerta es tangible y se acelera. Actualmente, ya operan en la provincia de Neuquén cinco equipos clave que han migrado exitosamente a la tecnología Dual Fuel, y el ritmo de adopción es claramente exponencial. El principal objetivo de esta reconversión son las flotas de fracking, dado que son las que presentan el perfil de consumo de combustible más intensivo dentro del esquema operativo de un pad.

La implementación de Dual Fuel permite reemplazar una parte sustancial del diésel importado y costoso por gas natural disponible en boca de pozo (wellhead gas o Gas Asociado). Este cambio estratégico tiene un impacto directo y multifactorial:

1. Estructura de Costos: Reducción drástica del gasto total en combustible.
2. Logística: Disminución de la dependencia de la cadena de suministro y transporte de diésel (menos camiones en ruta).
3. Sostenibilidad y Emisiones: Mejora de la huella ambiental de la operación.

El principio del esquema Dual Fuel es simple pero potente: permite que los motores diésel de alto caballaje (high horsepower) pasen de una operación 100% a diésel a un modo de combustión dual, donde una mezcla de gas natural y diésel alimenta el motor. La eficiencia tecnológica ha avanzado de tal manera que, sin sacrificar potencia, entre 30% y 70% del consumo total de energía puede ser cubierto por gas natural.

La experiencia recogida en cuencas de shale de referencia internacional (como el Permian en Estados Unidos) confirma el potencial de ahorro: este cambio operativo puede llegar a reducir a la mitad el consumo de diésel en una flota de fractura de ciclo completo.

Desde la perspectiva financiera, el ahorro es la palanca más poderosa:

Datos de consultoras especializadas indican que una flota de fractura convencional puede demandar un gasto anual en combustible del orden de USD 33 millones. Al migrar a Dual Fuel, el costo se reduce significativamente, situándose alrededor de USD 16.4 millones, con un ahorro potencial que se acerca a los USD 17 millones por año por cada flota operativa.

En un escenario de competencia global por la atracción de capitales de inversión, estos números representan una ventaja competitiva crucial para Vaca Muerta.Liderazgo en la Transición: Operadoras y Proveedores

La adopción de esta tecnología es un esfuerzo conjunto liderado por las principales operadoras de la formación, quienes han incorporado o están en proceso de incorporar equipos Dual Fuel a sus planes de desarrollo:

• YPF
• Vista
• Tecpetrol
• Pampa Energía
• Pluspetrol

En paralelo, los proveedores de servicios especializados en perforación y fractura están invirtiendo fuertemente en la reconversión de sus flotas existentes (kit de conversión a Dual Fuel) y en la adquisición de nuevas unidades diseñadas de fábrica para operar primariamente con gas.Del Dual Fuel al Full Gas: La Próxima Frontera

El Dual Fuel no se visualiza como el punto final, sino como un paso intermedio y pragmático dentro de una transición energética más ambiciosa. La industria del shale ya está enfocando su mirada en la siguiente etapa de optimización energética, que incluye:

• Equipos 100% Gas: Motores diseñados para operar exclusivamente con Gas Natural Comprimido (GNC) o Gas Natural Licuado (GNL).
• Sets Eléctricos (E-Frac): Flotas de fractura impulsadas por grandes turbinas de gas o conectados a la red eléctrica (cuando sea factible).
• Turbinas y Soluciones Híbridas: Combinación de turbinas de gas con sistemas de almacenamiento y apoyo eléctrico.

Si bien cada una de estas alternativas presenta distintos niveles de inversión y desafíos operativos específicos (logística del GNL, infraestructura eléctrica), todas comparten la lógica central de aprovechar el gas local, minimizar la dependencia del diésel importado y, en última instancia, elevar el nivel de competitividad de Vaca Muerta frente a las cuencas productoras más eficientes del mundo.Impacto Estratégico en la Competitividad del Shale Argentino

La rápida y masiva adopción de Dual Fuel y sus tecnologías asociadas cristaliza una tendencia de fondo económica y geopolítica: Vaca Muerta está utilizando su propia materia prima energética (el gas) para abaratar la explotación de su shale.

Esta internalización del combustible tiene consecuencias directas en la métrica financiera y operativa:

• Menores Costos en Dólares por Pozo (USD/boe): Mejora directa del breakeven del proyecto.
• Menor Exposición a la Volatilidad del Precio del Diésel: Desacople de las fluctuaciones de los mercados internacionales de commodities líquidos.
• Reducción de la Presión Logística: Menos camiones en ruta significa menos congestión, menor riesgo y mayor seguridad operativa.
• Reducción de Emisiones: Alinear las operaciones con los estándares internacionales de responsabilidad ambiental y criterios ESG.

En un momento crucial en que la formación neuquina se prepara para una fase de desarrollo a mayor escala y con una clara orientación exportadora, cada punto de eficiencia cuenta y se traduce en una ventaja sostenible. El Dual Fuel se ha consolidado como una de esas palancas silenciosas de optimización que no siempre ocupan los titulares, pero que son determinantes en la redefinición de la competitividad a largo plazo del shale argentino.

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El crecimiento explosivo de Vaca Muerta no solo ha transformado el panorama energético de Argentina, sino que también ha generado un formidable desafío y, a la vez, una oportunidad sin precedentes en las localidades aledañas. Añelo, el epicentro operativo de la formación, se ha visto desbordada por una demanda habitacional y de servicios que supera con creces su infraestructura actual.

Ante este escenario, la desarrolladora Alberta ha dado un paso audaz al anunciar el mayor desarrollo inmobiliario planificado de la ciudad, con el objetivo de captar la creciente renta generada por el boom petrolero y proveer soluciones habitacionales y comerciales de escala a la nueva población flotante y residente.

Este megaproyecto surge como respuesta directa a la necesidad urgente de alojamiento de calidad para los miles de trabajadores especializados que llegan a la zona, desde ingenieros y técnicos hasta personal de apoyo logístico y administrativo. Históricamente, la falta de planificación urbana en Añelo ha llevado a una disparada en los precios de los alquileres y a una escasez de opciones dignas, impactando directamente en la calidad de vida y en los costos operativos de las empresas petroleras.

El desarrollo de Alberta no se limitará a la construcción de viviendas. Se concibe como una verdadera mini-ciudad autosuficiente que busca mitigar el déficit de infraestructura local, incluyendo servicios esenciales y áreas de esparcimiento. La inversión se enfoca en crear un entorno que cumpla con los estándares de vida que el staff de alto nivel de la industria demanda.

El proyecto contempla una superficie total de varias hectáreas e incluirá una mixtura de usos. La fase inicial se centrará en la construcción de unidades residenciales modulares y de alta calidad, apuntando tanto a la venta como al alquiler corporativo, con contratos a largo plazo asegurados por las principales operadoras y empresas de servicios.

Características clave del desarrollo:

1. Viviendas corporativas: Oferta de apartamentos y casas pensadas para la rotación de personal, con amenities y servicios incluidos (limpieza, seguridad 24/7, mantenimiento).
2. Infraestructura comercial y de servicios: Se planifica la incorporación de un centro comercial con supermercado, farmacias, bancos, restaurantes y áreas de coworking, evitando la necesidad de desplazarse a la ciudad de Neuquén.
3. Logística y storage: Un sector del predio estará dedicado a galpones y espacios de almacenamiento liviano, esenciales para las empresas de servicios que necesitan bases operativas cercanas a los yacimientos.
4. Sustentabilidad y calidad urbana: Se pondrá énfasis en el desarrollo de espacios verdes, la utilización de energías renovables complementarias y sistemas eficientes de gestión de residuos y agua, elevando el estándar urbanístico de la región.

Alberta estima que la inversión total superará los cien millones de dólares a lo largo de sus distintas etapas, consolidándose como la iniciativa privada más ambiciosa en el rubro inmobiliario de Añelo. Los desarrolladores están confiados en que la estabilidad y el potencial a largo plazo de Vaca Muerta garantizan un retorno de inversión sólido y sostenido, posicionando al proyecto como el principal proveedor de soluciones inmobiliarias de alta gama para la capital petrolera del país.

Este desarrollo no solo busca rentabilidad, sino también contribuir a la formalización y mejora de la vida urbana en una zona crítica para la economía nacional.

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La reciente aprobación de dos nuevos y cruciales proyectos mineros bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) no solo valida la solidez de este esquema normativo, sino que consolida un movimiento transformador que está redefiniendo la escala productiva y exportadora del sector en Argentina.

Con una inyección de capital conjunta que asciende a USD 1.140 millones, la expansión de Veladero en la provincia de San Juan y la puesta en marcha de Diablillos en Salta elevan a 12 el número total de iniciativas ya validadas, llevando el volumen de inversión acumulada a una cifra que supera los USD 26.000 millones. Este hito marca un punto de inflexión, posicionando a Argentina de manera más competitiva en el mercado global de metales.Un impulso que atraviesa provincias y cadenas de valor

El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó la trascendencia de estas aprobaciones no solo en términos de volumen de inversión, sino por el impacto socioeconómico directo. Se proyecta que ambos proyectos generarán más de 2.300 empleos directos e indirectos de alta calidad, a la vez que se espera un aporte sustancial de USD 750 millones anuales en concepto de exportaciones.

Este flujo de divisas y actividad productiva beneficiará directamente a las economías de San Juan, Salta y Catamarca, estableciendo un “corredor de desarrollo” en la región cordillerana.

El dinamismo no se limita a las operadoras mineras. Este importante flujo de capital impulsa una vasta cadena de valor que incluye contratistas, proveedores metalmecánicos especializados, empresas de transporte de gran porte, servicios logísticos complejos y una red de pequeñas y medianas empresas (pymes) que dependen de la actividad minera para sostener y expandir su crecimiento, generando un efecto multiplicador en las economías locales.Veladero: una década más de producción y estabilidad laboral

La ampliación de la mina Veladero, operada en joint venture por Barrick y Shandong Gold, es un claro ejemplo de inversión de sostenimiento y optimización. El proyecto implica un desembolso de USD 380 millones que estará destinado específicamente a la ejecución de las Fases 8 y 9 del valle de lixiviación, una obra de ingeniería esencial.

Esta inversión estratégica resulta fundamental, ya que extiende la vida útil de la mina por casi diez años adicionales. Este horizonte de largo plazo garantiza la continuidad de miles de empleos directos e indirectos en los departamentos de Iglesia y Jáchal, consolidando a la minería como el principal, si no el único, motor económico regional y fuente de ingresos fiscales cruciales para la provincia de San Juan.Diablillos: una nueva mina que se suma al corredor metalífero del NOA

Por su parte, el proyecto Diablillos se incorpora con fuerza al panorama minero nacional con una robusta inversión de USD 760 millones. Este nuevo desarrollo se perfila como una de las minas de oro y plata más relevantes del norte argentino.

Su puesta en marcha refuerza significativamente el corredor metalífero del Noroeste Argentino (NOA), una región estratégica que abarca Salta, Catamarca y Jujuy. Al explotar metales preciosos (oro y plata), Diablillos no solo diversifica la matriz productiva de la región, sino que también amplía la base exportadora del país en el segmento de bullion, generando un flujo de divisas altamente valorado.El RIGI como plataforma de competitividad regional

La clave de esta aceleración en las aprobaciones reside en la previsibilidad que ofrece el RIGI. La reciente prórroga del régimen hasta el año 2027 mediante el Decreto 105/2026 proporcionó a los inversores la tan necesaria estabilidad fiscal y cambiaria para proyectos que, por su escala y magnitud, requieren planificaciones a décadas.

Con 12 iniciativas ya validadas y un listado de otras 11 en avanzada evaluación, el RIGI se consolida como la herramienta de política pública más efectiva para que Argentina pueda competir frontalmente con líderes regionales en minería como Chile y Perú. La atracción de capital se centra en la explotación de minerales estratégicos como el cobre, el oro, la plata y el litio, elementos esenciales para la transición energética global.

El avance de estos proyectos no solo se traduce en un incremento en la producción y las exportaciones. Su verdadero impacto reside en la capacidad de redefinir la estructura productiva y de infraestructura de las provincias mineras, elevando el estándar de inversión y la sofisticación tecnológica en toda la cadena de valor.

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El Gobierno de San Juan ha dado un paso estratégico fundamental para dinamizar el sector minero provincial con la apertura del proceso de licitación de nueve áreas mineras de alto interés geológico. La convocatoria se centra en los departamentos de Iglesia y Calingasta, dos jurisdicciones que concentran algunos de los depósitos metalíferos más significativos del país.

Esta decisión tiene como objetivo principal acelerar la llegada de nuevas inversiones de capital y consolidar a la provincia como un hub competitivo para la exploración y explotación de metales críticos a nivel sudamericano.

El Instituto Provincial de Exploraciones y Explotaciones Mineras (IPEEM), entidad responsable del proceso, ha confirmado que la licitación incluye 23 derechos mineros que serán ofrecidos a operadores nacionales e internacionales. La mira está puesta en proyectos de cobre, oro, litio y tierras raras, considerados los tres vectores estratégicos que definirán la matriz minera provincial de las próximas décadas, en línea con la transición energética global.Un llamado que apunta a jugadores con robusta capacidad técnica y financiera

El IPEEM ha diseñado un proceso riguroso para asegurar que solo empresas con la solvencia adecuada participen en la explotación de estos activos provinciales. La licitación será oficializada mediante su publicación en el Boletín Oficial durante cinco días hábiles, tras lo cual se abrirá un plazo de tres meses para la presentación de ofertas.

1. Antecedentes corporativos y track record en exploración y minería.
2. Capacidad económica y financiera probada para afrontar las fases iniciales de alto riesgo.
3. Un Plan de Trabajo detallado que debe especificar la metodología de exploración, las etapas del proyecto, un cronograma preciso de ejecución y la inversión estimada comprometida.

Este nivel de exigencia actúa como un filtro natural, elevando el estándar técnico del proceso y asegurando la participación de operadores de primer nivel con el respaldo financiero suficiente para llevar los proyectos a etapa productiva.Dos corredores cordilleranos en el centro de la estrategia de valor

• Departamento Iglesia: Se ofrecen cinco áreas con alto potencial para el hallazgo de pórfidos de cobre y oro. Estas zonas son adyacentes o cercanas a operaciones mineras en funcionamiento, como Veladero, y al prometedor corredor de Jagüelito, lo que minimiza el riesgo exploratorio y optimiza la logística.
• Departamento Calingasta: Se licitan cuatro áreas vinculadas directamente al cinturón metalogénico que incluye los megaproyectos de cobre Los Azules y El Pachón. La geología de Calingasta es ideal para el desarrollo de grandes depósitos cupríferos, un mineral clave para la electromovilidad y la infraestructura energética.

Natalia Marchese, presidenta del IPEEM, enfatizó que la configuración de la oferta busca atraer específicamente a compañías con vasta experiencia en la exploración y desarrollo de metales críticos. Este segmento es el que hoy concentra la mayor parte del interés y los flujos de inversión a nivel internacional.Un movimiento que consolida el ritmo de adjudicaciones y el liderazgo provincial

Este nuevo llamado a licitación no es un evento aislado, sino que se inscribe en una secuencia de adjudicaciones recientes exitosas que demuestran el dinamismo del mercado exploratorio sanjuanino. Entre los proyectos ya asignados se destacan Del Carmen, Jagüelito, Marisa I y Los Crisoles.

Con esta nueva convocatoria, San Juan refuerza su posición como uno de los destinos mineros más competitivos y seguros de Sudamérica para el desarrollo de proyectos de cobre, oro y litio. El proceso abre una ventana de oportunidad crucial para que nuevos actores de la industria minera global ingresen a la prolífica cordillera sanjuanina en un momento de sostenida expansión de la demanda mundial de metales esenciales para la transición energética. La provincia busca, así, mantener su liderazgo y asegurar la continuidad de su portfolio de proyectos a largo plazo.

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PECOM, la compañía de servicios petroleros y energía, ha iniciado una ambiciosa campaña de reactivación en el yacimiento Cañadón Perdido, en Chubut. Utilizando el perforador V51 de Venver, la empresa busca transformar un campo históricamente relevante, pero que se encontraba al borde del abandono, en un polo productivo basado en la tecnología de Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR) y, específicamente, la inyección de polímeros. Este proyecto no solo revitaliza la operación, sino que establece un nuevo estándar para la extensión de la vida útil de los yacimientos maduros en la Cuenca del Golfo San Jorge.Una Hoja de Ruta Detallada: El Trébol y Cañadón Perdido.

La campaña de PECOM comenzó estratégicamente en El Trébol, una locación cercana, para luego trasladar el equipo a Cañadón Perdido. El plan técnico para este último es robusto y se extiende a lo largo de 2026, con la perforación de 28 pozos nuevos, distribuidos en:

• 19 pozos productores: Destinados a la extracción del crudo.
• 9 pozos inyectores: Cruciales para el esquema de recuperación terciaria.

Este programa de desarrollo integra la nueva perforación con la implementación de la inyección de polímeros, una técnica avanzada que busca maximizar la extracción de las reservas remanentes.Cañadón Perdido: Un Legado Histórico en Búsqueda de un Nuevo Ciclo

Cañadón Perdido es un campo con una rica historia, siendo uno de los más antiguos de Chubut. Su trayectoria productiva se resume así:

• Ciclo Primario: Produjo activamente entre 1928 y 1960.
• Ciclo de Recuperación Secundaria (Inyección de Agua): Implementado en 1996.
• Declive y Abandono: Prácticamente cesó su actividad en 2008.

Al momento de la reactivación por parte de PECOM, el yacimiento operaba con una producción muy marginal de apenas 68 m³/d y solo 27 pozos activos. La decisión de PECOM de invertir en este campo se fundamenta en estudios integrados de subsuelo de última generación que identificaron zonas con alto potencial no explotado, permitiendo un rediseño completo del plan de desarrollo.El Piloto de Inyección de Polímeros: La Clave del Salto Productivo

El corazón del proyecto de reactivación es la Fase 1 del plan, que consiste en la implementación de un piloto de inyección de polímeros. Esta etapa implica la perforación de los pozos inyectores y productores necesarios, y su conexión a una nueva planta de polímeros diseñada para la operación.

Mecanismo y Objetivos de la Técnica:

1. Aumentar la Viscosidad del Agua: El polímero espesa el agua inyectada.
2. Mejorar la Eficiencia de Barrido: El agua más viscosa desplaza el petróleo de manera más uniforme y eficiente a través de la matriz de roca (barrido), evitando que el agua “canalice” o eluda las zonas con crudo.
3. Movilizar Petróleo Atrapado: Esto permite recuperar el crudo residual que la inyección de agua convencional (recuperación secundaria) no pudo extraer.

Los modelos técnicos desarrollados por PECOM son altamente optimistas. Se espera que el piloto de inyección de polímeros logre quintuplicar la producción del yacimiento en esta primera fase, pasando de los 68 m³/d actuales a una producción proyectada de 400 m³/d (equivalentes a 2.500 barriles por día, o bbl/d).El Potencial de Desarrollo a Largo Plazo

Si la Fase 1 confirma las curvas de producción y la eficiencia esperada, el proyecto escalará significativamente:

• Segunda Etapa: PECOM tiene planificado avanzar con una segunda fase que incluye la perforación de 53 pozos adicionales.
• Producción Proyectada (Fase 2): Se espera que la producción alcance los 600 m³/d (aproximadamente 3.700 bbl/d).
• Potencial Total: El plan de desarrollo completo contempla la suma de hasta 80 pozos nuevos en el yacimiento.

Esta expansión colocaría a Cañadón Perdido como uno de los ejemplos más destacados de revitalización de yacimientos maduros en la Cuenca del Golfo San Jorge, demostrando la viabilidad de la recuperación terciaria como motor de crecimiento.Un Plan Estratégico Alineado con la Visión Corporativa

El relanzamiento de Cañadón Perdido es un pilar fundamental en la redefinición estratégica de PECOM como operadora petrolera, rol que retomó con fuerza en 2024. Los ejes centrales de la estrategia son:

1. Foco en Yacimientos Maduros: Donde la aplicación de tecnología puede desbloquear valor.
2. Eficiencia Operativa: Gestión optimizada de los recursos.
3. Recuperación Terciaria: Utilización de técnicas EOR para extender la vida útil de los campos.

Esta campaña se complementa de manera crítica con la reciente adquisición del yacimiento Manantiales Behr a YPF, el segundo campo convencional más grande de Argentina. Con esta incorporación, Manantiales Behr aporta 25.000 barriles diarios, elevando la operación total de la compañía a más de 35.000 bbl/d, consolidando a PECOM como un actor principal en la producción de hidrocarburos convencional en el país.Respaldo Institucional y Perspectivas Regionales

El inicio de la campaña no fue solo un evento técnico, sino una señal política clara. La presencia del gobernador de Chubut, Ignacio Torres, el influyente dirigente sindical petrolero Jorge Ávila, el ministro de Hidrocarburos provincial Federico Ponce, y autoridades de PECOM, subraya el consenso sobre la importancia del proyecto.

La participación de estos actores refuerza el mensaje de que tanto el sector público como el privado ven en la recuperación terciaria una herramienta indispensable para extender la vida productiva de la Cuenca del Golfo San Jorge, asegurando la sostenibilidad de la actividad y la creación de empleo en la región.

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Por Redacción Runrún Energético

Pecom, la nave insignia del Grupo Perez Companc, ha concretado un regreso triunfal a las grandes ligas del Upstream nacional. Tras una agresiva estrategia de adquisición y optimización de activos —que incluyó la toma de áreas maduras bajo el Proyecto Andes de YPF—, la compañía ha logrado superar el umbral de los 50.000 barriles equivalentes por día (boed).

Este hito la posiciona firmemente dentro del exclusivo “Top 5” de las mayores productoras de hidrocarburos del país, compitiendo de igual a igual con gigantes consolidados como YPF, Pan American Energy, Vista y Pluspetrol.

La clave del éxito de Pecom reside en su capacidad para reconvertir yacimientos convencionales mediante la aplicación de tecnología de recuperación secundaria y terciaria, un área donde la empresa capitaliza décadas de experiencia como proveedora de servicios. Lejos de detenerse en la operación de nicho, la firma ha proyectado un plan de inversiones de capital intensivo para 2026, con el objetivo de profundizar la eficiencia de sus costos operativos y sentar las bases para su expansión en el shale.

Este crecimiento no solo fortalece la soberanía operativa de capitales argentinos, sino que dinamiza toda la cadena de valor regional al revitalizar cuencas que requieren un enfoque de gestión ágil y especializado.

El ascenso de Pecom al podio de las petroleras es una de las noticias más gratificantes para el ecosistema desarrollista argentino. Demuestra que existe un camino sólido para las empresas locales que saben transformar su know-how técnico en capacidad de operación real.

En nuestra visión, la consolidación de Pecom como un jugador de peso equilibra el mercado y ofrece un modelo de negocio exportable: la revitalización de activos maduros con estándares de eficiencia global. Es el regreso de un gigante que entiende, mejor que nadie, el ADN de la industria energética nacional.

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 Por Redacción Runrún Energético

La operadora Phoenix Global Resources (PGR) dio un paso decisivo en su estrategia de crecimiento en Vaca Muerta con la incorporación de un nuevo equipo de perforación de última generación. Se trata del segundo equipo propio que suma la compañía, diseñado específicamente para operar en las ventanas de petróleo de la cuenca neuquina.

Con esta inversión tecnológica, la firma controlada por el grupo Mercuria busca acelerar los tiempos de perforación en sus bloques estrella, Mata Mora Norte y Confluencia Norte, con el objetivo ambicioso de duplicar su capacidad de producción de crudo hacia finales de 2026.

La llegada de esta unidad —un equipo de alta potencia con capacidad de desplazamiento (walking rig)— permite a Phoenix optimizar la logística en el set de perforación y reducir los costos operativos por pozo. Esta apuesta por equipos propios, en lugar de la contratación de servicios externos tradicionales, refleja una visión de largo plazo y una búsqueda de eficiencia industrial que ya caracteriza a las operadoras más dinámicas de la región.

El desplazamiento de la actividad hacia el área de Confluencia, en el límite con Río Negro, confirma además la expansión de la frontera productiva de Vaca Muerta, consolidando nuevos polos de extracción que traccionan regalías y empleo para ambas provincias.

El caso de Phoenix es emblemático de la “segunda ola” de desarrollo en Vaca Muerta: operadoras independientes que, lejos de ser acompañantes, lideran la frontera tecnológica. En nuestra visión, la decisión de invertir en flota propia es una señal de máxima confianza en el recurso y en el marco de incentivos actual.

Que una operadora mediana se equipe para duplicar su producción en menos de dos años demuestra que el shale argentino ha alcanzado una madurez donde la escala y la tecnología propia son las llaves para la rentabilidad exportadora.

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 Por Redacción Runrún Energético

La plena vigencia de la modernización laboral, consolidada tras la reglamentación de la Ley Bases, se ha transformado en el pilar invisible pero fundamental para el desembarco de las grandes inversiones bajo el régimen RIGI. Para el sector energético y minero, el nuevo marco legal no representa solo una reforma administrativa, sino un cambio estructural en la previsibilidad de los costos operativos.

La implementación del Fondo de Cese Laboral —que permite sustituir el sistema tradicional de indemnizaciones por un esquema de aportes fijos— elimina la incertidumbre de la litigiosidad que históricamente afectó la planificación de proyectos de largo plazo en cuencas petroleras y yacimientos remotos.

Este nuevo escenario jurídico también ofrece herramientas críticas para la cadena de valor de las PyMEs energéticas. La figura del trabajador independiente con colaboradores y los incentivos para el blanqueo laboral permiten que los proveedores locales regularicen sus plantillas y cumplan con los estrictos estándares de compliance exigidos por las operadoras internacionales.

Al reducir los riesgos de “solidaridad laboral” conflictiva y abrir la puerta a negociaciones de productividad por empresa, la reforma pavimenta el camino para que Argentina recupere competitividad frente a otros destinos de inversión global, asegurando que el capital intensivo encuentre un ecosistema de trabajo eficiente y moderno.

En nuestra visión, la seguridad jurídica no termina en la estabilidad impositiva; comienza en la relación laboral. Las empresas del sector energético necesitan reglas que premien la productividad y eliminen los “costos sorpresa” que frenan el desarrollo. Esta modernización es la respuesta a un reclamo histórico de la industria que hoy, finalmente, se alinea con los estándares internacionales.

Sin este ordenamiento, los anuncios de inversión de u$s 30.000 millones serían solo promesas; con estas reglas, son planes de negocios sólidos y ejecutables que benefician tanto al inversor como a la creación de empleo genuino.

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Por Redacción Runrún Energético

Vista Energy, la operadora liderada por Miguel Galuccio, presentó sus resultados anuales de 2025 consolidándose como el motor de crecimiento más dinámico de Vaca Muerta. La compañía reportó una producción de 94.500 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d) durante el cuarto trimestre de 2025, lo que representa un salto interanual del 66%.

Este crecimiento fue impulsado por una inversión récord de u$s 1.341 millones ejecutada durante el año pasado, destinada principalmente a la aceleración de sus bloques en el shale neuquino. En términos de promedio anual, la producción cerró en 81.100 boe/d, marcando un incremento sólido del 58% respecto al ejercicio 2024.

Más allá del volumen, el dato que destaca la eficiencia industrial de Vista es la drástica reducción de sus costos operativos. La compañía logró bajar su lifting cost a u$s 3,5 por boe, una mejora del 18% anual que la posiciona en niveles de competitividad internacional.

Este desempeño financiero se tradujo en un EBITDA ajustado de u$s 1.144 millones y una utilidad neta de u$s 540,6 millones. Con la mirada puesta en 2026, la operadora ya proyecta alcanzar el hito de los 100.000 barriles diarios, apalancada en una infraestructura logística optimizada y una estrategia enfocada en la exportación de crudo de alta calidad.

Los números de Vista son la prueba empírica de que Vaca Muerta ya no es una promesa, sino una realidad de clase mundial. En nuestra visión, lo más relevante no es solo el aumento del 66% en producción, sino la capacidad de la empresa para bajar costos en un contexto macroeconómico desafiante. Vista ha logrado “importar” la eficiencia operativa de las mejores cuencas de Estados Unidos a la Argentina.

Este modelo de gestión, basado en la agilidad y el despliegue tecnológico, es el espejo donde debe mirarse la industria para convertir al país en un exportador neto de energía a escala global.

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 Por Redacción Runrún Energético

El CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, anticipó que la actividad de perforación en Vaca Muerta experimentará un crecimiento gradual con un salto disruptivo a partir de la segunda mitad de 2026. Según el líder industrial, este cronograma está estrechamente vinculado a la puesta en marcha de las grandes obras de evacuación, como el oleoducto Vaca Muerta Sur y las ampliaciones del sistema de gasoductos troncales.

Rocca subrayó que, una vez que la infraestructura logística deje de ser un “techo” para la producción, el sector privado desplegará su potencial de inversión para abastecer no solo el mercado regional, sino también los proyectos globales de GNL.

Desde Tecpetrol, la operadora del grupo, la estrategia se centra en mantener el liderazgo en gas —con Fortín de Piedra como estandarte— mientras se preparan para una mayor participación en el crudo bajo el paraguas del RIGI. Rocca destacó que este marco normativo es el catalizador necesario para dar previsibilidad a inversiones de capital intensivo.

Para el empresario, la ventana de oportunidad es clara: consolidar a la Argentina como un proveedor energético confiable para Occidente, transformando el recurso en un motor de exportación genuino.

La hoja de ruta de Rocca es un mensaje para toda la cadena de valor. La infraestructura es la llave: sin ductos no hay perforación masiva. El 2S de 2026 se perfila como el inicio de la era exportadora total.

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 Por Redacción Runrún Energético

El presidente de YPF, Horacio Marín, reafirmó que el megaproyecto de Gas Natural Licuado (GNL) en Punta Colorada, Río Negro, se ejecutará bajo los más estrictos estándares de gobernanza global. Marín subrayó que las licitaciones para las obras de ingeniería y construcción (EPC) serán abiertas y competitivas, convocando a los principales consorcios internacionales del sector.

El objetivo de la petrolera de bandera es asegurar que el proyecto —estimado en u$s 30.000 millones— cuente con proveedores tecnológicos de primer nivel, garantizando eficiencia en costos y plazos para posicionar a la Argentina como el quinto exportador mundial de GNL.

El ejecutivo destacó que el RIGI es el “paraguas” fundamental que otorga la previsibilidad necesaria para atraer financiamiento externo y tecnología de punta. Al abrir el juego a la competencia internacional, YPF busca optimizar la inversión y generar un ecosistema de transparencia que despeje dudas frente a los socios estratégicos y bancos internacionales (Project Finance).

Esta estrategia de “licitaciones limpias” es vista como un paso crucial para consolidar la alianza con Petronas y sumar nuevos actores globales al mayor proyecto de infraestructura energética de la historia argentina.

El mensaje de Marín es claro: la Argentina del GNL juega con las reglas del mundo desarrollado. La transparencia no es solo ética, sino una ventaja competitiva. Al eliminar la discrecionalidad, YPF le quita “ruido” al riesgo país y pone alfombra roja a los capitales que buscan seguridad jurídica.

Es el camino para que Vaca Muerta se convierta en una pieza fundamental de la seguridad energética global.

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 Por Redacción Runrún Energético

El Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca ha ratificado su posición como el nodo logístico de aguas profundas más importante de la Argentina para el sector energético. Mediante un ambicioso plan de modernización de muelles y el mantenimiento de calado en el canal principal, el puerto refuerza su capacidad para recibir insumos críticos destinados a Vaca Muerta y los parques eólicos de la región.

Esta consolidación se ve potenciada por las inversiones de empresas líderes en el complejo portuario, como Oiltanking Ebytem y TGS, que continúan expandiendo sus terminales para procesar y exportar el excedente de crudo y líquidos de gas natural que fluye desde la Cuenca Neuquina.

La relevancia estratégica de Bahía Blanca reside en su conectividad multimodal, que combina el acceso ferroviario directo con una infraestructura portuaria capaz de operar grandes buques de carga general y petroleros de escala internacional. Este fortalecimiento de la cadena de suministros es vital para reducir los costos logísticos integrales del sector, permitiendo que la industria energética argentina mantenga su competitividad frente a otros hubs regionales.

En un año marcado por el salto exportador, la eficiencia operativa del puerto bahiense se convierte en el eslabón fundamental que garantiza la salida fluida de la producción nacional hacia los mercados globales.

En nuestra visión, la eficiencia energética no termina en la boca del pozo; se define en el puerto de salida. Bahía Blanca ha sabido reconvertirse y hoy es mucho más que un puerto granelero: es un ecosistema industrial de clase mundial.

Que el puerto siga invirtiendo en dragado y tecnología es la garantía que necesitan las operadoras para confiar en que su producción llegará a tiempo al mercado mundial. Sin una logística portuaria de este calibre, el desarrollo de Vaca Muerta tendría un techo físico insalvable.

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 Por Redacción Runrún Energético

El despliegue masivo de capital que atrae el RIGI ha puesto a la cadena de valor argentina ante un ultimátum: tecnificarse y ganar escala o ser desplazada por proveedores globales. En recientes debates sectoriales, quedó claro que la “segunda ola” de Vaca Muerta exige una industria de servicios que hable el mismo idioma de eficiencia que las operadoras.

Ya no basta con la cercanía geográfica; las PyMEs energéticas deben espejar la reducción de costos que compañías como Vista o Tecpetrol han logrado en el pozo. El reto actual no es solo participar, sino integrar consorcios de empresas locales capaces de licitar contratos de alta complejidad que, hasta hoy, quedaban reservados para los gigantes del oilfield services internacional.

La clave de esta transformación radica en la asociatividad y el acceso a financiamiento para bienes de capital. El sector privado coincide en que la seguridad de suministro se garantiza con proveedores locales robustos que reduzcan la exposición a las trabas importadoras. Sin embargo, para que una PyME sea competitiva bajo el nuevo esquema, debe adoptar estándares de compliance y productividad que le permitan absorber la demanda proyectada para 2026.

El fortalecimiento de esta red no es una cuestión de proteccionismo, sino de soberanía operativa: una cadena de valor competitiva es lo que transforma una inversión extractiva en un ecosistema de desarrollo industrial sostenible.

En nuestra visión, el RIGI es un examen para la industria nacional. La oportunidad es inmensa, pero la ventana es corta. No hay espacio para el modelo de servicios de baja escala y alto costo. La PyME que entienda que su competencia no es la vecina, sino el estándar de eficiencia del Permian, es la que liderará el mercado de servicios en los próximos años.

El futuro del sector no solo se escribe en los directorios de las grandes operadoras, sino en los talleres que hoy deciden invertir en tecnología para competir en las ligas mayores.

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Por Redacción Runrún Energético

El mercado minorista de combustibles inició 2026 con señales de enfriamiento que impactan con especial énfasis en las zonas de frontera. En Misiones, las ventas registraron una caída del 6,1% en el arranque del año, una cifra que, si bien se alinea con la tendencia de contracción nacional, cobra relevancia por marcar el fin del ciclo de “precios de oportunidad” para los conductores extranjeros.

La convergencia de los valores locales con los precios internacionales ha eliminado el arbitraje que históricamente beneficiaba a las estaciones de servicio de la zona, dejando el nivel de despacho sujeto exclusivamente a la capacidad de compra de la demanda interna.

A nivel federal, la retracción del consumo promedia el 5%, pero el dato cualitativo más preocupante es la marcada migración de los consumidores hacia productos de menor octanaje. Mientras el despacho de combustibles Premium experimenta caídas de dos dígitos en todo el país, la nafta Súper muestra una leve resistencia, confirmando un cambio en los hábitos de consumo dictado por la erosión del poder adquisitivo.

Para los expendedores, este escenario de “volumen a la baja y márgenes ajustados” plantea un desafío de rentabilidad operativa, especialmente en el interior, donde los costos logísticos siguen presionando sobre el precio final en surtidor.

En nuestra visión, la caída del 6,1% en Misiones es el síntoma de una normalización de precios que, aunque necesaria para el equilibrio macroeconómico, expone la fragilidad del mercado interno. El fin del “subsidio indirecto” a los países vecinos obliga a las estaciones de servicio a replantear su modelo de negocio, enfocándose ahora en un cliente local mucho más selectivo y con un presupuesto acotado.

Lo que vemos en el surtidor es el espejo de la economía real: un proceso de reacomodamiento donde el volumen cede ante la búsqueda de precios sostenibles para el sistema energético nacional.

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Por Redacción Runrún Energético

El proyecto VMOS (Vaca Muerta Sur) ha alcanzado un hito crítico en su cronograma de ejecución. Durante una recorrida oficial por las obras en Punta Colorada, el CEO de YPF, Horacio Marín, junto a los gobernadores de Río Negro y Neuquén, confirmó que la base de tanques y la infraestructura portuaria presentan ya un 54% de avance, con miras a una inauguración operativa para finales de este 2026.

La magnitud del proyecto es tal que, según estimaciones de la compañía, para el año 2031 el VMOS generará exportaciones por u$s 20.000 millones anuales, una cifra que iguala el aporte histórico de la cosecha de soja, transformando la matriz de generación de divisas del país.

La jornada incluyó la inauguración de las oficinas operativas de la empresa VMOS en Sierra Grande, donde ya se registran más de 10.000 empleos directos e indirectos vinculados a la obra. Entre los avances técnicos destacados, se confirmó el inicio del cruce del Río Negro mediante perforación dirigida, una maniobra de ingeniería clave para el tendido del ducto que conectará el corazón de la cuenca neuquina con la terminal de exportación atlántica.

Este corredor logístico permitirá a la Argentina competir directamente en los mercados de Europa y Asia, posicionando al crudo liviano de Vaca Muerta como un producto de escala global bajo los estándares de eficiencia del RIGI.

El VMOS es la piedra angular de la Argentina exportadora. Que la cúpula de YPF y los mandatarios provinciales validen el avance en Sierra Grande confirma que el “hub” energético del Atlántico es una realidad irreversible. Esta es la infraestructura que materializa la libertad económica: fierros, soldaduras y tanques que convertirán el recurso bajo tierra en soberanía financiera real.

Como hemos sostenido, el éxito de este ducto es el éxito del modelo de propiedad privada y libre disponibilidad que el sector demanda.

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Por Redacción Runrún Energético

El despliegue de inversiones en Vaca Muerta y el sector de infraestructura energética ha encontrado en el RIGI su columna vertebral jurídica. Un reciente análisis técnico de la firma Marval O’Farrell Mairal destaca que el régimen no solo ofrece incentivos fiscales, sino que establece un esquema de “estabilidad absoluta” por 30 años, blindando los proyectos contra cualquier cambio legislativo o tributario posterior.

Esta garantía de derechos adquiridos es, según los principales actores del mercado, el factor determinante que ha permitido pasar de los anuncios a la ejecución de obras de infraestructura crítica en el sector de midstream.

Entre las modificaciones más relevantes para el sector de hidrocarburos, se destaca la flexibilización para proyectos de almacenamiento y transporte, permitiendo que obras de ductos y plantas de tratamiento accedan a los beneficios con requisitos de inversión inicial adaptados a la realidad del mercado.

Asimismo, la exención de derechos de importación para bienes de capital —incluyendo equipos usados certificados— acelera la incorporación de tecnología de punta para perforación y fractura. Finalmente, la ratificación de la jurisdicción de tribunales de arbitraje internacional para la resolución de conflictos elimina el riesgo de incertidumbre judicial, posicionando a la Argentina como un destino competitivo para el capital intensivo global.

El RIGI es la pieza que faltaba para convertir el potencial geológico en realidad económica. Desde nuestra redacción observamos que la verdadera potencia de este régimen no reside solo en la baja de impuestos, sino en la creación de un “oasis de previsibilidad” en un país históricamente volátil.

Al otorgar estabilidad por tres décadas y acceso al arbitraje internacional, el Estado argentino deja de ser un socio incierto para convertirse en un garante de reglas claras. Esta arquitectura legal es el cimiento necesario para que proyectos de escala global, como el GNL, logren el cierre financiero definitivo.

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 Por Redacción Runrún Energético

La producción de acero en Argentina ha comenzado a mostrar señales de una sólida recuperación en este primer bimestre de 2026, impulsada fundamentalmente por la demanda sostenida de los proyectos de infraestructura energética. A pesar de las controversias y el debate sectorial generado por la apertura importadora de insumos siderúrgicos, las plantas locales han logrado incrementar sus niveles de despacho.

Este fenómeno se explica por la aceleración en la construcción de ductos, tanques de almacenamiento para el proyecto VMOS y la fabricación de estructuras para el transporte eléctrico, nichos donde la calidad y la logística de cercanía de la industria nacional mantienen una ventaja competitiva clave.

La mejora en los indicadores productivos refleja un cambio de paradigma: la industria siderúrgica ya no depende exclusivamente del consumo masivo o la construcción civil, sino que se ha convertido en un eslabón crítico de la cadena de valor de Vaca Muerta. Si bien la competencia con el acero importado presiona los márgenes, las principales acerías del país están respondiendo con planes de eficiencia operativa para alinearse a los costos internacionales.

Para el sector energético, contar con una provisión local robusta de chapas y tubos es una garantía de cumplimiento para los ambiciosos cronogramas de obra previstos para este año bajo el amparo del RIGI.

El crecimiento de la producción de acero es el “efecto multiplicador” de la energía en su máxima expresión. Desde nuestra editorial, celebramos que la industria base acepte el desafío de la competencia internacional mientras se apoya en el boom de infraestructura más importante de las últimas décadas.

El acero es el esqueleto de la Argentina exportadora; que su producción crezca en un contexto de apertura demuestra que nuestra industria es capaz de ganar mercados cuando tiene proyectos de escala que traccionan su desarrollo.

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Por Redacción Runrún Energético

La mayor productora de oro a nivel global, la estadounidense Newmont, confirmó un ambicioso plan de inversión de u$s 800 millones destinado a su yacimiento Cerro Negro, en la provincia de Santa Cruz. Esta capitalización tiene como objetivo central extender la vida útil de la mina más allá del año 2035 mediante el proyecto de expansión “Cerro Negro Expansión 1” (CNE1).

El anuncio, que fue destacado por el Gobierno nacional como una señal de confianza en el nuevo rumbo económico, garantiza no solo la continuidad de los 1.400 empleos actuales, sino también la creación de 270 nuevos puestos directos durante la fase de ejecución, consolidando a Cerro Negro como uno de los activos mineros más productivos y estables de la región.

El proyecto busca incrementar los niveles de extracción a partir de 2028, fortaleciendo un complejo que ya aporta exportaciones por un valor cercano a los u$s 500 millones anuales. La decisión de Newmont se produce en un contexto de precios sostenidos para el oro y un marco local que comienza a ofrecer las garantías de estabilidad necesarias para inversiones de capital intensivo.

Para Santa Cruz, este desembolso representa un alivio fiscal y un motor de desarrollo para las comunidades locales, reafirmando el rol de la minería metalífera como un pilar fundamental para la generación de divisas genuinas que el país requiere.

La confirmación de Newmont es un espaldarazo de peso internacional para la minería argentina. Desde nuestra redacción, observamos que cuando el capital global decide hundir u$s 800 millones a diez años de plazo, lo hace porque ve una ventana de oportunidad real en la seguridad jurídica del país.

Santa Cruz sigue demostrando ser una jurisdicción “minero-friendly” por excelencia, y este tipo de inversiones son las que permiten proyectar una matriz exportadora diversificada donde el oro, el litio y el cobre acompañen el crecimiento que ya estamos viendo en el sector de hidrocarburos.

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 Por Redacción Runrún Energético

La empresa estatal de Tierra del Fuego, Terra Ignis, ha dado un paso decisivo en su estrategia de expansión al confirmar la recepción de ocho propuestas de compañías interesadas en asociarse para el desarrollo del bloque Aries. Este yacimiento, ubicado en una zona estratégica de la Cuenca Austral con potencial tanto onshore como offshore, se perfila como un proyecto clave para incrementar la producción de gas y condensados en el extremo sur del país.

El proceso de evaluación se centra en identificar un socio operador que aporte el capital intensivo y la tecnología necesaria para maximizar el factor de recuperación de un área que, hasta ahora, ha permanecido subexplorada pero con datos geológicos altamente prometedores.

El interés de ocho oferentes —entre los que se encontrarían operadoras locales de peso y jugadores internacionales— subraya el atractivo de la Cuenca Austral bajo el nuevo marco de libre mercado y precios competitivos. Terra Ignis busca replicar modelos exitosos de asociación público-privada, donde la provincia retiene una participación en la renta petrolera sin comprometer recursos fiscales en la etapa de mayor riesgo exploratorio.

Se espera que la adjudicación definitiva se concrete en el segundo trimestre de 2026, lo que marcaría el inicio de una nueva etapa de perforación y desarrollo de infraestructura en la Isla Grande de Tierra del Fuego.

El dinamismo en torno al bloque Aries es una excelente noticia para la diversificación del mapa energético argentino. Desde nuestra óptica, el protagonismo de Terra Ignis demuestra que las empresas provinciales pueden ser motores de inversión eficientes cuando actúan como facilitadores del capital privado.

Tierra del Fuego no solo es un polo industrial; es una frontera energética que, con el impulso de la Cuenca Austral, tiene todo para consolidarse como un pilar del autoabastecimiento gasífero nacional, aportando equilibrio geográfico a la producción del país.

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Por Redacción Runrún Energético

El equipo económico del Gobierno nacional desembarca en Estados Unidos para una nueva edición de la “Argentina Week”, un evento estratégico diseñado para captar capitales de largo plazo en los centros financieros de Nueva York y Houston. La delegación, encabezada por el presidente Javier Milei y el ministro Luis Caputo, junto a Pablo Quirno y Federico Sturzenegger, presentará ante CEOs de las principales compañías energéticas y fondos de inversión de Wall Street las ventajas competitivas del nuevo marco regulatorio argentino.

El eje central de la misión será la promoción del RIGI como la herramienta definitiva para garantizar seguridad jurídica en proyectos de escala monumental, especialmente en gas natural licuado (GNL), infraestructura de transporte de crudo y minería de litio.

Este viaje ocurre en un momento de especial atención por parte de los mercados internacionales, que observan la consolidación del superávit fiscal y la desaceleración inflacionaria como señales de estabilización macroeconómica. La agenda incluye reuniones bilaterales con operadoras de primer nivel interesadas en ampliar su huella en Vaca Muerta, buscando capitalizar la libre disponibilidad de divisas y la estabilidad tributaria por 30 años que ofrece el país.

Para el Gobierno, la “Argentina Week” no es solo una gira promocional, sino la oportunidad de cerrar acuerdos de financiamiento clave que permitan acelerar la transición hacia una matriz energética neta exportadora.

La “Argentina Week” representa la validación institucional del país ante el capital global. Desde nuestra redacción, consideramos fundamental que la cúpula del equipo económico actúe como interlocutora directa con los decisores de inversión en Houston y Nueva York.

En el sector energético, la confianza no se construye solo con geología, sino con presencia y compromiso político al más alto nivel. Esta gira es el paso necesario para que el interés abstracto de los inversores se traduzca en desembolsos concretos, consolidando a la Argentina como el destino más previsible y atractivo de la región.

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Por Redacción Runrún Energético

La empresa estatal santacruceña, Fomicruz S.E., anunció su participación en la convención PDAC 2026 de Toronto, el evento de exploración minera más importante del mundo. La delegación provincial presentará una renovada cartera de proyectos que abarca desde prospectos de metales preciosos (oro y plata) hasta áreas con potencial para minerales críticos, fundamentales para la transición energética global.

El objetivo central de esta misión en Canadá es atraer a empresas “juniors” y grandes operadoras internacionales interesadas en modelos de asociación público-privada, replicando la exitosa experiencia que la provincia ya mantiene con gigantes como Newmont y AngloGold Ashanti en el Macizo del Deseado.

Esta ofensiva comercial de Fomicruz coincide con un clima de renovado interés por los activos mineros argentinos. La empresa estatal busca posicionarse como el socio estratégico ideal para inversores que requieren no solo geología de calidad, sino también el acompañamiento técnico y la licencia social que Fomicruz ha consolidado en sus décadas de trayectoria.

La presentación en Toronto pondrá especial énfasis en las garantías operativas y el marco de previsibilidad que ofrece Santa Cruz, la provincia líder en exportaciones mineras del país, en un momento donde la minería metalífera es vista como el complemento necesario para el boom de divisas que hoy lideran los hidrocarburos.

La presencia de Fomicruz en la PDAC es una señal de proactividad institucional. Desde nuestra redacción, consideramos que no alcanza con tener los recursos bajo el suelo; hay que salir a competir por el capital global en las grandes ligas.

Santa Cruz entiende que la minería se mueve por confianza y cercanía técnica, y el modelo de Fomicruz es un ejemplo de cómo una empresa estatal puede ser un puente eficiente para la llegada de inversión extranjera directa, asegurando que la riqueza minera se traduzca en desarrollo local concreto.

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Por Redacción Runrún Energético

En un movimiento estratégico que redefine el mapa petrolero del Golfo de México, Grupo Carso, el conglomerado liderado por Carlos Slim, formalizó la adquisición total de Fieldwood México. La operación, valuada en u$s 600 millones, otorga al empresario el control absoluto del Área Contractual 4, que alberga los prometedores yacimientos Ichalkil y Pokoch.

La transacción se estructuró mediante un pago directo de u$s 270 millones y la asunción de u$s 330 millones en deuda que la filial mantenía con su matriz original, la petrolera rusa Lukoil. Con esta compra, Slim no solo expande su imperio, sino que toma las riendas de una producción actual de 11.500 barriles diarios con un alto potencial de escalabilidad.

Más allá de lo comercial, la jugada tiene una fuerte carga geopolítica. Al desplazar a la rusa Lukoil —entidad bajo la lupa de las sanciones del Tesoro de los Estados Unidos—, Grupo Carso destraba el horizonte operativo del área y garantiza la continuidad de las inversiones bajo un marco de seguridad jurídica alineado con los estándares occidentales.

En un contexto donde la estatal Pemex enfrenta desafíos financieros crecientes, la consolidación de un actor privado con el músculo financiero de Slim es vista por el mercado como una garantía de estabilidad para la producción de hidrocarburos en aguas someras mexicanas.

Visión de Runrún Energético

La adquisición de Fieldwood por parte de Carlos Slim es una lección de oportunidad estratégica. Desde nuestra redacción, destacamos cómo el capital regional está ocupando con agilidad los vacíos que dejan las potencias globales debido a las tensiones geopolíticas. Slim no solo compra barriles; compra soberanía operativa en una zona crítica.

Este movimiento refuerza nuestra tesis desarrollista: el sector energético es el terreno donde los grandes capitales locales pueden y deben liderar la reconversión económica de sus países.

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Por Redacción Runrún Energético

El Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza ha formalizado una alianza estratégica con la Universidad Siglo 21, orientada a fortalecer la formación técnica y profesional de su capital humano. El convenio busca elevar los estándares de eficiencia en la supervisión y gestión de proyectos críticos para la provincia, en un momento donde el impulso a iniciativas como el Distrito Minero Occidental en Malargüe y la reactivación de áreas petroleras maduras demanda una administración pública altamente especializada.

La capacitación abordará no solo aspectos técnicos del sector, sino también nuevas competencias en gestión ambiental y sostenibilidad, claves para la aprobación social de los proyectos extractivos bajo el marco normativo actual.

Esta iniciativa se suma a la estrategia de la provincia por posicionarse como un polo de servicios energéticos de calidad, preparando a sus cuadros técnicos para interactuar con los altos estándares exigidos por los inversores internacionales que llegan al país bajo el amparo del RIGI.

Para Mendoza, la profesionalización del personal estatal no es solo una mejora administrativa, sino una herramienta de competitividad territorial que garantiza que los recursos naturales sean gestionados con la máxima pericia técnica y responsabilidad ambiental, asegurando que el desarrollo energético se traduzca en beneficios sostenibles para toda la comunidad mendocina.

El fortalecimiento del capital humano es la inversión invisible pero fundamental para el éxito de cualquier política energética. Desde nuestra redacción, destacamos la visión de Mendoza al entender que para atraer inversiones de escala global se necesita un Estado que hable el mismo lenguaje técnico que las compañías operadoras.

Al profesionalizar su estructura de control y gestión, la provincia no solo mejora su eficiencia interna, sino que brinda una capa adicional de seguridad y confianza a los inversores, demostrando que la seguridad jurídica se construye también desde la idoneidad de quienes deben supervisar la actividad.

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 Por Redacción Runrún Energético

El sector minero argentino ha comenzado el año 2026 con una marca histórica, alcanzando exportaciones por un total de u$s 812 millones durante el primer mes del año. Esta cifra representa el nivel más alto registrado para un inicio de ejercicio, consolidando la tendencia alcista que el sector viene sosteniendo gracias a la maduración de proyectos de metales preciosos y el vertiginoso ascenso del litio.

El complejo de oro y plata continúa explicando el mayor volumen de ingresos (cerca del 75%), con destinos principales como Suiza y Estados Unidos, mientras que el carbonato de litio, impulsado por la puesta en marcha de nuevas fases en la Puna, se posiciona como el rubro de mayor crecimiento interanual en términos de valor agregado.

Estos resultados estadísticos ratifican la resiliencia del sector extractivo y su capacidad para generar divisas genuinas de manera inmediata. Los datos de enero no solo reflejan la mejora en los precios internacionales de los metales, sino también una mayor eficiencia operativa en los yacimientos activos de Santa Cruz, San Juan y el NOA.

Para los analistas, este arranque récord es el preámbulo de un año que podría marcar un antes y un después en la balanza comercial minera, apalancado por el nuevo marco normativo que incentiva la aceleración de las exportaciones y la simplificación de procesos logísticos y aduaneros.

El récord de u$s 812 millones es la prueba empírica de que la minería es el tercer motor de la economía argentina. Desde nuestra redacción, destacamos que estas cifras no son casualidad, sino el fruto de sostener una actividad que, a pesar de las coyunturas, nunca dejó de invertir.

Que el año arranque con estos niveles de exportación le da al Gobierno el respaldo necesario para profundizar las reformas del sector. Argentina ya no solo promete potencial; está entregando resultados que ubican a la minería en el podio de los generadores de dólares necesarios para la estabilidad macroeconómica.

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Por Mónica Matassa – Directora de Grupo Runrún

Desde la llegada de la nueva administración nacional, la libertad económica se ha presentado como el motor indiscutido del crecimiento.

Sin embargo, para los sectores que representamos en Runrun Energético y Runrun Eléctrico —el verdadero pulmón de divisas de la Argentina—, surge una pregunta que domina las mesas de directorio: ¿Se puede ser plenamente libertario manteniendo la obligación de liquidar divisas?

La reciente tesis de Horacio Liendo pone luz sobre una contradicción sistémica que afecta la propiedad privada. Para un pensamiento liberal puro, el fruto del riesgo y del trabajo es propiedad legítima de quien lo genera. En términos energéticos, si una operadora en Vaca Muerta o una minera en la Puna extrae un recurso y lo exporta, los dólares resultantes deberían pertenecerle.

Hoy, el sistema general aún obliga al exportador a entregar esas divisas al Banco Central por pesos, bajo un tipo de cambio fijado burocráticamente.

El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) ha sido, sin dudas, el gran acierto estratégico para destrabar proyectos monumentales como el oleoducto VMOS o las plantas de GNL. Pero, visto con rigurosidad, el RIGI funciona como un reconocimiento implícito de que el esquema general del “cepo” es un freno a la inversión de escala.

Al permitir la libre disponibilidad progresiva de divisas (20%, 40% y finalmente 100% al tercer año), el Gobierno admite que la disponibilidad de la moneda extranjera es la condición sine qua non para que el capital internacional se hunda en nuestro subsuelo.

Desde nuestra dirección sostenemos una visión optimista y desarrollista. Argentina está ante la oportunidad histórica de pasar de exportar u$s 30.000 millones a u$s 100.000 millones anuales. Pero para dar ese salto, no podemos depender eternamente de regímenes de excepción. El desafío para este 2026 es que la “isla” del RIGI se convierta en el continente: devolverle al exportador su derecho de propiedad sobre las divisas generadas.

Solo cuando el inversor en Houston, Londres o Beijing tenga la certeza de que será dueño absoluto de su producción, habremos cruzado el puente definitivo hacia la potencia energética global que estamos destinados a ser. El libertarismo no debe ser un beneficio para pocos, sino la regla que potencie a toda la industria argentina.

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Por Redacción Runrún Energético

En medio de su agresivo plan de expansión en la cuenca neuquina, GeoPark ha logrado un hito que fortalece su perfil ante los mercados de capitales globales.

La compañía fue incluida en el prestigioso S&P Global Sustainability Yearbook 2026, posicionándose dentro del top 10 de las empresas de exploración y producción (Upstream) con mejor desempeño en criterios Ambientales, Sociales y de Gobernanza (ESG). De las 109 compañías evaluadas a nivel mundial, GeoPark logró ubicarse en el selecto grupo de líderes, un reconocimiento que llega en el momento justo en que la firma consolida su operación en los bloques Mata Mora Norte y Confluencia Sur en Vaca Muerta.

Este reconocimiento no es solo un galardón ético; es una herramienta financiera estratégica. En la actualidad, el acceso a financiamiento internacional de bajo costo para proyectos de infraestructura energética está íntimamente ligado a las calificaciones de sostenibilidad.

El alto puntaje obtenido por GeoPark —impulsado por sus estándares de ética empresarial, transparencia y gestión de seguridad laboral— le otorga una ventaja competitiva clave para financiar el desarrollo de sus activos en Neuquén. Bajo el liderazgo de su CEO, Felipe Bayón, la compañía busca replicar en Argentina el modelo de eficiencia y “licencia social” que la ha convertido en un referente regional.

Impacto en la Cuenca: La llegada de operadores con este nivel de validación internacional presiona positivamente sobre el ecosistema de Vaca Muerta. El compromiso de GeoPark con la reducción de la huella de carbono y la integración con las comunidades locales se alinea con las exigencias del mercado europeo y estadounidense para el crudo no convencional.

Para la provincia de Neuquén, contar con empresas en el “top tier” de S&P Global asegura que el crecimiento del sector se realice bajo estándares de clase mundial, atrayendo inversiones que buscan rentabilidad económica sin descuidar el impacto ambiental y social.

Desde Runrún observamos que GeoPark está enviando un mensaje claro al sector: para triunfar en Vaca Muerta hoy no basta con ser eficiente en el subsuelo; hay que ser excelente en la superficie. Que una operadora que acaba de desembarcar en los bloques de Phoenix Global Resources traiga este sello de sostenibilidad facilita el diálogo con inversores y acelera los tiempos de ejecución.

En un mundo donde el petróleo “limpio” y responsable cotiza mejor, GeoPark se posiciona como el socio ideal para la transición energética argentina, demostrando que el desarrollo y la sostenibilidad pueden ser dos caras de la misma moneda.

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Por Redacción Runrún Energético

El prestigio de la seguridad jurídica argentina dio un salto global con el reconocimiento al estudio Beccar Varela, galardonado con el premio “Americas Oil & Gas Deal of the Year” otorgado por Project Finance International (PFI), de la agencia Reuters.

Durante la prestigiosa ceremonia anual celebrada en Londres, se destacó el rol fundamental de la firma como asesora legal en la estructuración del financiamiento de u$s 2.000 millones para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Esta operación no solo es la más grande en la historia de la infraestructura energética del país, sino que marca un antes y un después en la confianza del mercado financiero internacional hacia proyectos de escala estratégica en Argentina.

El equipo de expertos de Beccar Varela —integrado por los socios Ricardo Castañeda, Lucía Degano, Pedro Silvestri y Gonzalo Ochoa— fue el encargado de asesorar al consorcio de 19 bancos internacionales e inversores institucionales, liderados por gigantes como Citi, JP Morgan, Santander, Deutsche Bank e Itaú.

La sofisticación de este Project Finance fue la llave para asegurar el flujo de capital necesario para una obra que ya supera el 51% de avance global y que se encamina a transformar al puerto de Punta Colorada, en Río Negro, en el mayor hub exportador de crudo de la cuenca neuquina.

Un hito legal bajo el marco RIGI: El éxito de esta transacción reside en haber articulado una estructura financiera de largo plazo en un contexto desafiante, siendo VMOS el primer gran proyecto de hidrocarburos en beneficiarse del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

El reconocimiento de PFI se suma a otras distinciones recientes obtenidas por el estudio en los Latin Finance Deals of the Year, consolidando a Beccar Varela como el referente indiscutido en transacciones complejas. Con una capacidad de transporte proyectada de 550.000 barriles diarios para 2027, VMOS es la prueba tangible de que el talento legal argentino es capaz de sostener las inversiones que el mundo demanda.

Desde Runrún observamos que el premio a Beccar Varela es, en realidad, un premio a la institucionalidad del sector energético argentino. El Project Finance es una herramienta de precisión que requiere una confianza ciega en las reglas del juego. Que PFI premie esta operación en Londres valida que el oleoducto VMOS está blindado por una arquitectura legal de clase mundial.

Felicitamos al equipo de Beccar Varela por poner el sello del profesionalismo argentino en lo más alto del podio financiero global, allanando el camino para que nuevas inversiones sigan fluyendo hacia Vaca Muerta.

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Por Redacción Runrún Energético

El mapa energético del Cono Sur está viviendo una transformación estructural sin precedentes, impulsada por la escala de producción de Vaca Muerta.

Lo que comenzó como un proyecto para alcanzar el autoabastecimiento nacional se ha convertido en el nuevo eje de integración regional. Gracias a la culminación de obras críticas, como la Reversión del Gasoducto Norte y la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto Néstor Kirchner, Argentina ha comenzado a desplazar definitivamente al GNL importado y se encamina a suplantar el declino de las cuencas tradicionales de la región, posicionándose como el proveedor más competitivo y confiable para los mercados de Brasil, Chile y Bolivia.

El giro geopolítico es total: Bolivia, históricamente el gran exportador de la región, comienza a utilizar su infraestructura de ductos para que el gas argentino fluya hacia el polo industrial de San Pablo, Brasil. Simultáneamente, en el frente cordillerano, los envíos en firme a través de los ductos GasAndes y del Pacífico permiten a Chile estabilizar su matriz energética y acelerar su descarbonización.

Esta nueva capilaridad exportadora no solo asegura una demanda constante para las operadoras de la Cuenca Neuquina durante todo el año (eliminando la estacionalidad del consumo interno), sino que garantiza un flujo de divisas genuinas que fortalece la macroeconomía argentina.

Hacia un Hub Regional: La competitividad de Vaca Muerta, con costos de extracción que ya compiten con los mejores plays de Estados Unidos, permite ofrecer precios de referencia que están reconfigurando los contratos de suministro en todo el bloque regional. En Runrún observamos que la infraestructura ya no es el límite, sino el trampolín.

Con el sistema de transporte operando a plena capacidad con sus plantas compresoras, el país deja de mirar sus fronteras para mirar el continente, transformando el gas natural en un vector de desarrollo industrial compartido que trasciende las coyunturas políticas locales.

Desde Runrún observamos que Vaca Muerta ha dejado de ser una reserva para convertirse en una herramienta de política exterior. La integración energética es la forma más sólida de unión regional: cuando los gasoductos conectan economías, se generan lazos de interdependencia que traen estabilidad y previsibilidad.

Argentina está recuperando su rol de “corazón energético” de Sudamérica. El desafío ahora es mantener el ritmo de inversión en el subsuelo para cumplir con estos compromisos internacionales y consolidar la confianza de nuestros vecinos, demostrando que el gas argentino es la energía más segura y económica del hemisferio sur.

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Por Redacción Runrún Energético

El escenario internacional comienza a jugar a favor de los planes expansivos de Argentina. El precio del crudo Brent, la referencia que rige los contratos de exportación de la cuenca neuquina, rompió la barrera psicológica de los u$s 70 por barril, consolidando una tendencia alcista que mejora drásticamente las expectativas de flujo de caja para las operadoras locales.

Este incremento, impulsado por la disciplina productiva de la OPEP+ y una demanda global resiliente, llega en un momento crucial para Vaca Muerta, donde el costo de equilibrio (break-even) de los proyectos más eficientes se ubica hoy por debajo de los u$s 40, permitiendo márgenes de rentabilidad que atraen la mirada de los fondos de inversión internacionales.

El impacto de este “viento de cola” es directo: con un barril por encima de los u$s 70, la velocidad de ejecución de los planes de perforación tiende a acelerarse. Para las empresas que ya operan bajo el marco del RIGI, este precio internacional convalida la decisión de hundir capital en infraestructura de transporte, como los ductos de Oldelval y el megaproyecto VMOS de YPF.

Además, un Brent robusto incrementa de forma inmediata la recaudación por regalías en las provincias productoras, otorgando mayor previsibilidad fiscal y permitiendo reinvertir en la logística necesaria para sostener el ritmo de la actividad en el campo.

Desde Runrún Energético observamos que el precio de u$s 70 es el catalizador que faltaba para convertir a Vaca Muerta en una verdadera máquina de generar divisas. Si bien la competitividad del shale argentino ha mejorado por mérito propio (reducción de costos y mayor eficiencia técnica), el factor precio internacional es lo que termina de inclinar la balanza para los inversores externos. Argentina se encuentra hoy en una “ventana de oportunidad” única: tiene el recurso, tiene el marco legal y ahora tiene el precio.

El desafío para las operadoras será maximizar la producción antes de que el ciclo global de precios vuelva a rotar, asegurando que el petróleo argentino llegue a los mercados globales con la mayor celeridad posible.

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Por Redacción Runrún Energético

La aceleración de los proyectos hidrocarburíferos y las grandes obras de infraestructura bajo el marco del RIGI han convertido a Vaca Muerta en el principal motor de empleabilidad de la Argentina.

Según proyecciones del sector para este 2026, la actividad en la cuenca neuquina generará 40.000 nuevos puestos de trabajo entre empleos directos e indirectos. Este fenómeno no solo abarca a los operarios en boca de pozo, sino que tracciona una gigantesca cadena de valor que incluye logística, construcción, metalmecánica y servicios especializados.

El impacto es tan masivo que ha generado un flujo migratorio interno hacia la Patagonia en busca de los salarios más competitivos del mercado laboral nacional.

La demanda de perfiles técnicos ha alcanzado niveles críticos. Las empresas de servicios petroleros y las constructoras de ductos reportan una búsqueda activa de soldadores de alta precisión, ingenieros especializados en procesos de fractura y técnicos en automatización industrial.

Este aluvión laboral también plantea desafíos estructurales: ciudades como Añelo y Neuquén Capital están viendo una presión sin precedentes sobre su infraestructura habitacional y de servicios públicos, lo que a su vez está disparando inversiones privadas en el sector inmobiliario y comercial para abastecer a la nueva población trabajadora.

Desde Runrún Energético observamos que Vaca Muerta está cumpliendo con su promesa de ser el gran igualador social del país a través del empleo calificado. El desafío para el 2026 no es solo crear estos puestos, sino sostener la capacitación técnica necesaria para cubrirlos.

Argentina tiene una oportunidad única para reconvertir mano de obra de otros sectores hacia la industria energética, garantizando que el “oro negro” y el gas se traduzcan en bienestar real para la población. El éxito de Vaca Muerta ya no se mide solo en barriles o BTU, sino en la cantidad de argentinos que encuentran en la energía un proyecto de vida sólido y de largo plazo.

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Por Redacción Runrún Energético

Vaca Muerta no es solo un fenómeno económico; es, ante todo, un prodigio de la naturaleza que la ciencia argentina está terminando de descifrar.

Un equipo de investigadores de la Universidad Nacional de La Plata (UNLP) y el CONICET ha publicado un estudio revelador que reconstruye la historia de la formación de la roca madre hace 150 millones de años. La investigación detalla cómo el antiguo mar jurásico que cubría la Patagonia, conectado entonces con el Océano Pacífico, generó las condiciones perfectas de anoxia (falta de oxígeno) para preservar la materia orgánica.

Este proceso milenario es el que hoy permite que Argentina posea una de las rocas sedimentarias con mayor espesor y calidad del planeta, superando incluso a los reservorios más productivos de los Estados Unidos.

El estudio, realizado en laboratorios de vanguardia de la ciudad de La Plata, utilizó técnicas de microscopía electrónica y análisis geoquímico para entender por qué la cuenca neuquina es tan generosa en la entrega de hidrocarburos. Según los investigadores, la clave reside en la extraordinaria regularidad de las capas de sedimentos, lo que facilita las operaciones de fractura hidráulica actuales.

Este aporte científico no solo prestigia al sistema académico nacional, sino que entrega herramientas críticas a las operadoras para optimizar la exploración y reducir los riesgos en la perforación de nuevos pozos, demostrando que el conocimiento local es el socio silencioso pero indispensable del boom inversor.

Desde Runrún Energético celebramos que la ciencia argentina sea la que le ponga nombre y explicación al éxito de nuestra industria. Vaca Muerta es un recurso estratégico, pero el verdadero valor agregado es el conocimiento que generamos sobre él. Que la UNLP y el CONICET lideren estas investigaciones confirma que el país cuenta con el capital humano necesario para liderar la transición energética.

No solo estamos exportando energía al mundo; estamos demostrando que detrás de cada barril de crudo y cada molécula de gas, hay décadas de estudio y excelencia académica argentina que garantizan la viabilidad de nuestra soberanía energética.

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Por Redacción Runrún Energético

La provincia de Río Negro ha comenzado a consolidar su propio ecosistema de servicios industriales para dar respuesta a la demanda de los megaproyectos energéticos que se ejecutan bajo el marco del RIGI.

A través de la Secretaría de Energía provincial, se ha puesto en marcha un ambicioso programa de certificación y fortalecimiento para proveedores locales, con el objetivo de asegurar que las pymes rionegrinas cumplan con los estándares internacionales exigidos por operadoras como YPF, Shell y GeoPark.

El foco está puesto en la cadena de valor que tracciona el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) y las futuras plantas de GNL en Punta Colorada, asegurando que la infraestructura de exportación deje un legado de capacidad técnica y empleo calificado en el territorio.

Este impulso al “compre local” no solo busca la competitividad en precios, sino también en calidad y sostenibilidad. El programa incluye asistencia técnica para que las empresas rionegrinas obtengan certificaciones ISO y cumplan con los indicadores ESG (Ambientales, Sociales y de Gobernanza), requisitos fundamentales para integrarse a proyectos con financiamiento internacional como el recientemente premiado en Londres.

Desde servicios de metalmecánica y logística hasta ingeniería de mantenimiento, el clúster rionegrino se prepara para que la provincia deje de ser solo un corredor de paso y se convierta en un polo de servicios industriales de exportación, potenciando la sinergia entre los yacimientos neuquinos y los puertos marítimos del litoral atlántico.

Observamos que el desarrollo de proveedores en Río Negro es la pieza que faltaba para garantizar la licencia social y la eficiencia operativa de Vaca Muerta. Una industria que exporta al mundo necesita una red de soporte local que hable el mismo idioma de excelencia.

Que el gobierno provincial lidere este proceso de profesionalización pyme es una señal clara de madurez política y económica. Argentina está construyendo una red de servicios petroleros que será, en el corto plazo, tan competitiva como la de las grandes potencias energéticas, asegurando que los beneficios de la energía lleguen a cada rincón de nuestra geografía industrial.

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Por Redacción Runrún Energético

La integración energética y minera entre Argentina y Chile dio un paso fundamental con la llegada de una misión técnica de alto nivel articulada por ProChile.

La delegación, compuesta por empresas líderes en servicios de ingeniería y software (METS), presentó en el país soluciones de Inteligencia Artificial (IA) diseñadas para transformar los nuevos proyectos de cobre y litio en operaciones de alta eficiencia eléctrica. Empresas como Indimin, con su plataforma Smart Mining Coach, y RMES Analytics, líder en software de predictibilidad, encabezan esta avanzada tecnológica que busca reducir los costos operativos y optimizar el uso de la red eléctrica en los yacimientos de la Puna y la zona cordillerana.

El desembarco no es casual: con la activación de proyectos bajo el RIGI, la demanda de soluciones para la gestión de Smart Grids (redes inteligentes) se ha vuelto crítica. La oferta chilena incluye a firmas como Vantaz Group, especialista en estrategia de procesos, y Torsa, que aporta sistemas de monitoreo de alta precisión.

Estas herramientas permiten predecir picos de demanda eléctrica y automatizar el consumo en procesos electro-intensivos, facilitando que las minas operen con una mayor proporción de energías renovables y menos dependencia de combustibles fósiles, alineándose con los estándares internacionales de “Minería Verde”.

Sinergia binacional y eficiencia: La colaboración se formalizó a través de acuerdos con cámaras locales como CAPMIN y CASEMI, buscando que el know-how chileno —que exporta más de u$s 600 millones anuales en tecnología minera— se integre en la cadena de valor argentina. Además de la IA, la delegación presentó innovaciones de Pignus en capital humano y soluciones de economía circular para el reciclaje de insumos críticos.

Este ecosistema digital promete convertir a las nuevas explotaciones argentinas en modelos de eficiencia energética, reduciendo la presión sobre el sistema interconectado nacional mediante una gestión inteligente de la potencia.

Desde Runrún observamos que la llegada de jugadores como Indimin y RMES Analytics marca el fin de la minería analógica. La eficiencia eléctrica ya no es una opción, sino el único camino para la competitividad. Que Chile elija este momento para traer a sus “joyas tecnológicas” es una validación del potencial argentino.

Estamos presenciando el nacimiento de una minería 4.0 que no solo extrae minerales, sino que gestiona datos y energía con precisión quirúrgica, asegurando que el desarrollo de los metales para la transición energética sea, en sí mismo, un proceso sustentable y de vanguardia.

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Por Redacción Runrún Energético

Buenos Aires se convierte esta semana en la capital energética de la región con el inicio de la Conferencia ARPEL 2026.

El evento, que reúne a los principales CEOs de operadoras estatales y privadas de América Latina y el Caribe, así como a ministros y reguladores, pone el foco en la transición energética, la seguridad de suministro y el rol estratégico de los hidrocarburos no convencionales.

Con Vaca Muerta como el gran caso de éxito regional, la conferencia busca establecer una hoja de ruta común para atraer inversiones en un contexto global de alta volatilidad, destacando la necesidad de marcos regulatorios estables y competitivos para potenciar el desarrollo del upstream y el GNL en el continente.

Durante las sesiones, se abordarán temas críticos como la descarbonización de las operaciones, la integración de redes de gas en el Cono Sur y el impacto de las nuevas tecnologías en la eficiencia productiva. La presencia de delegaciones internacionales de primer nivel convalida el interés global por el potencial argentino.

En el marco de ARPEL, se espera que se firmen acuerdos de cooperación técnica y se analicen las oportunidades de financiamiento para los proyectos de infraestructura que buscan conectar los recursos regionales con la demanda global, consolidando a la región como un proveedor de energía confiable y sostenible.

Desde Runrún Energético observamos que la realización de ARPEL en Buenos Aires no es casualidad; es el reconocimiento al protagonismo que Argentina ha recuperado en el tablero energético internacional.

Este foro es el espacio ideal para que el país demuestre que el camino de la desregulación y los incentivos a la inversión (como el RIGI) es el modelo a seguir en la región. La integración no es solo una cuestión de ductos, sino de armonización de políticas que permitan que los recursos de América Latina fluyan sin trabas hacia un mundo que demanda seguridad energética.

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Por Redacción Runrún Energético

En lo que representa el salto cualitativo más importante para el proyecto Argentina LNG, la alianza estratégica entre YPF, la italiana Eni y XRG (el brazo de inversiones internacionales de ADNOC, la gigante de los Emiratos Árabes Unidos) ha entrado en una fase de aceleración técnica y financiera sin precedentes.

La ratificación del Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA) no es solo un paso administrativo; es la confirmación de que el gas de Vaca Muerta ya cuenta con el respaldo del “músculo árabe” para su financiamiento y con una garantía de compra directa hacia el mercado europeo.

La presencia de Eni en esta sociedad aporta un componente crítico: el mercado asegurado. La operadora italiana ha integrado el proyecto argentino en su estrategia global de suministro, que busca alcanzar las 20 millones de toneladas anuales de GNL para 2030. Ante un mercado global que se prevé “ajustado” para finales de 2026, asegurar la molécula de Vaca Muerta se ha vuelto una prioridad de seguridad energética para Italia y la Unión Europea.

Por su parte, el ingreso de ADNOC a través de XRG otorga al proyecto una solvencia financiera internacional que facilita el acceso a mercados de capitales, transformando una iniciativa nacional en un activo estratégico bancable a escala mundial.

Bajo el liderazgo de Horacio Marín, YPF busca que los estudios técnicos y comerciales actuales permitan adelantar la ventana de oportunidad para la Decisión Final de Inversión. La competencia es feroz contra proyectos en Estados Unidos, Qatar y Australia, pero la ventaja competitiva de Argentina radica en el bajo costo de desarrollo del shale gas y la neutralidad geopolítica de la región.

La infraestructura proyectada no solo contempla la licuefacción, sino una arquitectura sistémica de gasoductos dedicada que conectará el corazón de Neuquén con la futura planta de procesamiento.

Desde Runrún observamos que la incorporación de ADNOC es el “game changer” que el sector estaba esperando. Ya no se trata de una promesa de exportación, sino de una arquitectura de negocios donde el capital árabe y la demanda europea se encuentran en suelo argentino.

Esta sociedad trilateral blinda el proyecto contra la volatilidad local y lo posiciona como el motor que permitirá a Argentina revertir definitivamente su balanza comercial energética. Con Eni y ADNOC a bordo, Vaca Muerta deja de ser un recurso regional para convertirse en una pieza clave del tablero energético global.

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Por Redacción Runrún Energético

El crecimiento exponencial de Vaca Muerta ha generado un fenómeno social y educativo sin precedentes en la región. En el marco del programa “Emplea Neuquén” y la apertura del Instituto Vaca Muerta (IVM), más de 13.000 personas se inscribieron para participar en los primeros trayectos formativos de 2026.

Esta cifra récord evidencia que el sector energético no solo es el motor económico del país, sino también la principal esperanza de movilidad social para miles de familias que buscan insertarse en una industria que ofrece salarios de base competitivos y estabilidad a largo plazo.

La oferta académica, coordinada entre el Gobierno de Neuquén, el sindicato de Petroleros Privados y las principales operadoras de la cuenca, se centra en cubrir los perfiles técnicos más críticos. Entre los cursos con mayor demanda se destacan: Operador de Perforación, Instrumentación, Mantenimiento Eléctrico y Mecánico, y Operador de Plantas de Tratamiento de Gas y Crudo.

Las capacitaciones tienen una duración de cuatro meses y se dictan en el Polo Tecnológico de Neuquén, equipadas con simuladores 3D y laboratorios de automatización que replican las condiciones reales de trabajo en el yacimiento.

Un dato sobresaliente de esta convocatoria es la creciente participación femenina, con una representación que ya roza el 35% de los inscriptos en áreas operativas tradicionalmente masculinizadas. El objetivo de las autoridades y las empresas es “blindar” el desarrollo de la cuenca priorizando la mano de obra local; por ello, los estudiantes realizarán prácticas profesionales en el “pozo escuela” ubicado en Río Neuquén. Esta sinergia pública-privada busca transformar la alta demanda de empleo en capital humano calificado, reduciendo la brecha técnica y garantizando que el derrame económico de Vaca Muerta impacte directamente en las comunidades neuquinas.

Desde Runrún observamos que los 13.000 inscriptos son el síntoma más claro del “Efecto Vaca Muerta” en la sociedad. Sin embargo, este aluvión de interesados también representa un desafío logístico: la industria debe ser capaz de absorber esta mano de obra de manera ordenada. Formar técnicos en 4 meses es un paso vital, pero la verdadera clave será la sostenibilidad de estos programas para que la formación no sea un evento aislado, sino una política de Estado que acompañe los próximos 30 años de desarrollo exportador del país.

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 Por Redacción Redacción Runrún Energético

En un movimiento que redefine la arquitectura de socios en el corazón de Vaca Muerta, Vista Energy quedó a un paso de concretar la adquisición de los activos de la noruega Equinor tras la renuncia formal de Shell a su derecho de preferencia.

La petrolera anglo-holandesa decidió no igualar la oferta de la compañía liderada por Miguel Galuccio, despejando el panorama legal para que Vista tome el control del 25,1% de Bandurria Sur y el 35% de Bajo del Toro, dos de las áreas con mayor potencial de productividad en la ventana de crudo negro.

La operación, que ya ha sido notificada a las autoridades regulatorias, marca un hito en la estrategia de consolidación de Vista, que busca ratificar su posición como el segundo productor de shale oil de Argentina. Mientras Equinor replantea su estrategia global para concentrarse en proyectos offshore, Vista aprovecha la oportunidad para ampliar su inventario de pozos en bloques que ya están en etapa de desarrollo masivo.

El cierre definitivo de la transacción se espera para el segundo semestre de 2026, una vez que se completen los trámites administrativos ante la Fiscalía Nacional Económica de Chile, debido a la estructura legal de las sociedades involucradas.

En Bandurria Sur, Vista compartirá cartelera con YPF (operador) y Shell, lo que garantiza una sinergia técnica de primer nivel. Para la compañía de Galuccio, este movimiento no es solo una compra de activos, sino una apuesta por la eficiencia: al sumar participación en bloques linderos a sus operaciones actuales, Vista logra optimizar costos de logística y servicios compartidos.

La salida de Shell de la puja demuestra que las grandes operadoras globales están siendo mucho más selectivas con su capital, dejando espacio para que los jugadores puramente enfocados en el shale tomen el liderazgo del crecimiento.

Desde Runrún observamos que la “vía libre” de Shell para el avance de Vista es una señal de madurez del mercado. Vaca Muerta está pasando de una etapa de exploración generalizada a una de consolidación de operadores especialistas. Que Vista logre quedarse con los activos de Equinor sin resistencia de sus socios es un espaldarazo a su capacidad de ejecución y a su solidez financiera.

Estamos viendo el nacimiento de un nuevo ecosistema donde el conocimiento geológico local y la agilidad operativa valen tanto como el respaldo de las casas matrices en Europa.

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Por Redacción Runrún Energético

En un escenario donde el no convencional suele acaparar los titulares, el yacimiento Manantiales Behr, en el corazón de la Cuenca del Golfo San Jorge, acaba de demostrar que el petróleo convencional tiene aún mucho por decir. En el inicio de 2026, el bloque alcanzó una producción histórica de 25.358 barriles diarios, una cifra asombrosa para un área que inició sus operaciones en 1924.

Este “renacimiento” técnico posiciona al yacimiento como el activo más productivo de Chubut y un modelo global de cómo la tecnología puede revertir el declive natural de las cuencas maduras.

El secreto detrás de estos números es la consolidación de la Recuperación Terciaria (EOR) mediante la inyección de polímeros. Actualmente, Manantiales Behr aporta casi el 50% de toda la producción por terciaria del país, con más de 9.300 barriles diarios provenientes exclusivamente de esta técnica.

Bajo la nueva gestión operativa de Pecom, tras la salida de YPF en su proceso de optimización de activos, el plan de desarrollo se ha intensificado para maximizar el factor de recuperación en zonas que antes se consideraban agotadas.

Manantiales Behr no es solo un yacimiento de crudo; es un complejo energético integrado. Gran parte de la energía necesaria para las plantas de inyección de polímeros proviene de su propio parque eólico (99 MW), lo que permite producir petróleo con una de las huellas de carbono más bajas del sector.

Con un valor bruto de producción estimado en u$s 650 millones anuales, el bloque representa hoy el 15% de la producción total de crudo de la provincia, consolidándose como un motor económico vital para la región del Golfo San Jorge.

Desde Runrún observamos que Manantiales Behr es el espejo donde deben mirarse el resto de las cuencas maduras del país. El éxito de este yacimiento demuestra que el fin del convencional es una decisión de inversión, no una fatalidad geológica.

Que un área de casi 100 años logre récords de producción mediante la terciaria es un mensaje potente para los nuevos operadores: hay riqueza genuina más allá de Vaca Muerta para quienes se animen a aplicar tecnología de punta en campos históricos.

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 Por Redacción Runrún Energético

En un arranque de año que supera las proyecciones de su propio plan estratégico, YPF alcanzó en enero de 2026 una producción de 40 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas natural. Esta cifra representa un crecimiento interanual del 10% y marca un hito de eficiencia operativa en los bloques estrella de la compañía en Vaca Muerta, como Loma Campana, Aguada de la Arena y La Amarga Chica.

El salto productivo es la respuesta directa a la mayor capacidad de evacuación del sistema troncal de gasoductos, que hoy opera a tope para canalizar el recurso neuquino.

El incremento no solo responde a la perforación de nuevos pozos, sino a una drástica reducción en los costos de desarrollo (drilling & completion). Según datos de monitoreo del sistema, YPF ha logrado optimizar la productividad por pozo, permitiendo que la inyección a los ductos de TGS y TGN se mantenga en niveles máximos incluso durante el periodo estival.

Esta robustez en la oferta le permite a la petrolera de bandera no solo garantizar el pleno abastecimiento del mercado interno, sino también solicitar nuevas autorizaciones de exportación firme hacia Chile, maximizando el ingreso de divisas por ventas externas.

La consolidación de los 40 MMm3/d en enero es el resultado de la integración del Gasoducto Néstor Kirchner (GPNK) con las nuevas plantas de tratamiento de gas inauguradas recientemente. Esta arquitectura técnica ha permitido “desembotellar” zonas de producción que anteriormente estaban limitadas por la falta de transporte.

De cara al próximo invierno, este volumen de base le da a la compañía una posición de fortaleza para cubrir los picos de demanda residencial sin afectar los compromisos de exportación asumidos para la temporada 2026.

Desde Runrún observamos que el desempeño de YPF en el segmento del gas es el motor silencioso que sostiene la salud financiera de la empresa mientras se desarrollan los grandes proyectos de GNL. Producir 40 millones de metros cúbicos diarios de forma constante es una prueba de fuego para la geología de Vaca Muerta y para la capacidad logística de la operadora.

Con este ritmo, YPF no solo cumple su rol de garante energético nacional, sino que se posiciona como el principal player regional, capaz de desplazar definitivamente las importaciones y transformar el gas argentino en un producto de exportación estructural para el Cono Sur.

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 Por Redacción Runrún Energético

Lo que comenzó como un ambicioso plan de rehabilitación tras 17 años de parálisis, se ha transformado en el presente en la llave maestra para el crudo de Vaca Muerta hacia los mercados asiáticos. El Oleoducto Trasandino (OTASA), operado por el consorcio integrado por YPF, Chevron y la chilena ENAP, atraviesa hoy un presente de consolidación operativa, alcanzando envíos sostenidos que ya promedian los 110.000 barriles diarios.

Tras la exitosa puesta en marcha del oleoducto alimentador Vaca Muerta Norte, la infraestructura trasandina se posiciona como la vía de evacuación más eficiente para los yacimientos del norte neuquino.

El foco de este primer trimestre de 2026 está puesto en la ampliación de la potencia de bombeo. Con una inversión estratégica en la estación cabecera de Puesto Hernández, las operadoras buscan llevar la capacidad del sistema a su techo técnico de 115.000 barriles por día.

Este incremento es vital para satisfacer la demanda de la refinería Bío Bío en Chile y, fundamentalmente, para potenciar los cargamentos que desde el puerto de Talcahuano tienen como destino final las refinerías de la Costa Oeste de Estados Unidos y los gigantes energéticos de Asia, evitando los costos logísticos del paso por el Atlántico.

La operatividad de OTASA ha cambiado la ecuación económica del shale oil. Al permitir una salida directa por el Pacífico, el crudo argentino mejora su netback (precio neto en boca de pozo), reduciendo los tiempos de navegación hacia los mercados de mayor demanda global. Además, la estabilidad del flujo hacia Chile ha fortalecido la integración energética regional, permitiendo que ENAP cubra una parte sustancial de su dieta de crudo con petróleo proveniente de la cuenca neuquina, garantizando previsibilidad a ambos lados de la cordillera.

Desde Runrún observamos que la plena vigencia de OTASA es la prueba de que Vaca Muerta ya juega en las grandes ligas del comercio global. Haber recuperado una infraestructura que estuvo muerta por casi dos décadas no fue solo un desafío de ingeniería, sino un triunfo de la diplomacia energética y la visión de largo plazo. Hoy, con el ducto operando al límite de su capacidad, el desafío pasa por la expansión sistémica. La “ruta del Pacífico” ya no es una alternativa de emergencia, sino un activo estratégico que le da a Argentina una flexibilidad exportadora que antes no tenía.

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Por Redacción Runrún Energético

En un movimiento estratégico que redefine la eficiencia operativa en la cordillera, el proyecto Hualilán inició formalmente su fase de producción, convirtiéndose en el primer hito minero de oro bajo la actual administración del Gobierno de San Juan. La operadora Challenger Gold puso en marcha el complejo operativo de transporte de mineral hacia la planta de Casposo, ubicada en el departamento de Calingasta.

Este esquema de “planta de peaje” permite que el proyecto pase de la exploración a la generación de flujo de caja sin la necesidad inmediata de construir una infraestructura de procesamiento propia en el sitio.

El operativo logístico implica un despliegue sin precedentes de transporte pesado que conectará el yacimiento en Ullum con la planta de Austral Gold en Casposo, a unos 250 kilómetros de distancia.

Para esta etapa inicial, se ha destinado una inversión operativa estimada en u$s 15 millones, orientada a la puesta a punto de los circuitos de flotación de la planta (adaptados específicamente a la metalurgia de Hualilán) y a la contratación de servicios de logística y campamentos. Esta sinergia permite optimizar la capacidad ociosa de Casposo y acelera los tiempos de comercialización del concentrado sanjuanino.

La reactivación de Hualilán no es solo un avance técnico; es un motor de empleo inmediato para los proveedores de servicios industriales de la provincia. Con un recurso estimado de 2.8 millones de onzas de oro equivalente, el proyecto se posiciona como una de las realidades más tangibles para las exportaciones mineras de mediano plazo. La agilización de los permisos ambientales y la coordinación entre el Ministerio de Minería y las empresas operadoras han sido las piezas clave para que este “test drive” de producción comience antes de lo previsto originalmente.

Desde Runrún observamos que la alianza Hualilán-Casposo marca el inicio de una nueva era de “minería inteligente” en Argentina. Ante los altos costos de capital (CAPEX), el uso compartido de infraestructura existente es la vía más rápida para transformar recursos enterrados en riqueza genuina.

San Juan demuestra que la seguridad jurídica se traduce en hechos: ver camiones con mineral circulando por las rutas es la señal más clara de que la provincia ha pasado de la retórica de la “potencialidad” a la ejecución productiva de clase mundial.

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Por Redacción Runrún Energético

La minería en la Región Sur de Río Negro suma un nuevo capítulo de previsibilidad y desarrollo con el avance del proyecto “Gran Esperanza”. La operadora canadiense Golden Goose Resources Ltd. ratificó una inversión inicial de u$s 4 millones destinados exclusivamente a la fase de exploración de oro y plata en las cercanías de Los Menucos.

Este desembolso no solo busca confirmar la riqueza metalífera de la zona, sino que se ejecuta bajo un esquema de “licencia social activa”, donde la coordinación entre el sector privado, el municipio y la Dirección de Minería provincial resulta fundamental.

El hito técnico de esta etapa se centra en la unificación de criterios ambientales. En una mesa de trabajo integrada por la intendenta Mabel Yahuar y autoridades mineras de Río Negro, se establecieron los protocolos de control para tres ejes críticos: la gestión eficiente del agua en un entorno de estepa, el tratamiento de residuos industriales y la disposición final del material de rechazo.

Esta articulación busca que el proyecto crezca con estándares internacionales desde su génesis, brindando seguridad jurídica a los inversores y tranquilidad a la comunidad local.

La apuesta de Golden Goose tracciona, además, la formalización de toda la actividad extractiva en la región. Según datos oficiales, el 80% de las canteras de piedra laja de la zona ya han regularizado sus Declaraciones Juradas Ambientales, creando un ecosistema minero mucho más robusto.

Para “Gran Esperanza”, la empresa se ha comprometido a priorizar la contratación de mano de obra y servicios locales, transformando la inversión de capital en un motor de empleo indirecto para la Región Sur durante la actual campaña de perforación y prospección.

Desde Runrún observamos que el caso de Los Menucos es un modelo a seguir para la pequeña y mediana minería metalífera. El desembolso de u$s 4 millones es una cifra significativa para una etapa exploratoria y demuestra que, cuando existen reglas claras y controles ambientales unificados, el capital llega.

La clave aquí es la integración: no se trata de una empresa operando de forma aislada, sino de un proyecto que se acopla a la realidad productiva de la zona (la laja y la ganadería), demostrando que la minería sustentable es el camino para diversificar la matriz económica rionegrina.

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Por Redacción Runrún Energético

En lo que marca el regreso de la actividad exploratoria de alta complejidad a la provincia tras casi una década, la UTE conformada por Quintana Energy y TSB inició formalmente la campaña de adquisición de datos sísmicos 3D en el bloque Cañadón Amarillo.

Con una inversión inicial de u$s 4 millones, la operadora busca desentrañar la geología de la lengua mendocina de Vaca Muerta en una superficie de 202,5 kilómetros cuadrados, un área que hasta hoy carecía de información tridimensional precisa y solo contaba con registros 2D obsoletos.

El despliegue técnico es masivo e incluye el uso de 10 vibradores sísmicos que trabajan en terreno para capturar datos que permitirán construir un modelo de subsuelo de alta fidelidad. Este avance tecnológico ha permitido que la compañía, liderada por su CEO Carlos Gilardone, acelere sus planes operativos: la perforación de los dos pozos pilotos hacia la formación no convencional, originalmente prevista para 2027, se adelantará al segundo semestre de 2026.

El objetivo estratégico es identificar las “zonas calientes” (sweet spots) para definir las locaciones de perforación con el menor riesgo geológico posible.

La relevancia del proyecto fue ratificada por el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, quien junto a la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, supervisó las operaciones en campo. Cañadón Amarillo es un activo que cobró nueva vida tras el proceso de optimización de activos maduros de YPF; lo que antes era un área periférica para la petrolera nacional, hoy se posiciona como la punta de lanza del shale mendocino bajo la gestión ágil de Quintana.

La extensión de la concesión hasta 2036 asegura un horizonte de previsibilidad para este nuevo clúster en el departamento de Malargüe.

Desde Runrún observamos que la apuesta de Quintana Energy es una señal de madurez necesaria para el sector. Mendoza no registraba tareas de sísmica 3D desde 2017, y que una operadora independiente asuma el riesgo de “iluminar” la roca madre es el paso fundamental para que Vaca Muerta deje de ser un fenómeno exclusivamente neuquino.

Si los datos procesados confirman la prospectividad esperada, Cañadón Amarillo podría convertirse en el motor que Mendoza necesita para revertir el declive de su producción convencional, transformando áreas históricas en un renovado hub de crecimiento energético.

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Por Redacción Runrún Energético

En un movimiento que eleva el estándar de la infraestructura vial en el corazón de la Cuenca Neuquina, la empresa Servicios Confluencia —referente con tres décadas de trayectoria en el sector— concluyó la pavimentación del bypass en la estratégica intersección de las Rutas 7 y 17.

No se trata de una obra vial más: es la implementación de un sistema de pavimento rígido de alta resistencia diseñado para soportar el flujo incesante de los equipos de fractura y el transporte de arenas, proyectando una vida útil que supera los 30 años, triplicando la durabilidad del asfalto convencional en zonas de alto impacto.

La ejecución técnica marcó un hito con el desembarco de la pavimentadora Wirtgen SP25, una pieza de ingeniería alemana de encofrado deslizante que es única en la región. Este equipo opera con el sistema AutoPilot 2.0, permitiendo una pavimentación de precisión milimétrica mediante topografía 3D, prescindiendo de los tradicionales hilos de guía y optimizando los tiempos de obra en un entorno donde cada minuto de demora logística se traduce en costos operativos para las operadoras.

La planta instalada en el lugar alcanzó ritmos de producción de entre 200 y 350 metros cúbicos de hormigón diarios, utilizando cemento de alta performance CPN 50.

Sostenibilidad y Eficiencia en la Meseta: Más allá de la potencia de la maquinaria, el plan de ingeniería destacó por su compromiso con la eficiencia de recursos. La utilización de áridos locales (bajo estrictas normas IRAM 1512 y 1531) no solo garantizó la solidez estructural, sino que redujo significativamente la huella de carbono al minimizar los fletes de larga distancia.

Esta sinergia entre tecnología de punta y aprovechamiento de canteras zonales demuestra que la madurez de Vaca Muerta ya no solo se mide en barriles, sino en la calidad de la arquitectura sistémica que sostiene su operación.

Desde Runrún observamos que la obra de Servicios Confluencia es el ejemplo perfecto de cómo la industria local está respondiendo al desafío de la escala. El bypass de Añelo era un cuello de botella logístico que amenazaba el ritmo de evacuación y servicios. Al optar por hormigón de alta tecnología y equipos automatizados, se abandona la lógica del “parche” asfáltico para pasar a una infraestructura de clase mundial.

Esta es la verdadera “pavimentación 4.0”: obras que no necesitan mantenimiento constante y que permiten que el flujo hacia los yacimientos sea previsible, seguro y eficiente.

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Por Redacción Runrún Energético

En lo que representa el movimiento corporativo más audaz de la década, los CEOs globales de BHP (Mike Henry) y Lundin Mining (Jack Lundin) sellaron ante el Gobierno Nacional el compromiso de desembolsar u$s 18.000 millones para transformar la cordillera de San Juan en el nuevo hub del cobre mundial.

Tras la validación del RIGI, la alianza entre la minera más grande del planeta y el grupo familiar que “descubrió” la minería moderna en Argentina entra en fase de ejecución. La ratificación no es solo un anuncio de CAPEX; es la confirmación de que el Distrito Vicuña (que integra Josemaría y Filo del Sol) cuenta con el respaldo financiero de un sindicato global de bancos que ven en Argentina la próxima gran frontera de los minerales críticos para la transición energética.

La inversión inicial de u$s 7.000 millones se volcará en un despliegue de infraestructura sin precedentes. El plan técnico incluye la construcción de la Línea de Extra Alta Tensión (LEAT) de 500 kV entre Rodeo y Josemaría, una obra de u$s 200 millones que proveerá los 300 MW necesarios para operar la concentradora de roca más grande de Sudamérica (capaz de procesar 293.000 toneladas diarias).

Además, el presupuesto contempla la logística de alta montaña para campamentos de 6.000 operarios, sistemas de manejo de agua con circuitos cerrados de ultra-eficiencia y el inicio de las obras civiles para el transporte de concentrado. Este flujo de capital garantiza que, para 2026, el Distrito Vicuña sea el principal generador de empleo indirecto en el sector de servicios industriales del país.

El regreso del gigante y la familia que nunca se fue La llegada de BHP marca un hito histórico: la firma australiana, que participó en la exploración de Bajo de la Alumbrera en los 90, regresa al país tras dos décadas de ausencia, atraída por la seguridad jurídica y la magnitud del recurso. Por otro lado, el Grupo Lundin aporta el ADN local. Presentes desde los años 80, los Lundin fueron los responsables de hitos como el descubrimiento de Alumbrera (Catamarca) y el desarrollo de Veladero (San Juan).

Mientras otros abandonaban el país ante la volatilidad, la familia Lundin mantuvo sus equipos de geólogos en la alta montaña, convencidos de que el Distrito Vicuña superaría en escala a cualquier proyecto previo. Hoy, esa persistencia se traduce en un proyecto que aportará u$s 6.000 millones anuales en exportaciones netas y más de u$s 1.000 millones anuales en regalías e impuestos.

Desde Runrún observamos que la sociedad BHP-Lundin es el “matrimonio perfecto” para la nueva era energética. BHP aporta el músculo financiero y los estándares operativos globales necesarios para que un proyecto de esta magnitud sea bancable a nivel mundial. Lundin aporta el know-how territorial y la resiliencia de quien sabe operar en la cordillera argentina.

Juntos, están creando una arquitectura sistémica que no solo exportará cobre, sino que traccionará a todo el ecosistema de proveedores nacionales. La “Vaca Muerta del Cobre” ya no es una promesa; es un activo estratégico que posiciona a San Juan como el motor de la recuperación macroeconómica nacional.

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Por Redacción Runrún Energético

De cara a la convención minera más importante del mundo, el PDAC 2026 en Toronto, el sector minero argentino acelera la presión para consolidar un marco de competitividad que trascienda el RIGI. Con la aprobación de la reforma laboral en Diputados como carta de presentación, las empresas y las provincias mineras buscan ahora avanzar en la clarificación de la Ley de Glaciares, específicamente en la delimitación del área periglacial.

Según datos de la CAEM, la ambigüedad técnica en la definición de suelos congelados no hídricos mantiene en suspenso inversiones por más de u$s 20.000 millones en proyectos de cobre de clase mundial como El Pachón y Los Azules. Para los inversores globales, la reforma laboral y la estabilidad jurídica en materia ambiental son los dos pilares que determinarán si Argentina captura el flujo de capital que hoy se disputa con Chile y Perú.

La arquitectura sistémica de la gran minería exige diagramas de rotación (como el 14×14) y un fondo de cese laboral que aporte previsibilidad frente a la alta rotación de personal en zonas de alta montaña. La reforma laboral aprobada es vista por el mercado como el “aceite” necesario para que el engranaje de contratación masiva que demandarán los proyectos de cobre sea viable.

Paralelamente, el debate sobre el inventario del IANIGLA cobra relevancia estratégica: el sector no busca desproteger los cuerpos de hielo, sino establecer criterios científicos que permitan operar en zonas de roca seca con presencia de mineral, evitando que interpretaciones extensivas de la zona periglacial actúen como una prohibición tácita a la actividad.

Desde Runrún observamos que la delegación argentina que viajará a Toronto en marzo no puede ir solo con “potencial geológico”; debe llevar “soberanía jurídica”. El RIGI fue el primer paso, pero la reforma laboral y una Ley de Glaciares basada en ciencia y no en ideología son las que terminan de cerrar la planilla de costos de una multinacional. Argentina está ante una ventana de oportunidad única por el déficit global de cobre.

Si el Congreso logra armonizar la protección ambiental con la seguridad operativa, el país pasará de ser un destino de exploración a convertirse en un actor dominante del mercado de metales críticos para la descarbonización global.

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Por Redacción Runrún Energético

El despliegue del no convencional en el sur mendocino ha ingresado en una fase de “ahora o nunca”. Con la supervisión directa del gobernador Alfredo Cornejo en el área Cañadón Amarillo, la UTE integrada por Quintana Energy y TSB confirmó un agresivo plan de inversión de u$s 44 millones que contempla adelantar los pozos exploratorios horizontales para el segundo semestre de 2026.

Este movimiento, sumado a los estudios sísmicos 3D que ya cubren el bloque limítrofe con Neuquén, busca reducir la incertidumbre geológica de la denominada “lengua norte” de Vaca Muerta. Mientras tanto, YPF consolida sus propios pilotos en Paso de las Bardas Norte, donde los ensayos de fractura ya arrojan crudo de 38° API, confirmando que la roca mendocina, aunque más delgada que en el epicentro de Añelo, posee una productividad comercialmente viable bajo el nuevo esquema de costos del RIMI.

La arquitectura operativa en Mendoza se apalanca en una estrategia de incentivos fiscales agresiva, donde la provincia ofrece una reducción del 50% en las regalías para proyectos piloto que logren transformar recursos en reservas probadas. Para operadoras como Aconcagua Energía, que ya mira activos no convencionales en Payún Oeste, el desafío radica en la infraestructura: producir en Mendoza sigue siendo un 20% más costoso debido a la falta de sets de fractura permanentes y servicios especializados en Malargüe.

Sin embargo, la integración del proyecto de inyección de gas en Chihuido de la Salina Sur y la modernización de la Refinería Luján de Cuyo (con u$s 103 millones invertidos para procesar crudo liviano) crean el ecosistema de midstream necesario para que el shale mendocino deje de ser una promesa y se convierta en una realidad exportadora.

Desde Runrún observamos que Mendoza está jugando su última carta para no quedar rezagada frente al “efecto aspiradora” de Neuquén. La decisión de Quintana de adelantar las perforaciones a 2026 es una señal de confianza técnica en la roca, pero también una respuesta a la ventana de oportunidad que abre el RIGI.

Si los resultados de los pozos de este año igualan la curva de aprendizaje neuquina, Mendoza podría captar inversiones por u$s 400 millones anuales en el corto plazo. La clave será Malargüe: el éxito de Vaca Muerta Mendoza depende menos de la geología y más de la capacidad de la provincia para construir un hub logístico que elimine el sobrecosto de “importar” servicios desde Añelo.

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Por Redacción Runrún Energético

En una cumbre estratégica celebrada en Neuquén, los gobernadores Alfredo Cornejo (Mendoza) y Rolando Figueroa (Neuquén) acordaron una hoja de ruta conjunta para exigir la finalización de la Ruta Nacional 40 Sur, la arteria vital que conecta el polo logístico de Malargüe con la cuenca neuquina.

La obra, que enfrenta años de parálisis en el tramo Bardas Blancas–Ranquil Norte, es considerada “prioritaria” por las operadoras del sector, ya que su pavimentación permitiría una optimización del CAPEX logístico superior al 15%, agilizando el movimiento de sets de fractura y cuadrillas hacia el bloque norte de Vaca Muerta.

Ante el abandono de la jurisdicción nacional, ambos mandatarios exploran mecanismos de financiamiento alternativos, incluyendo el aporte privado de petroleras bajo esquemas de crédito fiscal o compensación de regalías.

La arquitectura del proyecto busca consolidar a Malargüe como el gran “hub de servicios” para el desarrollo no convencional del lado mendocino y el norte neuquino. Actualmente, tramos críticos como el de La Pasarela presentan un avance físico del 0%, obligando a la logística pesada a realizar rodeos ineficientes que incrementan la huella de carbono y el costo de mantenimiento de flota.

La pavimentación de los 80 kilómetros pendientes no solo beneficiaría al sector hidrocarburífero, sino que es el requisito sine qua non para la viabilidad de Potasio Río Colorado y el Distrito Minero Occidental. Para 2026, la Mesa de Competitividad de Vaca Muerta ha puesto la lupa en este corredor, advirtiendo que, sin una ruta 40 operativa, la eficiencia ganada en la boca del pozo seguirá diluyéndose en los cuellos de botella del transporte terrestre.

Desde Runrún observamos que la alianza Cornejo-Figueroa es la respuesta pragmática al retiro del Estado Nacional en materia de obra pública. La Ruta 40 ya no es un proyecto vial; es un activo estratégico de la balanza comercial energética. Si el RIGI busca atraer inversiones de clase mundial, la infraestructura debe estar a la altura.

Mendoza tiene en Malargüe el potencial para aliviar la saturación de Añelo, pero sin asfalto, ese potencial es solo una expresión de deseos. La provincialización o el financiamiento privado de rutas nacionales es el nuevo estándar: quien quiera producir energía de exportación, deberá asegurar primero que los camiones puedan llegar a destino.

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Por Redacción Runrún Energético

La aprobación en la Cámara de Diputados de la reforma laboral, junto con la consolidación del Régimen de Incentivo a la Mediana Inversión (RIMI), marca el inicio de un cambio de paradigma para la cadena de valor del sector energético y minero. Mientras el RIGI se enfoca en los “proyectos coloso”, el RIMI apunta al corazón de la industria nacional, ofreciendo beneficios fiscales a inversiones de entre u$s 150.000 y u$s 30 millones.

Para las empresas de servicios petroleros y metalmecánicas vinculadas a Vaca Muerta y la minería, este esquema permite una amortización acelerada en el Impuesto a las Ganancias y la devolución inmediata de saldos a favor de IVA en la compra de bienes de capital, transformando radicalmente el flujo de caja operativo de las Pymes industriales.

La arquitectura financiera del RIMI es contundente: según análisis técnicos, la posibilidad de amortizar equipamiento pesado en una sola cuota (100%) incrementa el Valor Actual Neto (VAN) del beneficio impositivo en más de un 40%, reduciendo drásticamente el tiempo de recupero de la inversión. En un contexto donde la reforma laboral introduce mayor previsibilidad en los costos de contratación y reduce la litigiosidad mediante la creación del fondo de cese, las empresas del sector ahora cuentan con un horizonte de seguridad jurídica para expandir sus plantillas.

Esta sinergia legislativa busca que el derrame de las grandes inversiones mineras y petroleras sea capturado por proveedores locales, fortaleciendo el entramado productivo y garantizando que el crecimiento sea sistémico y no solo de enclave.

Desde Runrún observamos que el RIMI es el eslabón perdido que la industria energética necesitaba para que el crecimiento de la oferta no se tope con cuellos de botella en los servicios. No hay Vaca Muerta ni Distrito Vicuña exitosos sin una red de proveedores robusta.

Al combinar flexibilidad laboral con incentivos fiscales de amortización rápida, el Gobierno está bajando el costo de capital para la empresa argentina. Este es el verdadero “plan de desarrollo de proveedores”: uno que no se basa en subsidios, sino en permitir que el privado reinvierta sus utilidades con una presión impositiva lógica y reglas de juego claras.

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