El nuevo presidente de la Unión Industrial de San Juan analizó el complejo cierre de 2025, las expectativas para 2026 y advirtió sobre la falta de competitividad y de mano de obra capacitada.
La renovación de autoridades en la Unión Industrial de San Juan abrió una nueva etapa para el sector productivo provincial. Tras la salida de Ricardo Palacios, Leonardo de la Vega asumió la presidencia de la entidad con el desafío de conducir a la industria local en un contexto económico adverso y con un 2026 cargado de incertidumbre, pero también de expectativas puestas en la actividad minera.
En diálogo con San Juan en Noticias, por Radio Mitre, De la Vega realizó un balance del año que termina y anticipó los ejes de trabajo para el próximo período. “El análisis del 2025 muestra un año muy difícil. Comenzó con expectativas de una mayor dinámica económica, pero a nivel general el sector industrial se vio perjudicado y no cerró con las expectativas que teníamos”, señaló.
De cara al 2026, el presidente sostuvo que el empresariado industrial mantiene una mirada optimista, aunque cautelosa. “El industrial tiende a pensar en positivo. Nuestras esperanzas están depositadas en la minería, esperando que genere una dinámica diferente y que impacte de manera positiva en varios sectores de la industria”, explicó.
.
Consultado sobre la posibilidad de una reforma laboral y su impacto en el empleo, De la Vega fue claro al señalar que no existen soluciones mágicas. “Argentina lleva más de diez años sin generar empleo. No creo que una sola acción pueda transformar esta realidad. Si solo se cambia la reglamentación laboral, no necesariamente habrá más demanda de trabajo”, afirmó. En ese sentido, remarcó que la clave está en el crecimiento de la demanda de productos industriales, lo que requiere mejoras estructurales en competitividad.
“La competitividad depende de la estructura impositiva nacional y provincial y de los altos costos logísticos que enfrentamos por estar lejos de los grandes centros de consumo”, advirtió, al tiempo que subrayó que estas condiciones limitan seriamente el desarrollo del sector.
.
Otro de los puntos centrales de la entrevista fue la falta de mano de obra capacitada, especialmente ante el crecimiento proyectado de la minería. “Existe una gran dificultad para conseguir recursos humanos capacitados, algo que la minería nota con más énfasis. Para el San Juan 2030 no podemos esperar; hay que accionar hoy”, sostuvo De la Vega, marcando la urgencia de trabajar en formación y capacitación.
Respecto al perfil laboral que hoy demanda la industria, explicó que se trata de un sector heterogéneo. “Necesitamos desde perfiles básicos, como soldadores en la industria metalmecánica, hasta especialidades técnicas diversas. Muchas veces la propia industria termina siendo capacitadora, por la especificidad técnica y los costos que implica”, detalló.
El país posee yacimientos con leyes superiores pero carece de rutas, electricidad y puertos. La solución más rápida ha sido —al menos hasta ahora— la más incómoda políticamente.
Argentina se consolidó durante 2025 como un país con uno de los mayores potenciales cupríferos del planeta, pero la ausencia de infraestructura básica mantiene enterrados bajo la cordillera más de 63 millones de toneladas de reservas probadas.
Según datos de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), ocho proyectos de cobre demandan inversiones superiores a los 22.000 millones de dólares y podrían generar exportaciones por 11.000 millones de dólares anuales. Sin embargo, la falta de rutas, redes eléctricas de alta tensión y acceso al agua convierten estas cifras en una promesa estancada.
El contraste con Chile resulta elocuente. Mientras el país trasandino participa con aproximadamente el 25% de la producción mundial de cobre y exporta cerca de 57.000 millones de dólares al año en productos mineros, Argentina apenas supera el 1% de la producción global y sus exportaciones mineras totales alcanzaron los 5.400 millones de dólares en 2024.
La diferencia no radica en la geología: el Grupo de Estudios Mineros (GEM) determinó que la ley media de los depósitos argentinos es del 0,5%, un 25% superior a la chilena. El problema está en la superficie, no bajo tierra.
Producir sin caminos ni cables
Los principales proyectos cupríferos argentinos —El Pachón, Josemaría, Los Azules, Taca Taca y MARA— comparten una característica común: están ubicados a más de 4.000 metros de altura en la Cordillera de los Andes, en zonas prácticamente despobladas y sin infraestructura.
Roberto Cacciola, presidente de CAEM, señaló en agosto pasado que “la principal limitación no tiene que ver con los yacimientos ni los operadores, sino con la escasez de infraestructura y logística: falta de carreteras y de redes eléctricas hasta las minas”.
El caso de Josemaría, uno de los proyectos más avanzados, ilustra la magnitud del desafío. La empresa Lundin Mining calculó que necesita invertir 5.000 millones de dólares, de los cuales una porción significativa deberá destinarse a construir una línea de transmisión eléctrica de 550 kilovoltios y una nueva ruta de 220 kilómetros en plena montaña.
En febrero de 2025, la Secretaría de Minería de la Nación publicó un documento oficial titulado “Requerimientos de Infraestructura para el Desarrollo del Sector Minero” donde enumeró las obras necesarias para la región de Cuyo: ampliación de las rutas nacionales 7, 40, 146, 149 y 153, pavimentación del Túnel de Agua Negra, mejora de rutas provinciales —algunas con más de 100 kilómetros en ripio— y reactivación de ramales ferroviarios abandonados.
.
Alfredo Cornejo, gobernador de Mendoza, planteó en noviembre durante la Mesa del Cobre que “necesitamos caminos, redes eléctricas y eficiencia hídrica” y reconoció que “los caminos no se hacen solos ni con inversión privada exclusivamente”.
La declaración resume el nudo del problema: las empresas mineras están dispuestas a invertir miles de millones en extraer el mineral, pero no pueden financiar autopistas, líneas de alta tensión ni acueductos que beneficiarían a múltiples proyectos y regiones enteras.
La producción argentina de cobre alcanzó su pico histórico en 2002 con 203.700 toneladas, impulsada por el yacimiento Bajo la Alumbrera en Catamarca. Las exportaciones llegaron a su máximo en 2007 con 1.939 millones de dólares.
Sin embargo, el cierre de esa mina en 2018 desplomó la producción a apenas 14.500 toneladas en 2024 y las exportaciones cayeron a 3,5 millones de dólares. Ese vacío expone la fragilidad de un sector que depende de muy pocos proyectos operativos.
La consultora CRU estimó en marzo de 2025 que si los cinco proyectos cupríferos más relevantes entran en operación según los plazos previstos, generarían un impacto económico acumulado de 47.000 millones de dólares para 2040, equivalente a un promedio de 4.000 millones de dólares anuales entre 2031 y 2040. Pero ese escenario depende de que las obras de infraestructura comiencen pronto.
La solución incómoda
Varios yacimientos argentinos están ubicados a pocos kilómetros de la frontera con Chile, mucho más cerca de los puertos del Pacífico que de Buenos Aires o Rosario. Un informe conjunto elaborado en noviembre por la consultora Fundar y el Consejo Minero de Chile (CESCO) propuso una estrategia de integración binacional que aproveche la infraestructura ya desarrollada por el país vecino: puertos especializados, plantas de tratamiento, líneas de transmisión eléctrica y acceso a agua desalinizada.
El documento señala que proyectos como El Pachón o Josemaría “se beneficiarían enormemente del acceso a infraestructura chilena” y que en algunos casos “se reducirían casi seis veces las emisiones” en comparación con el transporte por el Atlántico. Josemaría ya planea utilizar agua desalada desde el Pacífico a partir del séptimo año de operación, lo que implica construir un acueducto transfronterizo.
.
En diciembre, la compañía Eramine concretó la primera exportación de litio argentino a través del puerto chileno de Angamos, reduciendo drásticamente los tiempos de tránsito hacia Asia-Pacífico. Ese precedente abre la posibilidad de replicar esquemas logísticos compartidos para el cobre.
El marco legal ya existe desde 1997 con el Tratado de Integración y Complementación Minera, que actualmente ampara cinco proyectos: El Pachón, Filo del Sol, Los Azules, Pascua Lama y Vicuña. Pero el verdadero impulso llegó con la elección de José Antonio Kast como presidente de Chile el 14 de diciembre pasado.
En su primera visita internacional tras ganar el balotaje, Kast viajó a Buenos Aires y declaró junto a Javier Milei: “Argentina está con un proceso muy rápido de encontrar distintos tipos de minerales y eso va a tener que tener una salida y esperamos que esa salida sea por Chile. Tenemos que formar el gran polo de desarrollo en América del Sur”.
No hay dudas que Vaca Muerta es la gran apuesta del país para la generación de dólares, pero hay un obstáculo difícil de resolver para su desarrollo.
Si hay una actividad económica que en este 2025 dio un giro y se volvió en imán de inversiones, sin dudas fue formación no convencional de petróleo y gas en Vaca Muerta. Con su mayor parte ya en producción en la provincia de Neuquén, las expectativas están puestas ahora en el desarrollo del área norte en la provincia de Mendoza.
Vaca Muerta ya no es una promesa, es una realidad. Representa hoy el 60% de producción de petróleo a nivel nacional y el 50% de la de gas natural y avanzan inversiones millonarias como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) que llevará el crudo desde la roca madre en Neuquén hasta el puerto de San Antonio Este en el Atlántico, a lo largo de 437 km. Es un proyecto liderado por YPF, Vista, Chevron, Shell, Vista, Pluspetrol, Pan American Energy (PAE) y Pampa Energía.
También están en curso los proyectos Duplicar y Duplicar Norte de Oldelval (Oleoductos del Valle) y sigue en carpeta la exportaciones de GNL (gas natural licuado) que requerirá la construcción de una planta de licuefacción, tras un acuerdo que ya firmaron YPF, la italiana ENI y ADNOC de Emiratos Árabes Unidos. Es una inversión que tendrá un piso de US$ 20.000 millones.
Alerta temprana
Pero todo esto podría quedar en suspenso, incluso retrasarse de manera dramático si no se logra revertir una de las principales preocupaciones que empieza a crecer en el sector, la falta de personal especializado.
Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, considera que el rol del entramado pyme es esencial para el ritmo de crecimiento y producción que alcanzó Vaca Muerta, pero advirtió por la necesidad de personal calificado. Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, considera que el rol del entramado pyme es esencial para el ritmo de crecimiento y producción que alcanzó Vaca Muerta, pero advirtió por la necesidad de personal calificado.
Durante la último edición de ProPymes, el encuentro que todos los años reúne a la cadena de valor del Grupo Techint, pequeñas y medianas empresas proveedoras de las cuatro empresas del mayor conglomerado industrial del país (Tenaris, Ternium, Tecpetrol y Techint Ingeniería y Construcción), Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, aseguró que “Vaca Muerta es posible porque hay industria nacional” pero dejó entrever que habrá una gran demanda de ingenieros, técnicos y personal capacitado.
En este sentido, en el sector corre un dato que alarma: Vaca Muerta necesita más ingenieros de los que existen en el país. Esto se da en un contexto en el que la demanda laboral supera al número de jóvenes que egresan de las universidades.
Una cifra que circula es que entre todas las operadores presentes en la formación requerirán unos 43.000 nuevos puestos de trabajo, la mayor parte, altamente capacitado, lo que se ha constituido en un “enorme cuello de botella de la cuenca”, señala un informe de Más Energía (+e).
En contraste, también hay numerosos profesionales que no logran insertarse en esta industria. No hay match entre oferta y demanda, y eso es así por varias razones.
Sueldos siderales
“Trabajo hay. Lo que pasa es que no son los trabajos que todos soñamos o en los que todos ganamos una fortuna. Ahí está el tema”, señaló María de los Ángeles Montiel, directora de Nova RR.HH en diálogo con +e.
La experta destaca que hay una cuestión de expectativas y de distorsión salarial, dado que en la industria existe la idea de que sólo por tratarse de empleos en la industria petrolera los sueldos deben ser siempre muy elevados.
Aquí las dos puntas de la oferta, cada una a su manera genera obstáculos a la hora de cerrar una contratación. En el caso de los jóvenes profesionales, hay una sobrerreacción en la pretensión salarial inicial. “Cuando buscamos perfiles junior, los chicos vienen con una pretensión económica igual o superior a gente con años de carrera. Creen que el título les da acceso directo a sueldos desorbitantes”, apunta Montiel.
Pero el tema más complejo es con el perfil senior, con foco en ingenieros con años en la industria y alta capacitación. “Si están cómodos en su empresa, ni siquiera escuchan una oferta”, anticipa la experta.
Guerra de talentos
Y un dato más que da cuenta de lo que vive el sector, una verdadera “guerra” por el personal entre las petroleras y empresas de servicios petroleros.
La provincia alcanzó los 590.339 barriles diarios, impulsada casi exclusivamente por el sector no convencional, que ya representa cerca del 97% del total producido.
El gobierno de Neuquén informó que la producción de petróleo en noviembre de 2025 alcanzó los 590.339 barriles por día, lo que representa un incremento del 28,64% respecto al mismo mes del año anterior.
En términos mensuales, la variación fue del 0,54%, mientras que el acumulado anual de los primeros once meses muestra una suba del 24,29% en comparación con 2024. El sector no convencional aportó 572.423 barriles diarios, concentrando el 96,97% de la producción total de la provincia.
.
El desempeño del mes se sustentó en la actividad de áreas como Loma Campana, La Angostura Sur II, Bajo del Choique-La Invernada, Bajada del Palo Este y Bandurria Sur. Estas zonas garantizaron la estabilidad operativa necesaria para proyectar un cierre de año con previsibilidad en el abastecimiento energético.
Por otro lado, la producción de gas natural se ubicó en 81,22 millones de metros cúbicos diarios durante noviembre, cifra que implica una baja del 1,73% frente a octubre y un descenso interanual del 2,96%. No obstante, el balance acumulado entre enero y noviembre sostiene un crecimiento del 1,05% respecto a 2024.
Una explosión registrada en el gasoducto de la Planta Posesión de ENAP, en la región de Magallanes, obligó a activar protocolos de emergencia, restringir el suministro de gas natural y extender los plazos de reparación más allá de lo inicialmente previsto. El incidente ocurrió durante tareas de mantención y afectó ductos estratégicos para el abastecimiento energético del extremo sur de Chile.
El episodio se produjo durante la madrugada del viernes pasado, cuando se realizaban labores operativas en un ducto de transporte de gas de 18 y 20 pulgadas. Estas instalaciones son clave para el suministro que fluye predominantemente desde Argentina hacia Punta Arenas y Puerto Natales. Tras la explosión, el sistema ingresó en estado de contingencia y se aplicaron ajustes preventivos para resguardar la seguridad de las personas y de la infraestructura.
Desde la Secretaría Regional Ministerial de Energía de Magallanes informaron que, como consecuencia del incidente, una persona sufrió una lesión leve y fue trasladada de manera preventiva a un centro asistencial, donde se confirmó que se encuentra fuera de peligro. En paralelo, se activaron los protocolos internos y externos de seguridad industrial.
.
En un primer momento, ENAP había estimado que la interrupción de las operaciones se extendería por unas 48 horas. Sin embargo, tras una evaluación técnica más exhaustiva, la empresa confirmó que los trabajos de reparación demandarán aproximadamente un mes. Esta situación obligó a interrumpir el suministro de gas a Methanex, una de las principales industrias afectadas por la medida.
El gerente general de ENAP, Julio Friedmann, se trasladó a la zona para supervisar los daños, reunirse con los equipos técnicos y visitar al trabajador lesionado. Según indicó la compañía, se inició una investigación interna para determinar las causas del accidente y reforzar los estándares de seguridad, con el objetivo de evitar la repetición de un evento de esta magnitud.
A su vez, personal de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y del Servicio Nacional de Geología y Minería (Sernageomin) se hizo presente en la Planta Posesión para evaluar el estado de la infraestructura y verificar el cumplimiento de los protocolos regulatorios vigentes.
Plan de contingencia y abastecimiento garantizado
Las autoridades energéticas de Magallanes señalaron que el gasoducto continúa en condición de contingencia mientras se completa la evaluación técnica de los daños. En este marco, ENAP avanza en la definición de un plan de recuperación que permita restablecer gradualmente la operación normal del transporte de gas natural.
Como medida alternativa, se mantiene la inyección progresiva de gas desde el yacimiento Cahuil, ubicado en territorio chileno, hacia Punta Arenas y Puerto Natales. A partir del 21 de diciembre, este esquema permite cubrir el 100% del consumo residencial e industrial de ambas ciudades, con la única excepción de Methanex, cuya reanudación operativa dependerá directamente de la finalización de las reparaciones en la Planta Posesión.
En cuanto al Gas Natural Comprimido (GNC), se informó que es el único servicio que permanece suspendido. La decisión responde a la necesidad de realizar análisis de calidad del gas proveniente del yacimiento Cahuil, a fin de garantizar el funcionamiento seguro de vehículos y equipos que utilizan este combustible.
Reclamos gremiales y pedido de investigación
Desde el Sindicato de Trabajadores de ENAP también se pronunciaron tras el incidente. Carlos Aro Velásquez, director del gremio, calificó la situación como grave y remarcó que “afortunadamente no se trató de un accidente fatal”. Además, subrayó que el hecho ocurre en un mes simbólico para la empresa, cuando se conmemoran los 80 años del descubrimiento del petróleo en la región.
La petrolera, junto al Gobierno de Santa Fe, impulsó una jornada técnica y de negocios para ampliar su red de abastecimiento. El objetivo es incorporar pymes industriales al desarrollo no convencional.
Pan American Energy (PAE) profundiza su estrategia de fortalecimiento de la cadena de valor local en Vaca Muerta y avanzó esta semana en la capacitación de más de 200 empresas con potencial para convertirse en proveedoras del sector energético. La iniciativa se llevó adelante junto al Ministerio de Desarrollo Productivo de Santa Fe, en un contexto marcado por la creciente demanda de bienes, servicios e innovación industrial que requiere el yacimiento no convencional.
La jornada reunió a firmas santafesinas interesadas en conocer los requisitos técnicos, operativos y de seguridad necesarios para integrarse a los proyectos de PAE. Según se informó, unas 40 empresas lograron avanzar a una ronda de negocios directa con representantes del área de compras de la compañía, lo que abrió la puerta a futuras vinculaciones comerciales.
.
Desde el gobierno provincial destacaron el rol estratégico de Santa Fe como polo industrial capaz de acompañar el crecimiento de la actividad energética. El secretario de Desarrollo Industrial, Guillermo Beccani, subrayó la importancia del Estado como nexo entre las pymes y los grandes proyectos de inversión. “Estamos impulsando políticas activas de desarrollo de proveedores para que nuestras empresas puedan acceder a nuevas oportunidades y sostener su nivel de actividad”, afirmó.
PAE atraviesa una etapa de expansión que abarca proyectos en los segmentos upstream, midstream y downstream, además de iniciativas vinculadas a energías renovables.
.
En ese marco, la compañía busca proveedores que cumplan con elevados estándares de calidad, seguridad y eficiencia, y que aporten competitividad y valor agregado. La incorporación de pymes del interior del país forma parte de una estrategia orientada a robustecer la cadena local y reducir la dependencia de insumos importados.
El líder de Gestión de Proveedores de PAE, Emiliano Schlotthauer, explicó que la empresa está enfocada en obras de ampliación y modernización de refinerías de gas y petróleo, además de proyectos vinculados a la transición energética. “Necesitamos proveedores eficientes, con experiencia, que cumplan con los estándares y tengan a la seguridad como prioridad”, señaló, y remarcó que cada firma debe aportar especialización y soluciones concretas para la industria.
Con el traspaso de las áreas de YPF a Terra Ignis, la isla inicia una nueva etapa de soberanía energética, continuidad productiva y relanzamiento de la actividad hidrocarburífera.
A partir de 2026, Tierra del Fuego comenzará a escribir un nuevo capítulo en su historia energética. Con la cesión de las áreas hidrocarburíferas que operaba YPF a la empresa estatal provincial Terra Ignis Energía S.A., la provincia dejará de ser un actor pasivo para convertirse en protagonista pleno del desarrollo del petróleo y el gas en su territorio. El acuerdo marca el inicio de una etapa de renacimiento productivo, con foco en la continuidad operativa, la preservación del empleo y la llegada de nuevas inversiones.
La formalización del traspaso se concretó esta semana en la Casa de la Provincia, con la firma del gobernador Gustavo Melella, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el titular de Terra Ignis, Maximiliano Dalessio. La operación incluye siete áreas convencionales -Lago Fuego, Los Chorrillos y las fracciones A, B, C, D y E de Tierra del Fuego- que pasarán a control provincial a partir del 1° de enero de 2026, una vez cumplidas las instancias administrativas y legislativas correspondientes.
Todas las áreas están ubicadas en la Cuenca Austral y están dedicadas a la producción tradicional de petróleo y gas. Lago Fuego Oil and Gas Field es uno de los yacimientos más representativos de la provincia fueguina, con producción continua de gas y petróleo desde hace años, si bien de menor escala comparada con los grandes polos cupríferos y shale del país. Estas áreas han sido explotadas mediante pozos onshore que contribuyen al abastecimiento local y regional de energía y a la actividad económica de la isla.
Un punto de inflexión para la soberanía energética fueguina
Desde el Gobierno provincial definieron el acuerdo como una decisión estratégica que evita la paralización de los pozos, despeja la incertidumbre productiva y garantiza la continuidad laboral en un sector clave para la economía local. “Es un acuerdo histórico que marca un antes y un después para el futuro energético de nuestra provincia”, afirmó Melella, al destacar que Terra Ignis asumirá la operación y el desarrollo de los yacimientos con una mirada de largo plazo.
El mandatario subrayó que el traspaso permitirá consolidar la soberanía energética fueguina, fortalecer la matriz productiva y asegurar que la renta generada por el gas y el petróleo se reinvierta en el territorio, impulsando más producción, empleo y crecimiento local.
En ese marco, agradeció tanto a YPF por la predisposición al diálogo como al sindicato petrolero por acompañar un proceso pensado para sostener la actividad en el tiempo.
Transición ordenada y continuidad operativa
El camino hacia el traspaso comenzó en agosto, con la firma de un Memorando de Entendimiento (MOU) que dio inicio al proceso técnico, legal y ambiental. Desde entonces, equipos de Terra Ignis y YPF trabajaron en conjunto en un relevamiento integral de las áreas, con el objetivo de asegurar una transición ordenada y sin sobresaltos.
“Nos pusimos a trabajar con tres premisas claras: sostener la mayor cantidad de puestos de trabajo, que no caigan las regalías y avanzar en soberanía energética”, explicó Dalessio. En esa línea, se confirmó que el traspaso incluye pasivos ambientales y que YPF dejará un capital adicional para facilitar el desarrollo de nuevos negocios hidrocarburíferos bajo gestión provincial.
El reordenamiento de YPF y el nuevo rol de la provincia
Para YPF, la cesión de las áreas fueguinas se inscribe en su estrategia de reordenamiento de activos convencionales, uno de los pilares del Plan 4×4 que impulsa la compañía para concentrar inversiones en Vaca Muerta y consolidarse como un operador shale de clase mundial. “Este acuerdo nos permite enfocar recursos en proyectos de mayor escala y productividad, al tiempo que potencia el desarrollo hidrocarburífero en Tierra del Fuego”, había señalado Marín durante las negociaciones.
En paralelo, la provincia asume el desafío de gestionar directamente recursos estratégicos, con una lógica de asociaciones, reinversión local y desarrollo sustentable. El objetivo es claro: que el petróleo y el gas vuelvan a ser motores del crecimiento fueguino en un contexto de transformación del sector energético.
Esto suma solo depósitos bancarios y dólares -u otra moneda- físicos tanto en la Argentina como en el exterior. Si se suma el resto de las inversiones, asciende a más de US$ 200.000 millones, según datos del INDEC al tercer trimestre de este año.
Detrás del proyecto de Inocencia Fiscal: en 10 años los “dólares bajo el colchón” crecieron en más de US$ 100.000 millones.
En los últimos 10 años la cantidad de depósitos y dólares físicos -además de otras monedas- que están en el país o en el exterior y pertenecen a argentinos o empresas argentinas, aumentaron en más de US$ 100.000 millones.
Pasaron de US$ 153.309 millones en 2015 a US$ 260.443 millones en el tercer trimestre de este año, de acuerdo a los datos del INDEC. Incluso, ese incremento se dio si la comparación se hace contra el trimestre anterior, con un crecimiento en US$ 4.886 millones.
Buena parte de esta cifra es la que ahora está en la mira del Gobierno, que busca que esos dólares salgan del colchón, de cajas de seguridad y del exterior con su propuesta de inocencia fiscal, justamente para que esos dólares ingresen al sistema.
.
Un trabajador de una cueva de cambio muestra billetes de 100 dólares, el 23 de Septiembre de 2025. Foto/Antonio Becerra.
Si a los dólares billetes se le suman inversiones en bonos y títulos externos, propiedades en el exterior, títulos de deuda, declarados o no, el total de activos externos en manos argentinas sumaba US$ 483.278 millones. En 2015 totalizaban U$S 271.766 millones.
A la fuerte suba de los depósitos y dólares billetes, se sumaron distintas inversiones financieras, como participaciones en fondos de inversión que en esos 10 años aumentaron de U$S 26.851 millones a U$S 69.968 millones en el tercer trimestre. Y en títulos de deuda subieron de U$S 14.322 millones a U$S 42.448 millones.
De la serie del INDEC surge que en 2006, tras la crisis de la convertibilidad, los “dólares del colchón” sumaban US$ 74.282 millones, y en 2009 cruzaron la barrera de los US$ 100.000 millones.
La tenencia de dólares crece con fuerza, y el Gobierno los quiere captar.La tenencia de dólares crece con fuerza, y el Gobierno los quiere captar.
.
A comienzos de 2016 ya totalizaban US$ 154.682 millones -declarados o no-, y a inicios del gobierno de Alberto Fernández sumaban US$ 226.569 millones y alcanzaron los US$ 261.368 millones a fin de 2023.
En los siguientes 21 meses, ya iniciada la presidencia de Javier Milei, el rubro de dólares billetes y depósitos totalizaba US$ 260.443 millones y creció la inversión de cartera, como en fondos de inversión (US$ 69.968 millones versus US$ 55.053 millones de fin de 2023): en total los activos externos subieron de U$S 439.894 millones a U$S 483.278 millones.
.
Estos números ilustran la fuerte salida o fuga de capitales (porque el grueso no está en el sistema) que se financió en parte con mayor deuda (por ejemplo, con el FMI y demás organismos internacionales, a los que se les adeudan casi U$S 100.000 millones ) un proceso que se fue acrecentando año tras año en medio de una fuerte depreciación del peso, brecha cambiaria, bajo crecimiento y recesión, alta inflación, parate de la actividad económica agravado por la pandemia y aumento de la informalidad.
Con la gestión de Milei, luego de la devaluación inicial, el peso se fue apreciando y se encarecieron los bienes y servicios en dólares y aumentaron las inversiones en fondos de inversión y títulos de deuda en moneda extranjera.
De este modo, mientras el Banco Central no tiene dólares, las divisas crecen en billetes bajo el colchón, en propiedades o inversiones financieras en el exterior y en acciones o títulos de deuda de gobiernos o empresas extranjeras.
El secretario General de la Gobernación habló de los temas más importantes en el cierre del año. Se refirió a la posible reforma previsional, el plan de obras, OSER, inversiones e Hidrovía, entre otros.
El secretario General de la Gobernación, Mauricio Colello, visitó los estudios de Canal 9 Litoral para dialogar sobre distintos temas de gestión en el cierre del año. El funcionario dijo que “es difícil hacer un balance” ya que hay “un montón de transformaciones que por el contexto que nos tocó asumir no pudimos realizar”, aunque sin embargo destacó otros avances.
“Los argentinos y los entrerrianos estamos haciendo un esfuerzo enorme”, dijo Colello, para quien desde el Estado se hizo “un cambio de paradigma, un cambio cultural en lo que tiene que ver con el funcionamiento del Estado”, donde los empresarios “nos ven como alguien que les toca la puerta para ver de qué manera podemos hacer sinergia, generar puestos de trabajo”.
En ese sentido, destacó los “esfuerzos” en materia energética, con inversiones y baja en tasas con impacto en las tarifas, como así también la eliminación de más de 100 tasas. Además, sostuvo que “ningún impuesto subió por encima de la inflación”.
Obras
Colello afirmó que hay que “generar las condiciones para que Entre Ríos sea un polo de atracción para inversiones, y es difícil hacerlo con el estado de infraestructura vial que tenemos”, por eso destacó la importancia de la inversión. “Aun en el peor contexto de recaudación, en apenas dos años logramos hacer un plan de bacheo con la recuperación del 30 por ciento de nuestras rutas”, dijo.
En ese sentido, habló de “escuelas que se lluven, y en apenas dos años un tercio de nuestras escuelas tienen intervención”, al igual que “el 30 por ciento de los hospitales, que han sido intervenidos en estos dos años”.
El funcionario remarcó que para ello hay que “mandar el dinero a donde tiene que ir, eliminar gastos improductivos”.
Caja de Jubilaciones
Respecto a la reforma previsional, uno de los temas que dominarán la agenda en 2026, el secretario de la Gobernación consideró que habrá acuerdo entre sectores: “No sólo confío en que vamos a lograr consensos, sino que lo vemos necesario. Es la Caja de Jubilaciones de los empleados públicos, y se genera déficit. Todos los empleados que se jubilan con Anses soportan en sus hombros el 82 por ciento móvil, Somos defensores, pero tenemos que ver cómo lo hacemos sostenible y que no recaiga en el sector privado”, argumentó.
Además, Colello sostuvo que “sin las reformas que hicimos” a comienzos de gestión, “a esta altura no se podría haber sostenido el 82 por ciento móvil”.
Obra Social de Entre Ríos
Sobre la Obra Social de Entre Ríos (OSER), creada este año por ley en reemplazo del Iosper, afirmó: “Como todas las transformaciones, nadie dijo que esto iba a ser fácil. Lo que estamos haciendo es aportar transparencia donde había oscuridad, orden donde había desorden. Estamos haciendo una administración austera, con responsabilidad, y peleando con los proveedores para bajar costos”, dijo.
Hidrovía
Por último, se refirió a la incorporación de Entre Ríos a la licitación de la Hidrovía del río Paraná, un tema que para él es central.
“Considero, y el gobernador lo dice también, que el dragado del río Paraná para nosotros significa lo que Vaca Muerta para el Sur, la Patagonia. Es una de las riquezas naturales que mayor potencialidad le pueden dar a la provincia en términos de crecimiento económico y laboral, de puestos de trabajo”, destacó.
La producción de hidrocarburos alcanzó en noviembre de 2025 los 857,7 mil barriles diarios de petróleo y 122,3 millones de m³ de gas por día. Vaca Muerta consolidó su rol estructural.
La producción de hidrocarburos en la Argentina marcó un nuevo récord histórico en noviembre de 2025, de acuerdo con los datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación. La producción total de petróleo alcanzó los 857,7 mil barriles diarios (mbbl/d), mientras que la de gas natural trepó a 122,3 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d), niveles inéditos para la industria local.
Detrás de este salto productivo aparece un dato estructural que confirma el cambio de era del sector energético argentino: Vaca Muerta ya explica cerca del 70% del petróleo y el gas que se produce en el país, consolidándose como el principal motor hidrocarburífero nacional y uno de los desarrollos no convencionales más relevantes a escala global.
Producción de petróleo y gas en Argentina
En noviembre, la producción total de hidrocarburos mostró comportamientos diferenciados entre petróleo y gas, aunque ambos se mantuvieron en niveles históricamente elevados. La producción de petróleo alcanzó los 857,7 mil barriles diarios, con una leve baja mensual del 0,2%, pero con un crecimiento interanual del 13,6%, consolidando una tendencia claramente expansiva.
El salto es aún más significativo en la comparación de largo plazo: el nivel actual es 62,8% superior al de febrero de 2020 y supera ampliamente los promedios anuales de los últimos años, que pasaron de 523,2 Mbbl/d en 2021 a 709,3 Mbbl/d en 2024, reflejando el fuerte impulso estructural del shale.
En gas natural, la producción total fue de 122,3 millones de metros cúbicos diarios, con una caída mensual del 1,4% y un retroceso interanual del 3,9%, aunque en un contexto de altos volúmenes históricos. Si bien el nivel se ubica por debajo de los promedios de 2021 a 2024, la serie confirma que el gas argentino opera en una meseta elevada, sostenida principalmente por el aporte del no convencional y con una marcada sensibilidad estacional.
Producción de petróleo y gas no convencional
La producción no convencional volvió a ser el principal motor del sector hidrocarburífero en noviembre. El petróleo shale y tight alcanzó los 579,8 mil barriles diarios, lo que representó el 67,6% del total nacional, con una suba mensual del 1,3% y un fuerte crecimiento interanual del 32,1%.
La expansión es aún más elocuente en la comparación de largo plazo: el nivel actual es 360,2% superior al de febrero de 2020 y más que triplica el promedio de 2021 (168,5 Mbbl/d), consolidando el cambio estructural de la matriz productiva impulsado por Vaca Muerta.
En el caso del gas no convencional, la producción fue de 76,6 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 62,6% del total, con estabilidad respecto del mes anterior y una leve baja interanual del 0,5%, aunque se mantiene muy por encima de los niveles históricos.
Desde 2021, el promedio anual pasó de 59,2 MMm³/d a 87,3 MMm³/d en 2024, confirmando que el shale gas sostiene el abastecimiento y la capacidad exportadora del sistema gasífero argentino.
Más pozos y mayor intensidad operativa
El récord de producción también se apoya en el fuerte aumento de la actividad de perforación y puesta en producción de pozos. En noviembre se registraron 96 pozos en perforación de explotación, lo que implicó una suba mensual del 1,1% y un salto interanual del 26,3%, confirmando un nivel de actividad sensiblemente superior al de los últimos años.
La comparación histórica refuerza esta tendencia: el número de pozos activos se ubica 50% por encima de febrero de 2020 y supera con amplitud los promedios anuales de 2021 (66 pozos), 2022 (72), 2023 (83) y 2024 (88).
Este mayor ritmo de perforación, concentrado especialmente en áreas no convencionales, refleja una industria que opera con más previsibilidad, escala y eficiencia, y que logró sostener una curva de crecimiento productivo tanto mensual como anual, aun en un contexto de reordenamiento macroeconómico y cambios regulatorios.
Neuquén, epicentro del nuevo ciclo energético
Neuquén volvió a concentrar el núcleo duro de la producción nacional. Según informó el gobierno provincial, en noviembre de 2025 la producción de petróleo alcanzó los 590.339 barriles diarios, con una suba del 0,54% respecto de octubre y un salto interanual del 28,64%. En el acumulado de enero a noviembre, el crecimiento fue del 24,29% frente a igual período de 2024.
El dato más contundente es que el 96,97% del petróleo producido en Neuquén fue no convencional, con 572.423 barriles diarios de shale, confirmando el peso estructural de Vaca Muerta dentro de la matriz provincial y nacional. Áreas como Loma Campana, La Angostura Sur II, Bajo del Choique–La Invernada, Bajada del Palo Este y Bandurria Sur explicaron gran parte de esta estabilidad productiva.
En gas natural, Neuquén registró una producción de 81,22 MMm³/d, con una leve baja mensual del 1,73%, pero con un crecimiento acumulado del 1,05% entre enero y noviembre. El gas no convencional representó el 90,04% del total provincial, con predominio del shale gas, que aportó 63,97 MMm³/d.
El proyecto minero Gualcamayo recibió la aprobación para ingresar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), con una inversión estimada en USD 665 millones. La confirmación llegó por parte del ministro de Economía, Luis Caputo, y marca el segundo emprendimiento sanjuanino aceptado en el esquema, tras el proyecto Los Azules.
La iniciativa, impulsada por Minas Argentinas S.A., del grupo Aisa Group, obtuvo dictamen favorable del Comité Evaluador del Gobierno nacional para el Proyecto Carbonatos Profundos. La decisión habilita el avance de una explotación con proyección mínima de 30 años, en un distrito que concentra más de cinco millones de onzas de oro en recursos certificados.
El plan contempla más de USD 660 millones en inversiones, con USD 50 millones destinados a exploración geológica. Según los datos técnicos, el yacimiento cuenta con 2,45 millones de onzas de oro ya categorizadas como reservas, bajo estándares internacionales.}
.
En materia laboral, la empresa estimó que la etapa de construcción, prevista hacia fines de 2027, generará entre 1.000 y 1.500 puestos de trabajo. Una vez iniciada la producción, proyectada para 2029, se sostendrán unos 600 empleos directos permanentes.
El proyecto incluye una mina subterránea, una nueva planta de procesamiento y una planta de oxidación a presión (POX), tecnología poco frecuente a nivel mundial. También prevé un parque solar de 50 MW para abastecer la operación y reducir el impacto ambiental.
Desde el Ministerio de Minería confirmaron que se resolvió la instalación de un puente que se montará paralelo al que existe en el ingreso de la Villa Calingasta. De esta manera se busca poner fin a una polémica que surgió tiempo atrás por el posible paso de los camiones cargados desde Hualilán hasta Casposo por la villa departamental.
Lejos parece haber quedado aquel conflicto que surgió en noviembre, cuando desde la órbita política de Calingasta pusieron el ojo sobre cuáles iban a ser los caminos que utilizarían los camiones para trasladar minerales desde la mina Hualilán, en Ullum, hasta la planta de procesamiento de oro y plata de Casposo, en el departamento cordillerano.
Tras varios encuentros, idas y vueltas, finalmente se llegó a un principio de solución: colocar un puente Bailey para el ingreso a la Villa de Calingasta, pero sin circular por la zona urbana.
Así lo confirmaron fuentes del Ministerio de Minería durante un encuentro con la prensa sucedido la tarde del lunes en el marco de la presentación del balance de año
. Conforme señalaron, tras el reclamo por el paso de los camiones por la Villa de Calingasta y su impacto en la comunidad, se evaluó la posibilidad de un camino alternativo, el cual se definió el pasado 1° de diciembre, pero aún estaba en debate qué puente se iba a utilizar y bajo qué condiciones.
.
El fundamento de la preocupación radicaba en el posible impacto vibratorio que los vehículos podían llegar a generar, poniendo en riesgo la integridad de estos bienes importantes para la conectividad calingastina.
Para no afectar la estructura actual del puente ubicado sobre el Río Los Patos que conecta la Ruta Nacional 149 con la villa departamental, la propuesta de la empresa Challenger Gold es instalar un puente Bailey. Se trata de un montaje de estructura metálica prefabricada cuyo montaje tendría una demora aproximada de cinco meses.
En el mientras tanto, se realizará un estudio de carga en el puente actual, para analizar cuánto es el peso máximo que soporta. Para ello, se permitirá el paso de cargamentos con hasta 25 toneladas de minerales por camión. El ministro de Minería, Juan Pablo Perea explicó que se autorizó la carga mínima para comenzar con los estudios, mientras se avanza con el montaje de la solución definitiva.
Cabe recordar que la proyección del proyecto minero es trasladar alrededor de 450.000 toneladas de material hacia la planta de Casposo en un periodo promedio de tres años, hasta que se culminen las obras de campamento y planta de tratamiento en el yacimiento ubicado en Ullum.
De esta manera, el transporte que salga desde Hualilán camino a Calingasta tomará en un primer momento el puente que está sobre el Río Los Patos, para luego continuar por un camino alternativo que se ubicará en el margen izquierdo del río por la zona de El Morado, hasta que se acondicione el camino de El Puntudo, cuya condición para el transporte de cargas ya fue evaluado por las autoridades del ministerio en noviembre.
El mercado empieza a mirar con otros ojos a una empresa clave de Vaca Muerta que, según nuevas proyecciones, podría ofrecer un recorrido alcista del 35%.
Las acciones de Pampa Energía volvieron a ganar protagonismo en las mesas de la City y entre los inversores internacionales. Un informe reciente de Proficio Investment inició cobertura sobre la compañía y fijó un precio objetivo de u$s121 para fines de 2026, lo que implica un potencial de suba del orden del 35% frente a las cotizaciones actuales en Nueva York.
La hipótesis de informe se centra en que el mercado todavía no termina de incorporar en precios la magnitud del crecimiento operativo que la empresa podría mostrar en los próximos años.
La tesis de inversión se apoya en una combinación de factores estructurales. Por un lado, el fuerte impulso que comienza a tomar el negocio de oil and gas en Vaca Muerta. Por otro, la estabilidad y previsibilidad que aporta el segmento de generación eléctrica en un contexto de reforma del mercado energético.
A eso se suma una valuación que, en términos relativos, sigue luciendo exigente frente a sus pares y frente a su propio potencial de generación de caja.
En la actualidad, la acción cotiza a múltiplos que no reflejan plenamente el cambio de escala que se espera a partir de 2026. Según el informe, Pampa opera en torno a 6,6 veces EV sobre EBITDA estimado para 2025, mientras que el EBITDA consolidado podría trepar hasta u$s1.122 millones en 2026, con una mejora sostenida de márgenes y una estructura financiera que se mantiene bajo control.
La combinación de crecimiento y estabilidad es, para los analistas, el principal atractivo del papel.
Vaca Muerta como motor
Pampa cuenta con una posición relevante en Vaca Muerta, tanto en shale oil como en shale gas, y con una cartera de bloques que todavía tiene mucho margen por desarrollar. Durante años, el foco de la compañía estuvo más puesto en el gas natural.
Sin embargo, a partir de 2024 el crecimiento comenzó a desplazarse con mayor fuerza hacia el crudo, especialmente en el bloque Rincón de Aranda.
Los datos operativos que surgen del informe muestran que los pozos ya conectados en esa área presentan rendimientos alineados con los mejores desarrollos de la cuenca. En ese contexto, el escenario base contempla que la producción de crudo pueda escalar hasta 58.000 barriles diarios, superando con holgura las previsiones originales presentadas en el Investor Day 2024. La clave es que Pampa todavía no agotó el potencial geológico de sus bloques y cuenta con equipamiento suficiente para acelerar el ritmo de perforación sin enfrentar cuellos de botella significativos.
.
En gas natural, el panorama resulta igual de atractivo. Los bloques Sierra Chata y El Mangrullo muestran niveles de productividad que prácticamente duplican los de otros yacimientos comparables, lo que se traduce en menores requerimientos de inversión para sostener y expandir volúmenes.
Este punto es central, porque mejora la rentabilidad del negocio incluso en escenarios de precios más conservadores.
Además, el crecimiento en gas está directamente ligado a la ampliación de la infraestructura de transporte. La finalización de la ampliación del Gasoducto Perito Moreno y la entrada en operación de los proyectos de LNG flotante en los que participa la compañía permitirían elevar la producción hasta 20,4 millones de metros cúbicos diarios hacia el final de la década, lo que representa un incremento superior al 50% frente a los niveles esperados para 2025. Este salto consolida a Pampa como uno de los jugadores clave del esquema exportador de gas argentino.
Disciplina de inversión y foco en rentabilidad
Un aspecto que el mercado suele valorar es la disciplina en el uso del capital. En ese sentido, el informe destaca que Pampa mantiene un enfoque prudente en materia de Capex, con inversiones orientadas a proyectos de alta productividad y retorno claro. La compañía cuenta con tres equipos de perforación y un set de fractura que le permiten sostener el crecimiento proyectado sin necesidad de desembolsos extraordinarios en equipamiento adicional.
Esta estrategia se refleja en la evolución esperada del EBITDA del segmento de oil and gas, que podría estabilizarse por encima de los u$s1.200 millones hacia el final de la década, incluso bajo supuestos conservadores de precios internacionales. La lectura es clara la compañía no necesita un escenario excepcional para generar valor, sino simplemente ejecutar de manera consistente su plan de desarrollo.
Generación eléctrica
El segundo pilar del caso de inversión es el negocio de generación eléctrica. Pampa es la mayor generadora privada del país, con una capacidad instalada que supera los 5.400 MW y una participación de mercado cercana al 15%. Este segmento explica aproximadamente 40% del EBITDA total, con flujos de caja estables y una volatilidad sensiblemente menor a la del upstream.
La reciente reforma del Mercado Eléctrico Mayorista introduce un cambio de reglas que podría resultar muy favorable para la compañía. El nuevo esquema tiende a premiar a las centrales más eficientes y a aquellas que cuentan con autoabastecimiento de combustible, un punto donde Pampa corre con ventaja por la ubicación estratégica y la eficiencia de sus centrales térmicas.
De acuerdo con estimaciones de la propia empresa, la normalización del mercado eléctrico podría mejorar el EBITDA del segmento entre 10% y 15%, con un esquema de ingresos crecientemente dolarizados. Este factor no solo potencia los resultados, sino que también reduce el riesgo macro y la exposición a descalces cambiarios.
Además, la generación eléctrica funciona como un amortiguador frente a los vaivenes de los precios internacionales del crudo y del gas. Esta diversificación explica por qué la valuación de Pampa es menos sensible a los shocks externos que la de otras petroleras más concentradas en el upstream.
Menor sensibilidad
Otro punto que subraya el informe es la menor sensibilidad del precio objetivo frente a variaciones en los precios de la energía. Cada movimiento de 1% en el Brent impacta menos de 1% en el valor teórico de la acción, mientras que la sensibilidad al precio del gas es todavía más baja. Esto se debe al peso del negocio eléctrico y a la estabilidad de sus flujos de caja.
En un contexto internacional marcado por la volatilidad y la incertidumbre en torno a las tasas de interés y al crecimiento económico, este perfil defensivo relativo se vuelve especialmente atractivo. Pampa combina exposición a Vaca Muerta, uno de los principales activos energéticos de la región, con un negocio regulado que aporta previsibilidad y sostén financiero.
El mercado aún no termina de reflejar
Con una deuda manejable, un nivel de apalancamiento bajo y proyectos de crecimiento ya encaminados, Pampa Energía vuelve a posicionarse como una de las historias más sólidas dentro del sector energético argentino. El potencial de suba del 35% que surge del informe de Proficio Investment no descansa en supuestos agresivos, sino en la ejecución de un plan que ya está en marcha.
La iniciativa degradada hidrocarburos en suelos petroleros para bajar el riesgo cancerígeno en la comunidad y disminuir el daño a las plantaciones de verdura.
Mientras el sistema universitario resiste al ajuste y presiona al gobierno de Milei por mejores condiciones en el Presupuesto 2026, la Universidad Nacional de La Plata (UNLP) anunció que avanza con una estrategia científica que busca mitigar la contaminación en aguas y tierras, uno de los mayores peligros ambientales de la industria petrolera, principalmente en Vaca Muerta.
Investigadoras del Centro de Investigación y Desarrollo en Fermentaciones Industriales (Cindefi), dependiente de la Facultad de Ciencias Exactas (UNLP-Conicet), desarrollan un proyecto que busca reducir la contaminación de la tierra y el agua, afectadas con compuestos orgánicos de alto riesgo cancerígeno.
Se trata de una tecnología basada en microorganismos nativos para degradar hidrocarburos en suelos contaminados por derrames o desechos del petróleo como los de Vaca Muerta.
La iniciativa utiliza bacterias aisladas de suelos salinos de Neuquén, seleccionadas por su capacidad para descomponer residuos del petróleo y resistir las condiciones adversas del ambiente patagónico. El bioinsumo resultante es un inoculante microbiano diseñado para acelerar la biorremediación de zonas afectadas por la actividad extractiva.
.
Según Marianela Macchi y Bibiana Coppotelli, a cargo del proyecto, “esta investigación surge a partir de la demanda de diversas empresas tratadoras de residuos peligrosos o que comercializan inoculantes (microorganismos para mejorar el cultivo y la fertilidad) en la provincia de Neuquén, que en los últimos años se acercaron al grupo de trabajo con interés en el desarrollo de inoculantes locales”.
El grupo ya había probado con éxito esta tecnología en suelos de la provincia de Buenos Aires y ahora busca adaptarla al contexto geológico y climático de la cuenca neuquina.
A diferencia de los productos comerciales importados -que suelen estar compuestos por microorganismos no autóctonos- este desarrollo se ajusta a la normativa neuquina, que prohíbe el uso de especies foráneas por sus posibles impactos ecológicos.
La tecnología apunta a una solución de bajo impacto ambiental, mediante la técnica del bioaumento se introducen bacterias específicas que “consumen” los hidrocarburos del suelo. Es decir, degradan compuestos tóxicos contaminados hasta convertirlos en sustancias inofensivas para el ambiente y la salud humana. Se trata de un mecanismo biológico que evita el uso de métodos fisicoquímicos o la incineración, prácticas que deterioran los suelos y elevan las emisiones de carbono, según explican Macchi y Coppotelli.
.
Además de utilizar bacterias nativas, el equipo científico emplea residuos agroindustriales, como los generados por la industria de la sidra, para producir grandes volúmenes de biomasa microbiana. Este enfoque reduce los costos de producción y promueve una lógica de economía circular.
Los hidrocarburos policíclicos aromáticos (PAHs), objetivo principal de esta tecnología, son compuestos orgánicos persistentes, con alto poder cancerígeno y difícil eliminación. Su presencia en el suelo representa una amenaza para los ecosistemas y las comunidades locales, ya que afectan a todo tipo de plantaciones de vegetales que luego se consumen en las casas, al igual que al agua. “No eliminar estos pasivos ambientales en la zona contaminada, podría generar que estos se distribuyan en el ambiente, percolando en napas de agua y causando grandes daños a la salud humana y ambiental”, advierte la Dra. Coppotelli.
Actualmente, muchas empresas de la región acumulan los suelos contaminados a la espera de tratamientos, lo que genera un stock de pasivos ambientales sin resolver. “La solución paliativa de las empresas de la región frente a la creciente generación de estos contaminantes es acopiar los suelos contaminados hasta poder tratarlos con métodos fisicoquímicos o incinerarlos, los cuales tienen un efecto negativo sobre el medio ambiente y conllevan a la pérdida del valor del suelo, dejándolos inutilizables o muy pobres para el cultivo u otras actividades productivas”, remarca la Dra. Macchi.
.
El equipo de investigación utiliza “consorcios sintéticos”, combinaciones de bacterias seleccionadas por su capacidad de cooperar y degradar distintos compuestos en conjunto. Estos consorcios ya demostraron eficacia en la eliminación de PAHs como fenantreno, antraceno y fluoreno.
La ventaja de usar bacterias autóctonas radica en que ya están adaptadas a las condiciones ambientales de la región compuestas de alta salinidad, metales pesados y variaciones extremas de temperatura. Esto mejora su supervivencia y potencia la efectividad de la biorremediación. De este modo, una vez realizadas las pruebas en el suelo neuquino y con los resultados en mano, se analizarán los pasos a seguir para escalar el proyecto en la región.
El proyecto fue reconocido recientemente con el primer premio del certamen “Ideas de Exactas 2025”, organizado por la Dirección de Vinculación Tecnológica de la UNLP. El equipo está conformado por Coppotelli (Conicet), la Macchi (CIC-PBA), Déborah Colman (CPA-Conicet), y los estudiantes Franco Damián Parra y Octavio Ellehoj (Bentre-CIC-PBA).
Ciencia pública en un contexto complejo
Sin embargo, la continuidad de este tipo de desarrollos enfrenta un escenario crítico. En lo que queda del año, el gobierno nacional buscará aprobar el Presupuesto 2026, que prevé asignar 4,8 billones de pesos al sistema universitario. Sin embargo, el Consejo Interuniversitario Nacional (CIN) considera que la cifra es insuficiente y reclama un piso de 7,2 billones para sostener el funcionamiento básico, los salarios y el mantenimiento de las instituciones.
El pozo Nashville fue perforado a más de 8 km por debajo del lecho marino y encontró hidrocarburos en el esquisto Norflett.
Shell e INEOS Energy han anunciado el primer descubrimiento de petróleo en el Golfo de América. luego de que se confirmó la presencia de hidrocarburos en el pozo exploratorio de Nashville. que es una fuente Norphlet de aguas profundas.
INEOS posee una participación del 21% en el descubrimiento. mientras que Shell es el operador y el 79% restante.
Descubra el marketing B2B eficaz
Combinando inteligencia empresarial y excelencia editorial para llegar a profesionales comprometidos en 36 plataformas de medios líderes.
El pozo Nashville se perforó a más de 8 km por debajo del lecho marino.
Los hidrocarburos se encuentran en la capa de Norphlet. Se dice que es una de las formaciones de aguas profundas más prometedoras de la región.
David Bucknall, director ejecutivo de INEOS Energy, dijo: “Este es un gran resultado para INEOS Energy y un paso importante en el desarrollo de nuestra presencia en el Golfo de EE. UU. Es una fuente para encontrar y desarrollar recursos de clase mundial de manera responsable.
.
“Creemos que Nashville ayudará a fortalecer nuestra seguridad energética y proporcionará suministros confiables durante muchos años”.
El pozo se perforó utilizando Deepwater Proteus, que afirma ser una de las plataformas de perforación marinas más avanzadas del mundo.
Se están realizando más trabajos técnicos para determinar el tamaño del descubrimiento.
El descubrimiento de Nashville podría vincularse a la cercana plataforma de producción Appomattox de Shell. que es operada y propiedad conjunta de Shell con INEOS.
“Los resultados de la perforación de Nashville son muy alentadores”, dijo Heather Osecki, directora ejecutiva de INEOS Energy US Gulf Business. Y es totalmente consistente con lo que esperábamos.
El cierre de 2025 marca un punto de inflexión para la industria del shale en Argentina. Según los últimos balances del sector, YPF ha alcanzado una cifra histórica al superar los 400 millones de barriles de petróleo extraídos de Vaca Muerta desde el inicio de sus operaciones en la formación.
Este volumen no solo ratifica la posición de la petrolera de bandera como el principal operador del sector, sino que representa aproximadamente dos tercios de la producción total acumulada de la cuenca neuquina en la última década.
El podio de las operadoras en el shale oil
Desde que comenzó el desarrollo masivo en 2013, Vaca Muerta ha entregado un total de 680 millones de barriles. A pesar de estas cifras récord, los especialistas subrayan que el nivel de desarrollo de la formación apenas alcanza el 10% de su potencial, lo que anticipa un crecimiento exponencial ante los próximos proyectos de exportación.
Detrás de YPF, el mapa competitivo muestra un fuerte dinamismo:
Vista Energy: La compañía liderada por Miguel Galuccio se consolida como el principal actor privado, acumulando más de 75 millones de barriles. Lo notable es su velocidad de crecimiento, habiendo iniciado operaciones recién en 2019.
Shell: Se mantiene en el tercer escalón del podio de operadoras, con una producción acumulada que supera los 51 millones de barriles.
Loma Campana y el ascenso de La Amarga Chica
El análisis por áreas revela un cambio de mando en la productividad de los bloques.
Loma Campana, el bloque pionero desarrollado por YPF en sociedad con Chevron, sigue siendo el emblema histórico con un acumulado de 208 millones de barriles (casi un tercio de todo el petróleo generado por Vaca Muerta). Sin embargo, la atención de la industria se ha desplazado hacia La Amarga Chica.
Este último bloque, operado por YPF (donde Vista Energy adquirió recientemente la participación de Petronas), ha desplazado a Loma Campana como el yacimiento con mayor producción diaria del país. Esta rotación de liderazgo en las áreas más productivas demuestra la madurez técnica alcanzada en el fracking argentino y la eficiencia de las nuevas perforaciones.
Perspectivas para 2026
Con la infraestructura de transporte en expansión y el marco de incentivos vigentes, el sector se prepara para un 2026 donde el foco estará puesto en el mercado externo. La marca de los 400 millones de barriles de YPF es solo el preludio de lo que se espera sea el verdadero “boom” exportador de la energía argentina.
Mientras los principales centros urbanos de Argentina atraviesan un escenario de volatilidad en sus indicadores laborales, la región patagónica se consolida como el motor de empleo más resistente de la nación. Según los datos oficiales del tercer trimestre de 2025, la actividad hidrocarburífera y minera ha blindado el mercado de trabajo en el sur, traccionando niveles récord de ocupación.
Este fenómeno, impulsado fundamentalmente por el desarrollo de Vaca Muerta y la minería de exportación, posiciona a la región con cifras que contrastan fuertemente con el promedio nacional.
Radiografía de un Mercado en Auge
El reciente informe sobre el mercado de trabajo revela que la Patagonia no solo lidera en términos de baja desocupación, sino que también muestra una de las tasas de participación laboral más dinámicas:
Desocupación: Se ubicó en un 5%, la cifra más baja de todo el país, situándose significativamente por debajo del promedio nacional del 6,6%.
Tasa de Actividad: Alcanzó el 47,4%, lo que demuestra que una gran proporción de la población está inserta o buscando activamente insertarse en un mercado incentivado por salarios competitivos.
Tasa de Empleo: Con un robusto 45%, la región supera a zonas tradicionalmente fuertes como el Gran Buenos Aires o el Noreste Argentino.
El “Efecto Derrame” de los Hidrocarburos
La correlación entre la salud del sector energético y la estabilidad social es innegable. La explotación de minas y canteras —rubro que engloba al petróleo y gas— actúa como el núcleo gravitante que sostiene una vasta red de servicios, logística y construcción.
Este dinamismo genera un impacto positivo en nodos urbanos estratégicos como Neuquén, Comodoro Rivadavia y Río Gallegos, que funcionan como bases operativas de las cuencas más productivas. El flujo constante de inversión, tanto pública como privada, permite que el ecosistema productivo mitigue los efectos de la subocupación que afecta a otras regiones menos industrializadas.
Desafíos: Especialización e Infraestructura
A pesar del éxito, el sector enfrenta desafíos estructurales para mantener estos niveles de excelencia:
Brecha de Talento: La alta especialización que demanda el shale y la minería técnica genera una presión constante sobre la oferta laboral, evidenciando la necesidad de mayor formación técnica.
Dependencia Externa: El mantenimiento de estos índices está atado a la estabilidad de los precios internacionales del crudo y a la ejecución de las obras de infraestructura energética proyectadas para 2026.
La cuenca neuquina ha demostrado ser, durante el último año, el verdadero pulmón económico de la Argentina, confirmando que la energía es la principal garantía de estabilidad laboral y social en la región.
La Inversión Extranjera Directa en América Latina repuntó en 2024 de la mano de nuevos proyectos mineros y del despliegue acelerado de data centers, dos sectores que están reconfigurando la infraestructura productiva y tecnológica de la región.
América Latina atraviesa un nuevo ciclo de expansión de la Inversión Extranjera Directa (IED), motorizado principalmente por la minería y el desarrollo de grandes centros de procesamiento de datos. Según datos de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), los flujos de IED hacia la región alcanzaron los u$s188.962 millones en 2024, lo que representa un crecimiento interanual del 7,1%, en un contexto global aún marcado por la cautela inversora.
El repunte está directamente vinculado a la demanda global de minerales estratégicos y a la necesidad de infraestructura digital capaz de sostener la transformación tecnológica de la industria. Así lo planteó Luciano Marrazzo, director regional del Cono Sur de Rockwell Automation, durante Automation Fair 2025, donde analizó las tendencias que marcarán el próximo ciclo industrial en la región.
“América Latina está viviendo un nuevo ciclo de inversiones estratégicas, especialmente en minería, energía y en la instalación de data centers que permitirán aumentar las capacidades de procesamiento de datos que la industria ya requiere”, afirmó.
Data centers: la nueva infraestructura crítica
Uno de los vectores más dinámicos de este proceso es la expansión acelerada de los data centers en distintos países latinoamericanos. La creciente digitalización de los procesos industriales, el uso masivo de sensores, sistemas de control avanzados y aplicaciones de inteligencia artificial están disparando la demanda de capacidad de cómputo de alto rendimiento.
De acuerdo con estimaciones de IMARC (2024), el mercado latinoamericano de data centers alcanzó un valor de u$s15.380 millones en 2024 y podría escalar hasta u$s32.740 millones en 2033, con una tasa de crecimiento anual compuesta del 8,11% entre 2025 y 2033. Este crecimiento no sólo responde al aumento del tráfico de datos, sino también a la incorporación de plataformas basadas en inteligencia artificial que requieren infraestructura robusta, confiable y energéticamente eficiente.
Marrazzo explicó que el fenómeno se expresa tanto en proyectos propios de grandes compañías como en la llegada de nuevos actores especializados en ofrecer servicios de infraestructura a terceros. “Se han anunciado proyectos de escala inédita, incluidas instalaciones orientadas específicamente a Inteligencia Artificial”, señaló. Esta expansión impacta de lleno en sectores como manufactura, energía, logística y consumo masivo, y eleva la demanda de talento técnico y de soluciones avanzadas de ciberseguridad.
Minería, automatización y control autónomo
En paralelo, la minería sigue consolidándose como uno de los principales motores de atracción de capital extranjero, especialmente en países con alto potencial geológico. La convergencia entre minería, automatización y digitalización está acelerando la adopción de tecnologías de control autónomo, otro de los ejes destacados durante Automation Fair 2025.
“La Inteligencia Artificial permitirá que los procesos industriales tomen decisiones por sí mismos, ajusten parámetros en tiempo real y operen con mínima intervención humana”, explicó Marrazzo. Esta evolución incluye sistemas capaces de autoajustarse, vehículos internos autónomos y plataformas que interpretan instrucciones mediante lenguaje natural, redefiniendo los estándares operativos de las plantas industriales.
Sin embargo, el salto tecnológico también plantea desafíos relevantes. “La Inteligencia Artificial opera sobre volúmenes masivos de datos y requiere capacidades de cómputo mucho mayores que las disponibles en muchas instalaciones actuales. Esto obliga a evaluar si la infraestructura tecnológica y energética está preparada para sostener esa demanda”, advirtió el ejecutivo.
En una entrevista exclusiva con Tendencia de Noticias en Tucumán, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, detalló la transición de Refinor a “RefiPlus”, la creación de una biorrefinería basada en caña de azúcar en Salta y el respeto por los pequeños productores de biocombustibles. La expansión de Vaca Muerta. El nuevo rol de Lisandro Catalán como director de la firma y la polémica por los sueldos.
En el marco de su visita a la provincia para participar en la Cena Anual de la Fundación Federalismo y Libertad, Horacio Marín conversó con Tendencias de Noticias y delineó la visión estratégica de la petrolera estatal, haciendo especial hincapié en la integración de los biocombustibles como un motor de desarrollo regional.
El directivo enfatizó que YPF busca complementar la matriz energética nacional sin desplazar a los actores ya establecidos, apostando por la exportación de combustibles sustentables para la aviación y la modernización de su red comercial, mientras Vaca Muerta se prepara para un salto histórico en la generación de divisas a partir de 2027.
Uno de los ejes centrales de la entrevista fue el rol de la compañía en el sector de los biocombustibles. Marín fue tajante al asegurar que la petrolera no pretende monopolizar el suministro interno: “No es nuestra intención romper un mercado que se fue abriendo mucho tiempo y tratar de coparlo y sacarlo”. El ejecutivo buscó llevar tranquilidad al sector agroindustrial al afirmar que no buscan “poner nerviosos a los pequeños productores de biocombustible”, destacando que YPF no busca definir la ley del sector, sino generar valor.
.
En cuanto al marco regulatorio, Marín sugirió que Argentina debería seguir el modelo europeo y no el de Brasil. Según su visión, adoptar porcentajes de corte tan elevados como los brasileños sería un “error” que podría perjudicar a la industria automotriz local. Actualmente, YPF cumple con la ley exportando productos para aviación y no compitiendo en el mercado interno de materia prima base.
En este contexto, anunció un ambicioso plan para la refinería de Campo Durán, en Salta: convertirla en una biorrefinería denominada “BioSalta”. Este proyecto, que busca socios inversores, utilizará la caña de azúcar como insumo principal para producir biocombustibles destinados a la aviación y la exportación, lo que generará nuevos puestos de trabajo y dinamizará la economía regional.
De Refinor a RefiPlus: Modernización y categorización
Marín confirmó un cambio de imagen estratégico para el norte argentino. La marca Refinor, recientemente adquirida por la petrolera estatal, desaparecerá para dar paso a “RefiPlus by YPF”. Según explicó, el nombre anterior resultaba contradictorio para una futura expansión hacia otras zonas geográficas.
Esta transformación forma parte de una reestructuración de las estaciones de servicio en cuatro categorías:
YPF Black: Enfocada en productos premium, con alianzas con marcas como McDonald’s y una oferta gastronómica de alta calidad que incluye empanadas regionales.
YPF Estándar: La red tradicional potenciada con excelencia en servicios y limpieza.
RefiPlus by YPF: Estaciones en lugares alejados donde se ofrecerán productos regionales y servicios adicionales (como farmacia en alianza con Farmacity) para asegurar la rentabilidad del estacionero y el servicio al cliente.
YPF-ACA: Un modelo que aún se encuentra en proceso de modernización junto al Automóvil Club Argentino.
Vaca Muerta y el horizonte de exportación
Respecto a la actividad extractiva, Marín proyectó un crecimiento exponencial gracias a la finalización del oleoducto más grande de Argentina para fines de octubre de 2026. Se espera que el 1 de enero de 2027 el país ya esté exportando 180.000 barriles adicionales, cifra que escalaría a 350.000 a mitad de ese año y a 550.000 para principios de 2028.
Este incremento en la capacidad de transporte significaría un ingreso de divisas de aproximadamente 2.500 millones de dólares a principios de año, llegando a los 5.000 millones hacia mediados de 2027. “Estamos bien armados para que, incluso si existe una baja de precio del petróleo, continuar el crecimiento de YPF hacia los valores históricos”, aseguró.
Como detalle curioso de la gestión de marca, Marín mencionó que YPF comenzó a vender mamelucos similares a los que utiliza el presidente Javier Milei en diez estaciones de servicio. No obstante, aclaró que los que están a la venta no son idénticos a los del Mandatario: “Milei tiene originales”, los cuales son ignífugos y de alto costo. Las versiones comerciales son más livianas y económicas para que sean “más accesibles para la gente”.
Directorio y polémica
Finalmente, Marín se refirió a la conformación y el rol del directorio de YPF, resaltando la participación del tucumano Lisandro Catalán (foto inferior) quien además de ser director de la petrolera es el presidente de La Libertad Avanza en nuestra provincia. El CEO indicó que Catalán ya asistió a dos reuniones de directorio y que se ha integrado favorablemente a un equipo que describió como “muy profesional”, donde los directores provinciales se muestran conformes con la gestión actual.
El ejecutivo enfatizó la relevancia del cargo, señalando que ser director de YPF implica una “responsabilidad fiduciaria muy alta”, debido a que los directores responden personalmente ante cualquier inconveniente que pueda surgir en la compañía. “Cualquier cosa que esté con problemas va contra los directores”, advirtió para dimensionar el compromiso legal y financiero que asumen.
La estrategia de YPF entra en una etapa de definiciones con impacto directo sobre la producción, la infraestructura y el perfil exportador. El plan mira al mediano plazo y se apoya en la consolidación del negocio no convencional, con metas crecientes de volumen y una administración activa del portafolio de activos.
El núcleo del crecimiento se concentra en Vaca Muerta, donde la compañía prevé cerrar 2025 con producción propia de petróleo no convencional por encima de 200.000 barriles diarios. Los registros recientes muestran 206.000 barriles, con picos de 208.000, cifras que corresponden a producción propia y no a operaciones para terceros.
El contraste temporal marca la magnitud del cambio. Hace poco más de dos años, la producción rondaba 95.000 barriles diarios, mientras que la hoja de ruta plantea superar los 250.000 barriles hacia fines de 2026. El objetivo para 2027–2028 es alcanzar 400.000 barriles diarios, lo que implicaría duplicar el shale oil en cuatro años.
Desde la empresa reconocen que el ritmo no responde a una curva uniforme. La aceleración del segundo semestre del último año estuvo asociada a inversiones y tiempos de completación de pozos, mientras que hacia adelante se busca una trayectoria más regular, con incrementos mensuales sostenidos que den previsibilidad a la operación.
.
El crecimiento del upstream expone límites logísticos. El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanza dentro de plazos y costos previstos, aunque enfrenta condicionantes en infraestructura portuaria y en la disponibilidad de boyas de carga, un insumo crítico con pocos proveedores globales.
Pese a esos cuellos de botella, el escenario de trabajo contempla puesta en marcha hacia fines de 2026 y exportaciones regulares desde enero de 2027. En paralelo, ya se evalúan ampliaciones de capacidad por encima de 700.000 barriles diarios para anticipar nuevas fases de crecimiento.
En el downstream, la estrategia prioriza optimizar activos existentes antes que construir nuevas plantas. La incorporación de herramientas de inteligencia artificial en el centro de monitoreo permitió detectar ineficiencias y corregir desvíos en tiempo real, elevando el procesamiento sin grandes desembolsos.
.
Como resultado, YPF procesa hoy 45.000 barriles diarios más que en 2023, un volumen equiparable a sumar media refinería sin inversiones de capital de gran escala. La refinería de La Plata mantiene un rol central, con un mix de crudos que combina producción propia, compras locales y exportaciones.
En paralelo, el proyecto Argentina GNL transita una reconfiguración societaria tras la salida de Shell de esta etapa. La meta final es 18 millones de toneladas anuales, con un primer tramo de 12 MTPA junto a ADNOC y ENI. El cronograma prevé licitaciones formales en abril y primeras exportaciones en 2027, con una inversión estimada de 25.000 a 30.000 millones de dólares y financiamiento tipo project finance.
Impulsa analiza al menos 5 proyectos de cobre y otros de tierras raras. La mayoría está concentrada en Las Heras, pero hay estudios también en Lavalle.
Si tuviese un eslogan la política de minería que trazó Alfredo Cornejo ese sería: “Se hace lo que se puede, donde se puede”. No sólo porque estratégicamente entendió que la ley 7.722 fija los límites, sino porque además con el Distrito Minero Malargüe Occidental confirmó que si al potencial geológico se lo acompaña con licencia social y estudio ambiental, esa fórmula no falla.
Eso explica por qué el equipo de la empresa estatal Impulsa Mendoza ya haya arrancado con los estudios necesarios para definir qué proyectos podrían desarrollarse en la zona Norte de Mendoza. Esta nueva iniciativa, para la que ya se contrató una consultora aún no tiene un nombre definido, pero en la mesa de trabajo se habla del Distrito Minero Las Heras o -en una versión más inclusiva- el Distrito Minero Mendoza Norte, porque podría sumarse algún proyecto de Lavalle.
El proyecto se mantuvo en un estricto secreto mientras se discutía la Declaración de Impacto Ambiental de PSJ Cobre Mendocino que la Legislatura aprobó hace 12 días. Es que en el Gobierno sabían de las manifestaciones y las ardientes críticas que desataría el avance de esa mina de Uspallata y no querían “sumar más cuestionamientos”.
.
Pero ahora que ese proyecto logró el respaldo político, se retomó el trabajo de prefactibilidad de varias iniciativas más. “Son un proyecto de exploración de cobre ubicado frente a la minera San Jorge, y otros 4 proyectos de Paramillos, 2 en la zona Norte y 2 más en la zona Sur de esa histórica mina”, enumeró el intendente de Las Heras, Francisco Lo Presti.
El intendente está convencido de que activando la minería no sólo se dinamiza la economía de su comuna y se abre una gran puerta a la generación de trabajo, también se diversifica la matriz productiva provincial.
“Además del cobre queremos ver qué potencial geológico tienen algunos proyectos de tierras raras”, sumó una fuente que pidió reservas.
Una muestra más de la fuerte apuesta que el Gobierno hizo ya a este nuevo distrito minero está en que esta semana Impulsa Mendoza inauguró una oficina en Uspallata, una localidad que se impone como el corazón de estos nuevos emprendimientos, no sólo por PSJ Cobre Mendocino, sino también por las iniciativas que surgen en los alrededores.
Un distrito minero se sostiene si es factible económica y socialmente
Aunque no lo digan, ese silencioso trabajo técnico de Impulsa y la Dirección de Minería apunta a corroborar primero el potencial geológico, y más tarde el potencial minero de esos proyectos. Esto último incluye un minucioso estudio de impacto ambiental, un sondeo de la licencia social y otro del respaldo político que podrían tener todas esas iniciativas.
Los proyectos que pasen esos filtros serían los que finalmente puedan avanzar y los que no, muy probablemente duerman el sueño eterno.
Es que esos técnicos tienen claro que la factibilidad de un proyecto define si es viable o no económicamente, e inclina la balanza de los potenciales inversores. Y para corroborar eso no alcanza con saber que probablemente en la montaña haya cobre, hay detrás meses de estudio sobre todo del impacto ambiental que conlleva extraerlo.
De ejemplo valga contar para marzo del 2024, cuando Cornejo anunció en Canadá que se estaba trabajando en el Distrito Minero Malargüe Occidental, ese proyecto ya tenía varios meses de trabajo de documentación. Es más, los primeros estudios habían arrancado hacia el fin de la gestión de Rodolfo Suarez. Fue después de que el Gobierno adquiriera los pasivos de Potasio Río Colorado.
Ahora, un año y 10 meses después de aquel anuncio, ese distrito minero ya tiene 65 proyectos de exploración de cobre activos y hay otros 71 en estudio, en medio del informe de impacto ambiental.
Un planteo judicial contra un proyecto minero de Las Heras
Uno de los escollos que deberían resolverse para que avance ese distrito minero en Las Heras es el conflicto que enfrenta un par de proyectos de la mina de Paramillos con Aguas Danone de Argentina, propietaria de la Reserva Villavicencio.
A fines de noviembre, Ricardo Montacuto contó en Diario UNO que la firma dueña de la reserva natural posee un permiso de exploración, 5 minas y 11 minas vacantes ubicadas dentro de la Estancia Canota, cuya propiedad es de Termas de Villavicencio. Además poseen otro permiso de exploración y 5 minas fuera de los límites de la propiedad de Villavicencio, en Paramillos Norte.
En total, Danone adquirió 23 propiedades mineras en Las Heras según los datos oficiales.
Pero al mismo tiempo, la firma inició acciones procesales administrativas contra la Declaración de Impacto Ambiental de unos proyectos mineros en Paramillos que se aprobaron durante la gestión de Rodolfo Suarez. Ese planteo ya llegó a la Suprema Corte de la provincia.
Según pudo confirmar Diario UNO en ese máximo tribunal hay un pedido para acumular las causas que inició Danone, antes de tomar una decisión, lo que podría darse en los primeros meses de 2026.
.
“Cuando la empresa adquirió la reserva esa propiedad incluía esos derechos de cateos mineros, pero no es intención de la empresa avanzar con esos permisos. Lo que nos interesa es la reserva, que fue declarada Área Natural Protegida en el 2000 y la empresa que pretende explorar en Paramillos ingresó a la propiedad sin pedir derecho de paso y sin tener la Declaración de Impacto Ambiental, violando totalmente la protección que le da a la reserva la ley 6.045”, explicó Silvina Giudici, responsable de la Reserva Natural Villavicencio y apoderada de Fundación Villavicencio.
Giudici no deja lugar a dudas. Su preocupación principal es proteger esa reserva natural de donde la empresa obtiene el agua mineral.
Pero hay un dato que no se puede obviar y que tal vez, sólo tal vez, podría cambiar los futuros intereses de la empresa: Danone es socio de CCU Argentina, la Compañía de Cervecerías Unidas cuya casa matriz está en Chile. La controlante de CCU Chile es IRSA, a través de Heineken y del Grupo Luksic, propietario a su vez de Antofagasta Minerals.
Si los estudios geológicos revelaran que esa zona tiene un gran potencial minero, como se presume, es probable que esa empresa compare qué le es más rentable.
Hay además otro dato que no se puede minimizar ni tapar: el nuevo Código de Procedimiento Minero le impide a Danone -y a cualquier otra empresa con derechos mineros- paralizar sus propiedades mineras. Si no las desarrollan, se las van a revertir.
La minería que se proyecta para 2026
El 2026 será sin dudas el año del despunte del desarrollo minero en Mendoza. No sólo porque se comenzará a construir la mina de PSJ Cobre Mendocino, que será la que inaugure la explotación de cobre en la provincia. En paralelo se espera que se desarrollen otros tantos proyectos.
A lo que se pueda estudiar del nuevo distrito minero de Las Heras o Mendoza Norte, como se llame, hay que adosar que muy probablemente llegue a la Legislatura la Declaración de Impacto Ambiental de 71 proyectos de Distrito Minero Malargüe Occidental III que ingresaron a estudio después de que se aprobó la DIA de los 27 de la segunda tanda de ese distrito.
Además está en proceso de gestación el Distrito Minero Malargüe Oriental, en la zona Este de la comuna sureña.
En octubre de 2025 la producción de petróleo aumentó 15,6 % i.a. y 13,2 % en los últimos 12 meses (12m). La producción de petróleo convencional se redujo 9,3 % i.a. y cayó 4,6 % en los últimos 12 meses.
La producción no convencional (61 % del total) en tanto, se incrementó 34,1 % i.a y 28,3 % 12m. impulsada por el Shale, describió el informe periódico del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE).
La cuenca neuquina impulsa el crecimiento anual
En octubre de 2025 la producción de Gas se redujo 6,9 % i.a y aumentó 2,6 % en los últimos 12meses. La producción convencional se redujo 9,4 % i.a. y aumentó 1 % en 12meses. Por otra parte, la producción no convencional (63 % del total) se redujo 5,3 % i.a. y aumentó 3,5 % en los últimos doce meses.
Las cuencas Neuquina y Austral impulsan el crecimiento de la producción gasífera anualmente.
La Demanda
En octubre de 2025 las ventas de naftas y gasoil tuvieron un aumento del 2 % i.a. y del 2,7 % en 12 meses, respectivamente.
Durante los últimos doce meses, las ventas de naftas fueron 3 % mayores a las de igual periodo anterior, mientras que las ventas de gasoil fueron 2,4 % superiores.
La demanda total de Energía Eléctrica se redujo 0,9 % i.a. en octubre de 2025 respecto a igual mes de 2024. El consumo eléctrico anual presenta un aumento acumulado del 0,1% en doce meses.
El nuevo secretario de Minería de Salta, Gustavo Carrizo, anticipó una gestión con fuerte presencia en territorio, plazos más cortos para aprobar proyectos y una apuesta estratégica por la exploración. Confirmó que Taca Taca entró en una fase clave y destacó al RIGI.
La minería sigue en el centro de la agenda productiva de Salta con la llegada de Gustavo Carrizo a la Secretaría del área. Abogado, exsenador provincial y con experiencia ejecutiva previa, el flamante funcionario asumió con un mensaje claro: menos burocracia, más gestión y un Estado presente que acompañe las inversiones estratégicas sin perder control ambiental. “La minería pasó de ser artesanal y secundaria a convertirse en un verdadero motor de la economía”, resumió en una entrevista radial con AM 840 Radio Salta, que marcó su primera definición pública tras asumir el cargo.
Carrizo reconoce que no proviene del “palo” minero, pero reivindica su recorrido reciente en la Comisión de Minería del Senado como un entrenamiento clave. Desde allí, asegura, entendió que el desafío central pasa por reducir asimetrías y acelerar decisiones en un contexto donde las ventanas de inversión no esperan. “Hay oportunidades que no podemos desaprovechar. ¿Qué otro sector nos va a aportar lo que la minería puede aportar para el desarrollo de la provincia?”, planteó.
Gestión en territorio y cambio de lógica administrativa
Uno de los ejes centrales de su gestión será el cambio en la dinámica administrativa. Carrizo adelantó que ya puso en marcha una agenda bimestral por proyecto, con objetivos claros y seguimiento directo, y que la Secretaría dejará atrás la lógica de expedientes que “van y vienen” sin definición. “No voy a mandar ningún expediente para que espere meses. Nos juntamos los equipos técnicos y lo resolvemos acá en el escritorio. Eso puede demorar 48 horas, no mucho más”, aseguró.
Ese enfoque viene acompañado por una fuerte presencia en territorio. En sus primeras 48 horas de gestión, Carrizo ya había estado en proyectos mineros y anunció una agenda intensa de visitas a campamentos y zonas operativas. “Puedo resolver cosas de forma remota, pero no es lo mismo que estar allá, hablar con la gente y transmitirles el camino que queremos desde el Gobierno”, explicó.
Para sostener esa dinámica, destacó que la Secretaría cuenta con recursos humanos, técnicos y logísticos suficientes: profesionales especializados, nuevas subsecretarías en proceso de creación (Minería y Energía) y una flota operativa que permitirá acelerar inspecciones y evaluaciones en campo. “Herramientas no nos faltan”, resumió.
Estudios de Impacto Ambiental: acelerar sin perder control
Uno de los reclamos históricos del sector minero -los tiempos de aprobación de los Estudios de Impacto Ambiental- también ocupa un lugar central en la agenda del nuevo secretario. Carrizo fue directo: la demora en definiciones puede dejar a la provincia fuera del radar inversor. “Hay ventanas de inversión que no podemos desaprovechar. Necesitamos estas inversiones y tenemos que dar respuestas a tiempo”, señaló.
En ese marco, planteó una coordinación mucho más estrecha entre Minería, Ambiente y las empresas, con mesas de trabajo conjuntas que permitan resolver observaciones sin dilaciones innecesarias. “Compatibilizar desarrollo y ambiente no significa frenar proyectos, sino ordenarlos y controlarlos mejor”, afirmó.
Taca Taca, en una etapa decisiva
El proyecto Taca Taca aparece como uno de los pilares del nuevo ciclo minero que Carrizo busca impulsar en Salta. El funcionario confirmó que la iniciativa -por su escala e impacto económico- es una prioridad absoluta y que, tras un período de demoras, entró en una fase de definiciones clave. “Nos reunimos con la empresa y, a los diez minutos, ya estaba el secretario de Ambiente. Armamos una agenda que empezamos a cumplir de inmediato”, relató.
Si bien evitó poner fechas concretas, Carrizo fue claro en el diagnóstico: el Estudio de Impacto Ambiental está avanzado y “no falta mucho” para su resolución. También anticipó visitas técnicas al campamento y al área del proyecto para cerrar los puntos pendientes. “Hay cosas que tenemos que ver en el lugar, con los ingenieros y los equipos técnicos”, explicó.
En ese contexto, subrayó el rol determinante del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). “Sin RIGI es muy difícil avanzar en un proyecto de esta escala. Sin RIGI no hubiera avanzado Río Tinto, y sin RIGI no va a avanzar Taca Taca”, advirtió, remarcando que el vencimiento del régimen en junio obliga a acelerar definiciones.
Exploración: el verdadero futuro minero
Más allá de los proyectos en producción y en construcción, Carrizo dejó una definición estratégica que marca su mirada de largo plazo: el futuro minero de Salta está en la exploración. “Se los dije a las empresas: no se ofendan, pero ustedes no son el futuro. El futuro lo van a constituir las exploraciones”, afirmó.
Según el secretario, la Puna salteña sigue ampliamente inexplorada y concentra un potencial geológico que puede garantizar empleo, infraestructura y desarrollo durante décadas. Para eso, adelantó la creación de una mesa exploratoria con todos los actores del sector, con el objetivo de ordenar inversiones, información geológica y planificación de largo plazo.
La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático presentó el Estudio de Impacto Ambiental propuesto por Oleoductos del Valle S.A. El proyecto busca ampliar la capacidad de transporte de crudo desde la Estación de Bombeo Puesto Hernández (Neuquén) hasta la Estación de Bombeo Allen (Río Negro).
La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro realizó la Audiencia Pública del proyecto “Oleoducto Duplicar Norte”, donde se presentó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) requerido por ley.
La instancia se desarrolló en la sede de la Secretaría de Energía y Ambiente en Cipolletti, y formó parte del procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental previsto en la Ley Provincial 3.266.
La apertura estuvo a cargo de la Secretaria de Ambiente y Cambio Climático, María Judith Jiménez, y la mesa protocolar se integró además con el Subsecretario de Control y Fiscalización Ambiental, Nicolás Jurgeit, y el Intendente de Cipolletti, Rodrigo Buteler. Durante la jornada, se presentó el proyecto por parte de Oleoductos del Valle S.A. y la explicación del EIA estuvo a cargo de la consultora ambiental Confluencia SRL.
.
También participaron como expositores invitados referentes técnicos e institucionales, entre ellos la referente técnica de la Secretaría de Hidrocarburos, Amelia Lapuente; en representación de la OFEPHI, Alejandro Monteiro; Luis Aiassa por la Cámara Empresarial de Servicios de Río Negro e Ivana Hernández por la Cámara de Servicios Petroleros. Además, participó Raúl Vila por el IAPG y Guillermo Capponi Sachramm, por la Defensoría del Pueblo de Río Negro.
Según lo expuesto, el proyecto busca ampliar la capacidad de transporte de crudo desde la Estación de Bombeo Puesto Hernández (Neuquén) hasta la Estación de Bombeo Allen (Río Negro), y el estudio presentado evalúa el tramo e instalaciones dentro de la provincia.
En ese marco, la Secretaria de Ambiente y Cambio Climático, María Judith Jiménez, explicó que se trata de “una ampliación de la capacidad de transporte de crudo” y que “consiste específicamente en 147 kilómetros de caño de ducto” hasta la estación de bombeo de Allen.
Estudio de Impacto Ambiental y medidas previstas
El EIA fue elaborado conforme a normativa nacional para sistemas de transporte de hidrocarburos (Disposición 123/2006) y al marco provincial de evaluación ambiental (Ley 3.266 y decretos reglamentarios).
El estudio incluye identificación y evaluación de impactos, y un Plan de Gestión Ambiental con programas de prevención y mitigación, capacitación en protección ambiental, contingencias y monitoreo en etapas de construcción y mantenimiento, además de medidas concretas como restauración de suelos, control de circulación, gestión de residuos y protección de fauna, entre otras.
Jiménez, remarcó el sentido de la instancia participativa: “El procedimiento de evaluación ambiental tiene una instancia de participación ciudadana que es la audiencia pública. A través de este mecanismo se da a conocer el proyecto, la gente se informa, puede opinar y nosotros recabamos esas opiniones para incorporarlas al dictamen técnico que después se traduce en una resolución ambiental”.
Jiménez explicó además que, finalizada la audiencia, se incorpora lo expresado al dictamen técnico para avanzar con la resolución correspondiente y que, una vez emitida, la empresa queda habilitada para iniciar la obra.
Mano de obra local y formación
Por su parte el Secretario General de UOCRA Zona Atlántica, Damián Miler, destacó la importancia de que estas inversiones se traduzcan en empleo, con eje en la mano de obra local y la formación profesional, acompañando el desarrollo de infraestructura “con cuidado del medio ambiente”.
El proyecto de generación de bioenergía a partir de residuos cloacales en la planta de Estación Depuradora de Aguas Residuales (EDAR) de Bajo Grande obtuvo el Premio SACHA, que destaca las iniciativas más relevantes de sostenibilidad en América Latina.
El Gobierno de Córdoba celebra la obtención del Premio SACHA, un reconocimiento internacional que distingue proyectos destacados en sostenibilidad, innovación y resiliencia climática en América Latina.
En esta edición, la distinción fue otorgada al proyecto “Generación de Bioenergías a partir de Residuos Cloacales en la Ciudad de Córdoba”, desarrollado en conjunto por el Gobierno Provincial, la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (Epec) y la Municipalidad de Córdoba.
El jurado destacó la iniciativa por su contribución a la transición energética, el aprovechamiento de recursos locales y la construcción de ciudades más sustentables.
Asimismo, valoró su capacidad para integrar innovación tecnológica, eficiencia energética, economía circular y mejora en servicios públicos estratégicos.
Cabe destacar que el proyecto generación de bioenergías a partir de residuos cloacales fue impulsado por el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, a través de la Secretaría de Recursos Hídricos y la Dirección Provincial de Biocombustibles y Bioenergías, junto con Epec, la Municipalidad de Córdoba, la empresa Supercemento S.A.I.C. (operadora de la Planta Bajo Grande) y la firma Bioeléctrica – Grupo Biomass Crop S.A.
Además, cuenta con un contrato de abastecimiento con Cammesa bajo el programa REN MDI, que garantiza la comercialización de la energía renovable generada.
También posee cartas de intención con Tamse para incorporar energía limpia al transporte urbano eléctrico.
Un proyecto que transforma residuos en energía limpia
La planta Edar de Bajo Grande, ubicada en la periferia este de la ciudad de Córdoba, incorpora un sistema de digestión anaeróbica que permite producir biogás a partir de lodos cloacales.
Ese biogás es pretratado, filtrado y utilizado como combustible en un motor–generador de 0,8 MW de potencia eléctrica, complementado con un sistema de cogeneración térmica que eleva la eficiencia global por encima del 80%.
La infraestructura instalada permite producir y valoriza más de 4.800 m³ diarios de biogás excedente, obtener biogás con hasta 70% de metano y reducir compuestos críticos que afectan el funcionamiento del sistema de saneamiento.
A su vez, posibilita generar energía suficiente para abastecer a unos 10 mil usuarios, reemplazar parte del consumo de combustibles fósiles de la planta y optimizar la temperatura de digestión, mejorando el desempeño integral del sistema cloacal.
El proyecto se implementa en el predio de la planta, sobre el camino a Chacra de la Merced, donde se encuentran los nuevos biodigestores, los sistemas de pretratamiento de gas y el módulo de generación eléctrica, todos integrados a la red interna de la instalación.
El jurado valoró especialmente los aportes ambientales del proyecto, entre ellos la reducción de emisiones de metano y CO₂ mediante captura y uso energético, y la integración de saneamiento y energía renovable bajo un modelo de economía circular.
También se destacó su contribución a la resiliencia climática, al disminuir la dependencia de combustibles fósiles, mejorar la eficiencia del servicio cloacal y promover el desarrollo de capacidades técnicas locales con empleo calificado y formación profesional.
La iniciativa se alinea con los principios del Premio SACHA, orientado a destacar proyectos que transforman el territorio, generan valor social y ambiental y promueven la innovación en infraestructura sostenible.
Sobre los Premios SACHA
Los Premios SACHA son un reconocimiento latinoamericano que identifica y fortalece soluciones innovadoras frente al cambio climático.
Con el 100% de la superficie vendida, el evento más importante de los hidrocarburos en la región ampliará su infraestructura en el Espacio DUAM para recibir a más de 400 marcas expositoras.
La Argentina Oil & Gas (AOG) Patagonia 2026 ya marca un hito antes de su inicio al confirmar que la totalidad del espacio disponible ha sido comercializado. El principal evento del sector de los hidrocarburos en la región regresará a Neuquén con una propuesta renovada que busca dar respuesta al crecimiento acelerado que experimenta la industria energética de la mano de Vaca Muerta.
La cita tendrá lugar del 19 al 22 de octubre de 2026 en el Espacio DUAM, ubicado en Neuquén Capital. Tras el éxito de las convocatorias previas, la organización proyecta superar ampliamente la marca de los 17.000 visitantes alcanzada en la última edición, consolidándose como el punto de encuentro clave para los principales actores del sector.
Esta nueva edición contará con una superficie total de 17.000 metros cuadrados, donde participarán más de 400 marcas expositoras.
El crecimiento del evento se refleja no solo en el volumen de empresas, sino también en la infraestructura dispuesta: además del hall general, se desplegarán seis carpas adicionales para que las compañías exhiban las novedades de su catálogo y servicios.
.
En cuanto a la agenda de actividades, la AOG Patagonia 2026 dispondrá de cuatro auditorios destinados a presentaciones, charlas técnicas y conferencias. En estos espacios, diversos referentes de toda la cadena de valor debatirán sobre el presente y el futuro de la actividad, permitiendo un intercambio de conocimiento especializado entre los asistentes.
Uno de los puntos destacados de la infraestructura será la Plaza de Máquinas, que duplicará su superficie respecto a la edición de 2024. Este incremento permitirá a los expositores contar con mayor espacio para la exhibición de equipos y tecnología de gran porte, optimizando la presentación de productos ante los profesionales y empresarios del sector.
La formación de nuevos cuadros técnicos también tendrá su lugar en la décima edición de Jóvenes Oil & Gas (JOG). Esta iniciativa, diseñada específicamente para estudiantes avanzados y recién graduados que buscan insertarse en la industria, también incrementará su superficie operativa para fomentar la integración de las nuevas generaciones de profesionales.
La experiencia del visitante se verá reforzada mediante la optimización de los accesos al predio y la incorporación de servicios mejorados, incluyendo nuevas confiterías. Una de las novedades logísticas más relevantes para esta edición será la habilitación de una salida directa al aeropuerto, facilitando el flujo de los asistentes nacionales e internacionales.
El informe mensual de Aleph Energy revela qué empresas y proyectos moldean el equilibrio productivo en Vaca Muerta.
El sector energético llega al cierre del año con señales claras sobre el rumbo de la producción. Con los datos consolidados de octubre, el petróleo alcanzó un nuevo récord histórico, impulsado por el desarrollo del no convencional, mientras que el gas mostró una baja mensual asociada a factores estacionales. El escenario quedó reflejado en el último Informe mensual de indicadores de Oil & Gas Argentina, elaborado por la consultora Aleph Energy, que dirige Daniel Dreizzen.
En crudo, la producción nacional llegó en octubre a los 855 mil barriles diarios (kbbl/d), superando el máximo histórico registrado en 1998. El shale volvió a explicar la mayor parte de la expansión, con YPF a la cabeza.
El gas, en cambio, mostró un comportamiento diferente. La producción promedio cayó a 124 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), en línea con el patrón estacional del último trimestre del año, cuando disminuye la demanda para generación térmica por el aumento de las temperaturas y un mayor aporte de energías renovables.
Producción de petróleo: récord histórico
En octubre pasado, la producción de petróleo alcanzó los 855 kbbl/d, un nivel inédito que supera el hito de 845 kbbl/d obtenido 27 años atrás. El crecimiento mensual estuvo explicado casi exclusivamente por el segmento no convencional (shale y tight), que sumó 21 kbbl/d respecto de septiembre, de acuerdo al informe.
YPF fue la principal impulsora de esta suba, con un incremento de 16,9 kbbl/d. En contraposición, la producción convencional volvió a caer (-2,8 kbbl/d), profundizando una tendencia de declinación que afecta a las cuencas maduras.
Los bloques más productivos: YPF lidera el shale
La producción no convencional de crudo alcanzó en el décimo mes del año los 573 mil barriles diarios, con un crecimiento mensual del 3,8%. YPF concentra 5 de los 10 bloques más productivos de Vaca Muerta, entre ellos Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur.
Por primera vez, La Amarga Chica se convirtió en el principal bloque de shale oil del país, superando a Loma Campana. El activo alcanzó los 88 kbbl/d, con una suba mensual del 12,3% y un crecimiento interanual del 10%, explicando el 15,4% de la producción no convencional.
Loma Campana quedó en segundo lugar, con el 15,2% del shale oil, mientras que Bandurria Sur aportó el 10,6%, aunque con una baja mensual tras el pico alcanzado en agosto.
En el caso de Vista, Bajada del Palo Oeste y Este explicaron en conjunto el 12,2% de la producción no convencional, aunque registraron una baja mensual de 2,4 kbbl/d.
También, dentro del portfolio de YPF, La Angostura Sur I se destacó con un crecimiento del 24,9% mensual (+6 kbbl/d), alcanzando el 5,1% del shale nacional, mientras que Aguada del Chañar mostró su expansión con una suba del 6,9% mensual (+1,5 kbbl/d) y un salto interanual del 101%, aportando ya el 4,1% del total.
.
Pluspetrol mostró una caída en La Calera (–17,1% mensual), parcialmente compensada por mayores volúmenes en Bajo del Choique–La Invernada.
En tanto, El Trapial Este (Chevron) destacó con una suba del 20,3% mensual y más que triplicando su producción interanual luego de la puesta en marcha de dos nuevos PADs.
Lindero Atravesado, operado por Pan American Energy (PAE), registró una baja mensual, aunque mantiene un crecimiento interanual, mientras que Rincón de Aranda (Pampa Energía) ingresó en fase de desarrollo, con un salto productivo asociado a la conexión de 22 pozos en 2025. En contraste, Mata Mora Norte (Phoenix) y Cruz de Lorena (Shell) mostraron retrocesos mensuales, aunque en el caso de Shell se destacó la reactivación de Bajada de Añelo, que volvió a producir tras casi tres años fuera de operación y aportó 5,4 kbbl/d en su primer mes.
Producción de crudo por cuenca
La Cuenca neuquina volvió a consolidarse como el corazón petrolero del país. Según el análisis, en octubre produjo 651 mil barriles diarios, con un crecimiento mensual del 3,1% (+19,5 kbbl/d), y representó el 76% de la producción nacional. En la comparación de año móvil, la cuenca mantiene un crecimiento del 20%, explicado por la expansión sostenida del shale oil.
La Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ) mostró una baja mensual del 0,8% (-1,5 kbbl/d) y acumula una caída del 3% en el año móvil, lo que refleja el agotamiento de sus yacimientos convencionales.
En tanto, la Cuenca Cuyana retrocedió 1,3% mensual y 8% interanual, mientras que la Cuenca Austral cayó 5,8% mensual, aunque se mantiene estable en el año móvil gracias al aporte del Proyecto Fénix, con 3 pozos offshore en operación. La Cuenca del Noroeste es la más afectada, con una caída del 27% en el año móvil.
El panorama del gas
En octubre de 2025, todos los segmentos mostraron bajas frente a septiembre: el shale gas cayó 13,7%, el tight gas 14,8% y el gas convencional 3,8%. En la comparación interanual, la producción total retrocedió 6,6%, aunque el shale se mantuvo prácticamente estable.
En el año móvil, el no convencional sigue sosteniendo el sistema, apoyado en la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto Perito Moreno, que sumó 10 MMm3/d adicionales entre julio y octubre de 2024, indica el informe.
Shale gas: YPF y Tecpetrol encabezan el segmento
YPF mantuvo el liderazgo en octubre, con 16,1 MMm3/d, seguida por Tecpetrol con 12 MMm3/d. En conjunto, ambas compañías explicaron el 43,2% del shale gas y el 22,5% del gas total producido en el país. No obstante, las dos registraron bajas mensuales: Tecpetrol retrocedió un 30% (–5 MMm3/d) por menores volúmenes en Fortín de Piedra, mientras que YPF mostró una caída del 12,2% (–2,2 MMm3/d).
Pluspetrol se ubicó como el tercer productor de shale gas, con 11,7 MMm3/d, tras una baja mensual del 8,5% (–1,1 MMm3/d). La compañía exhibe uno de los mayores crecimientos entre los grandes operadores, con una suba del 39% interanual y del 68% en el año móvil.
TotalEnergies cerró el mes con una producción de 8,4 MMm3/d, prácticamente estable frente a septiembre (–1,6%), aunque con caídas del 18% en la comparación interanual y del 2% en el año móvil.
Con un avance del 38% en su infraestructura básica, el emprendimiento metalífero operado por Patagonia Gold atraviesa una fase crítica de construcción bajo estrictos controles ambientales y hídricos por parte de las autoridades provinciales.
El horizonte productivo de la provincia de Río Negro se encamina hacia una transformación histórica con la consolidación del proyecto Calcatreu. Según los últimos informes de fiscalización, la iniciativa minera ya registra un 38% de avance físico en sus instalaciones, lo que posiciona a la subsidiaria Minera Calcatreu SAU en condiciones de iniciar la extracción comercial de oro y plata durante el primer semestre de 2026.
Ubicado a 85 kilómetros de Ingeniero Jacobacci, este yacimiento representa la apuesta más ambiciosa de la región en materia de minería metalífera. La inversión total estimada, que escala a los 250 millones de dólares a lo largo de sus diversas etapas, contempla una vida útil inicial de cinco años con proyecciones de extensión basadas en los recursos identificados en el área de concesión.
.
El esquema operativo diseñado para Calcatreu se basa en un sistema de mina a cielo abierto con lixiviación en pilas. Recientemente, la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático llevó a cabo una inspección integral en el yacimiento rionegrino.
Durante el relevamiento, se constataron progresos en la impermeabilización de la primera celda del PAD de lixiviación, mediante la instalación de geomembranas diseñadas para garantizar la integridad del suelo y la protección de las cuencas.
Asimismo, el control estatal se ha extendido a la gestión de soluciones ricas y estériles, así como a la recompactación de estructuras, tareas que, pese a las variables climáticas de la zona, mantienen el ritmo pautado en el cronograma original.
Uno de los pilares del proyecto es su integración con la comunidad local. Actualmente, la obra emplea a 130 trabajadores, de los cuales más del 80% son residentes provinciales, principalmente de la zona de Ingeniero Jacobacci.
Como cierre de un año destacable para la petrolera argentina, Horacio Marín se alzó con el galardón otorgado por El Cronista, Apertura y PwC Argentina.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, fue elegido CEO del Año 2025, un reconocimiento que llega en un momento clave para la industria energética argentina y para la propia compañía. El galardón, otorgado por El Cronista, la revista Apertura y PwC Argentina desde hace 13 años, distingue a los ejecutivos que logran combinar liderazgo, visión estratégica y capacidad de ejecución en contextos complejos.
En esta edición, el premio tuvo un fuerte anclaje en el presente y el futuro de la economía argentina. La energía volvió a ocupar un lugar central en la agenda productiva y exportadora del país, y Vaca Muerta se consolidó como uno de los activos estratégicos más relevantes. En ese marco, la decisión de avanzar con el proyecto Argentina GNL se convirtió en el principal hito del último año de la petrolera.
El desarrollo que encaró YPF para montar una planta de licuefacción de gas natural, con una inversión estimada en u$s 30.000 millones, es considerado el anuncio de inversión más importante de la historia argentina. La iniciativa permitirá transformar el gas de Vaca Muerta en un producto exportable a gran escala, capaz de llegar a los principales mercados internacionales.
.
Hasta ahora, el principal límite del yacimiento había sido la infraestructura. Argentina podía producir cada vez más gas, pero no contaba con los medios para llevar ese recurso al mundo. La licuefacción aparece, así, como la pieza que faltaba para destrabar el potencial completo de Vaca Muerta. YPF asumió el rol de empresa tractora del proyecto y Marín fue uno de los impulsores clave para que la iniciativa empezara a tomar forma.
“Quiero agradecer antes que nada al presidente Javier Milei. Primero por la transformación que está haciendo en el país, pero también por haberme dado la oportunidad de encabezar este desafío”, dijo Marín al recibir el premio.
El ejecutivo también destacó el trabajo de los equipos de YPF y el compromiso de los colaboradores de la compañía para alcanzar una meta ambiciosa: que la Argentina logre exportar u$s 30.000 millones de gas hacia 2030. Ese objetivo se apoya en una transformación profunda del perfil exportador del país, con el gas natural licuado como vector central.
La petrolera que encabeza Horacio Marín desinvierte para centrarse en petróleo y gas no convencional. Rosca con gobernadores por el impacto en cada provincia.
YPF vendió su 50% en Profertil a Adecoagro por u$s 635 millones, en una de las principales desinversiones del plan que impulsa Horacio Marín para concentrar recursos en Vaca Muerta. La operación es una de las últimas previstas. En total, la petrolera juntaría u$s 3000 millones para apalancar sus proyectos exportadores de petróleo y GNL.
La venta de Profertil se suma a otras dos operaciones que YPF tiene en carpeta: la salida de Metrogas, una de las mayores distribuidoras de gas del país, y el desprendimiento del yacimiento convencional de Manantiales Behr, en Chubut. En el caso de Metrogas, cuando se lance formalmente la licitación, el mercado estima que las ofertas podrían ubicarse en torno a los u$s 1100 millones.
Estas tres desinversiones concentran los ingresos más relevantes del proceso para una empresa que en 2024 registró ganancias por cerca de u$s 2300 millones.
El resto de las ventas responde, como las de los campos maduros, a una lógica estructural de abandonar negocios de baja rentabilidad y alcanzar un ahorro operativo anual de entre u$s 600 a 700 millones, clave para mejorar la caja y la eficiencia.
Las ventas de Profertil, Metrogas y el yacimiento de Manantiales Behr, en conjunto con el desprendimiento de áreas maduras en distintas partes del país, podría sumarle alrededor de u$s 3000 millones a YPF. Esa cifra es equivalente a la inversión que lleva adelante la petrolera junto con otras operadoras para el oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS).
Los ojos de YPF en Vaca Muerta
El rediseño del portafolio de activos forma parte del plan 4×4 que Marín lanzó tras asumir en diciembre de 2023, en sintonía con el cambio de ciclo político que implicó la llegada de Javier Milei a la Casa Rosada. La estrategia busca multiplicar por cuatro el valor de YPF en cuatro años (hasta 2027), con foco en la producción no convencional, la mejora de la eficiencia, las exportaciones de GNL y la salida de activos que no encajan en ese modelo.
Dentro de ese esquema se inscribe el Plan Andes, el programa mediante el cual YPF avanzó en el desprendimiento de yacimientos convencionales. En total, la petrolera agrupó 55 concesiones en una primera tanda de 11 clusters. Aunque los montos individuales no fueron informados, estimaciones del sector ubican la recaudación potencial en torno a los u$s 800 millones.
La venta de campos maduros permitió que Pecom volviera a operar dos concesiones en el sur de Chubut y que en Santa Cruz una UTE de seis empresas (entre ellas Rich, Clear y Quintana) se hicieran de diez bloques para invertir u$s 1259 millones. Además, YPF vendió el área Estación Fernández Oro, con potencial en gas no convencional, por Quintana Energy en sociedad con TSB.
En una segunda ronda, aún en análisis, se incluyen 16 áreas adicionales, entre ellas Manantiales Behr. El proceso no estuvo exento de tensiones políticas, ya que puso en primer plano el rol de los gobernadores, actores centrales en la negociación por la cesión, venta o reversión de las concesiones, en un contexto de fuerte ajuste fiscal y redefinición de los vínculos con el gobierno nacional.
Las tensiones locales y globales
La estrategia de YPF dialoga con el enfoque de Milei de reducir el peso del Estado empresario y ordenar las cuentas públicas, pero obliga a una negociación fina con las provincias productoras, que dependen de la actividad hidrocarburífera para sostener empleo, regalías e ingresos fiscales. Ese equilibrio explica parte de las demoras y polémicas que rodearon algunas operaciones.
El argumento más fuerte de YPF es el alto costo de extraer un barril, el lifting cost, en lugares como la cuenca del Golfo San Jorge, a pesar del rol estratégico que tiene el crudo pesado Escalante en las refinerías para combustibles y subproductos. Mientras que un barril en Vaca Muerta puede extraerse por cinco dólares, en Chubut o Santa Cruz el precio se dispara de 20 a 30 dólares.
Este dato es central para la industria hidrocarburífera en Argentina por las proyecciones del precio del petróleo que estará entre u$s 60 y 65, un precio bajo en comparación a los u$s 75 a 80 en los que estaba antes de la guerra arancelaria que inició Donald Trump en abril.
SACDE intensificó su búsqueda de personal especializado, especialmente para los ductos complementarios. La empresa busca cañistas, choferes y operadores de maquinaria pesada (hidrogrúa, motoniveladora, pala cargadora, retroexcavadora) y soldadores.
El megaproyecto Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), considerado la infraestructura energética privada más importante de Argentina en los últimos 50 años, avanza a ritmo acelerado. Ejecutada por la Unión Transitoria (UTE) Techint-SACDE, la obra ahora está viendo finalizada la instalación de superficie y pronto comenzará la etapa de pruebas hidráulicas de presión, resistencia, etc. previa a su puesta en marcha temprana, prevista para el tercer trimestre de 2026.
En este contexto, SACDE intensificó su búsqueda de personal especializado, especialmente para los ductos complementarios. La empresa busca cañistas, choferes y operadores de maquinaria pesada (hidrogrúa, motoniveladora, pala cargadora, retroexcavadora) y soldadores. Esta convocatoria prioriza empleo local en Neuquén y Río Negro, con postulaciones a través de canales oficiales.
En noviembre la obra alcanzó un hito clave: la finalización de la última soldadura automática en línea regular del ducto principal, realizada en el ingreso a la nueva Terminal Portuaria de Punta Colorada. Este avance marcó el cierre del tendido troncal de los 437 km de oleoducto, conectando la estación de Allen (Río Negro) con la costa atlántica para exportaciones directas.
.
Fuentes del consorcio VMOS S.A. –integrado por YPF (líder), Vista, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol y Gas y Petróleo del Neuquén– confirmaron que la puesta en marcha temprana está prevista para el tercer trimestre de 2026, con una capacidad inicial de 190 mil barriles diarios, escalando a 390 mil en 2027 y hasta 550 mil barriles por día en fases posteriores (ampliable a 700 mil con inversiones adicionales).
Detalles técnicos de la obra
El oleoducto, de 30 pulgadas de diámetro (762 mm), utiliza caños de acero de 12 a 24 metros unidos mediante tecnología de soldadura automática orbital de alta precisión. Durante la construcción, se registraron récords de productividad: hasta 175 soldaduras diarias (equivalentes a más de 4 km de avance en un día), con participación de especialistas turcos y más de 100 soldadores argentinos.
La traza incluye 76 cruces especiales (rutas, arroyos, canales y ferrovías) y más de 200 equipos pesados movilizados en terrenos patagónicos desafiantes. Pendientes inmediatos: soldaduras lineales de ajuste, pruebas hidráulicas y el cruce subterráneo del Río Negro mediante perforación horizontal dirigida (HDD) de última generación, programado para diciembre de 2025, con énfasis en mínima impacto ambiental.
El Gobierno de Mendoza presentó el informe surgido de las expresiones a favor y en contra de este emprendimiento de litio ubicado en el sur provincial.
El Gobierno de Mendoza presentó el informe sobre la participación ciudadana y la audiencia pública del proyecto “Don Luis y Otro” para poder avanzar hacia la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) -que deberá tener ratificación legislativa- de este emprendimiento de sales de litio en el sur de la provincia.
La resolución 507 de la Dirección de Minería, publicada este jueves en el Boletín Oficial, señala que dieron cumplimiento a los pasos administrativos que exige la normativa luego de la realización de la audiencia pública realizada el mes pasado en el Centro de Convenciones Thesaurus de Malargüe.
La Provincia presentó el Informe Circunstanciado “en el cual se sistematizan, analizan y meritan las distintas intervenciones producidas, tanto las expresiones de apoyo al proyecto como las objeciones o rechazos al emprendimiento o a la actividad minera en general, dejando constancia de que todas las posturas han sido debidamente respondidas”.
La audiencia se justificó en la expansión del área de exploración, que incorporó nuevas propiedades mineras y requirió una actualización del proceso participativo. La instancia replicó la que ya se había hecho en noviembre de 2024 en San Rafael, con modalidad presencial y virtual.
El proyecto de litio Don Luis
El Proyecto Don Luis propone una etapa de exploración en busca de sales de litio, mineral considerado crítico para la transición energética y en la producción de baterías para vehículos eléctricos, almacenamiento energético, celulares y dispositivos electrónicos.
Con una producción cercana al millón de toneladas de cobre, Minera Escondida aportó US$ 2.569 millones al fisco chileno en solo nueve meses.
Escondida, ubicada en el norte de Chile y operada por BHP, vuelve a ofrecer un dato concreto para el debate minero regional: a mayor escala y mayor producción, mayor es también el aporte al fisco. En los primeros nueve meses del año, la mayor mina de cobre del mundo tributó US$ 2.569 millones en impuestos y royalty, más del doble de lo aportado en el mismo período por Codelco, la minera estatal chilena, pese a que ambas registraron niveles de producción similares.
El dato no es menor para provincias argentinas con proyectos cupríferos de clase mundial, como San Juan, ni para Mendoza, donde el único proyecto aprobado para producir cobre opera a una capacidad por debajo de su potencial real debido a las restricciones que imponen las leyes locales. La experiencia chilena vuelve a mostrar que la clave del impacto fiscal no está solo en la existencia de minería, sino en la posibilidad de desarrollar operaciones de gran escala, con continuidad productiva y reglas estables.
Para poner en perspectiva esos aportes al fisco, es útil comparar con las exportaciones totales de la provincia de Mendoza: en 2024 Mendoza alcanzó ventas externas por más de US$ 1.600 millones, con crecimiento interanual significativo en varios sectores productivos según estadísticas oficiales de ProMendoza e INDEC. En lo que va de 2025, los datos del intercambio comercial muestran que la provincia exportó alrededor de US$ 737 millones en el primer semestre, con el vino como principal rubro.
Producción similar, aporte fiscal muy distinto
Según el reporte difundido por la compañía, Escondida alcanzó entre enero y septiembre una producción total de 990 mil toneladas de cobre, compuestas por 849 mil toneladas de cobre pagable en concentrados y 140 mil toneladas de cátodos. Se trata de un incremento interanual del 10%, explicado por una mejora en la ley del mineral y un mayor volumen alimentado a las plantas concentradoras.
En el mismo período, Codelco (con todas sus minas) produjo 937 mil toneladas de cobre, cifra que se eleva a poco más de 1 millón de toneladas si se consideran sus participaciones minoritarias en otras faenas. Aun así, el aporte fiscal de la estatal chilena fue de US$ 1.240 millones, menos de la mitad de lo tributado por Escondida.
La diferencia se vuelve más evidente al observar los ingresos: Escondida registró ventas por US$ 10.587 millones a septiembre, un 22% más que en igual período del año anterior, impulsadas por un mayor precio del cobre y un aumento en las ventas físicas.
Otro elemento que explica la diferencia en resultados fiscales es la estructura de costos. Codelco enfrenta un aumento sostenido de costos producto del envejecimiento de sus yacimientos. Al tercer trimestre, el costo neto a cátodo alcanzó los US$ 3,69 por libra, con un incremento interanual del 6,4%, mientras que el costo directo subió a US$ 2,14 por libra.
BHP no informó el costo neto a cátodo de Escondida, pero sí detalló que sus costos operacionales -excluidos los financieros- sumaron US$ 4.111 millones, un 2% menos que en igual período del año anterior. El resultado fue una ganancia neta de US$ 3.777 millones en los primeros nueve meses del año, un aumento del 45%.
Impuestos, royalty y carga tributaria total
Del total aportado por Escondida, US$ 2.569 millones corresponden a impuestos a la renta e impuesto específico a la minería, lo que representa un crecimiento interanual del 49%. A eso se suman US$ 241 millones en impuestos asociados a la distribución de dividendos. El componente ad valorem del royalty minero, por US$ 97 millones, está incorporado dentro de los costos operacionales de la compañía.
En conjunto, la carga tributaria efectiva de la minería en Chile se ubica en torno al 45%, considerando impuestos generales, tributos específicos y royalty. Es un dato clave para poner en contexto el debate argentino: incluso con ese nivel de presión fiscal, Chile sigue siendo uno de los principales destinos de inversión minera del mundo, apoyado en escala, estabilidad macroeconómica y seguridad jurídica.
En Argentina, con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), la carga tributaria total para proyectos de gran escala quedaría por debajo del 40%. La diferencia no busca competir vía impuestos bajos, sino compensar otros factores estructurales donde el país corre en desventaja frente a productores consolidados como Chile y Perú.
Con la participación de Santa Cruz, el Comité Ejecutivo debatió la deducción por fletes en el valor en boca de pozo y el estado del proyecto de incentivos a la producción de hidrocarburos. Piden a Nación un ámbito de trabajo conjunto y acompañamiento técnico del CFI para el desarrollo de proyectos.
Autoridades del Gobierno de Santa Cruz, a través del Ministerio de Energía y Minería, participaron de la Reunión del Comité Ejecutivo Nº230 de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI), realizada ayer 17 de diciembre, en la Casa de la Provincia de Tierra del Fuego, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
El encuentro fue presidido por el secretario ejecutivo de la OFEPHI, Alejandro Monteiro, y contó con la participación del secretario de Estado de Hidrocarburos de Santa Cruz, Juan Carlos Morales, junto a representantes de las provincias de Chubut, Neuquén, Río Negro, Salta y Tierra del Fuego.
.
Durante la reunión, se abordaron los temas vinculados al análisis del proyecto de modificación de la Resolución Nacional Nº 435/2004, referido a la deducción por fletes para la determinación del valor en boca de pozo.
En este marco, las provincias expresaron la necesidad de revisar distintos aspectos de la propuesta elevada por la Secretaría de Energía de la Nación, acordando elevar observaciones y solicitar mayor plazo para su tratamiento, así como la creación de un ámbito de trabajo conjunto.
Asimismo, se analizó la situación actual del Proyecto de Incentivos a la Producción Convencional de Hidrocarburos, evaluando los antecedentes y la respuesta emitida por el Consejo Federal de Inversiones (CFI).
El presidente de Bolivia, Rodrigo Paz, anunció este miércoles el fin de la subvención a los combustibles en el país, acompañado de una serie de medidas económicas adicionales. Entre ellas, destacó un aumento del 20% en el salario mínimo nacional, que pasará de 2.750 a 3.300 pesos bolivianos (equivalente a 395 a 474 dólares). El mandatario aseguró que estas acciones buscan proteger especialmente “a quienes más lo necesitan”.
Por su parte, el ministro de Hidrocarburos boliviano, Mauricio Medinaceli, informó este miércoles que los precios de los combustibles tendrán incrementos significativos tras la eliminación de la subvención.
El precio de la gasolina especial subirá de 3,79 a 6,96 pesos bolivianos, mientras que el diésel pasará de 3,74 a 9,80 pesos bolivianos. Esta decisión forma parte de la estrategia del Ejecutivo para contener el gasto público y combatir el contrabando de carburantes hacia países vecinos.
Paz indicó que los nuevos valores serán oficializados mediante un decreto, que también facilitará la importación privada de diésel retirándolo de la list de Sustancias Controladas. La vigencia de los ajustes será inmediata tras la publicación del decreto correspondiente.
Según Paz, “la quita de subsidios no significa abandono, sino orden y justicia”. Esta medida se enmarca en el objetivo declarado de transferir gradualmente al sector privado el abastecimiento nacional de combustibles.
.
Rodrigo Paz anunció el finRodrigo Paz anunció el fin de subsidios a combustibles tras 20 años (REUTERS/Claudia Morales) El anuncio surge luego de que Paz presentara el lunes pasado en El Alto la creación de la Comisión de la Verdad, un organismo encargado de investigar la supuesta corrupción en el sector de hidrocarburos durante las gestiones de Evo Morales y Luis Arce, ambos del Movimiento al Socialismo (MAS).
Durante el acto celebrado en la sede de la Procuraduría General del Estado, Paz enfatizó que la meta principal es recuperar los recursos que habrían sido desviados y garantizar que los responsables sean llevados ante la Justicia.
“Esto no es venganza, esto es justicia”, afirmó el mandatario ante funcionarios y la prensa, al oficializar la conformación de la comisión y presentar a sus integrantes. Paz aclaró que la investigación se enfocará específicamente en las políticas de nacionalización e industrialización de hidrocarburos implementadas desde 2006 hasta 2025.
.
El pasado 19 de noviembre, el Gobierno boliviano reveló que aproximadamente el 30% del combustible subvencionado termina en el contrabando hacia países vecinos. Así lo informó Margot Ayala, directora de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), quien basó la estimación en análisis y auditorías en curso dentro del sector energético.
Ayala señaló que existen sospechas fundadas sobre la participación de funcionarios públicos en el desvío de diésel y gasolina, entre los que mencionó trabajadores del área de Sustancias Controladas, de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y de la propia ANH. Según sus declaraciones, estarían “dilapidando los recursos del Estado” y facilitando el transporte ilegal de combustibles hacia el exterior.
Con un escenario de precios internacionales más bajos, la petrolera estatal aumentará 20% las inversiones y financiará el plan con ventas de activos.
En una jornada en la que el precio internacional del barril de petróleo perforó los US$59 —impacto que se reflejó en las acciones de las principales empresas energéticas del país—, YPF anunció que invertirá US$6000 millones en 2026, un 20% más que este año.
Con una mayor oferta petrolera prevista para 2026, los analistas del sector proyectan un precio promedio del crudo en torno a los US$63, por debajo de los US$68 que promedió este año y muy lejos de los US$75 de 2024. Los escenarios más negativos incluso contemplan una caída hasta los US$55 por barril.
A pesar de este contexto, YPF prevé ampliar sus inversiones para sostener el nivel de actividad. El presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, explicó que parte de ese financiamiento provendrá de las reservas obtenidas por la venta del 50% de Profertil a Adecoagro, operación que le dejó US$600 millones, y por la transferencia del yacimiento convencional Manantiales Behr a Rovella Capital, que aportó otros US$500 millones. Se trató del último activo convencional que la petrolera conservaba en Chubut.
A esos recursos se sumarían los fondos que YPF podría obtener por la venta del 70% de las acciones de Metrogas, estimados entre US$500 y US$600 millones. Para avanzar con el proceso formal, la compañía aguarda que el Enargas extienda la licencia de concesión, que vence en diciembre de 2027, luego de 35 años de vigencia. La empresa contaba con el derecho a una prórroga de 10 años, pero la sanción de la Ley Bases amplió ese plazo a 20 años.
.
Durante el último trimestre, YPF produjo 240.000 barriles diarios de petróleo, de los cuales 170.000 correspondieron a producción no convencional en Vaca Muerta. Esto equivale al 70% del total y va en línea con el objetivo Marín, de convertir a la empresa en una productora 100% no convencional.
“Queremos tener una reserva de millones de dólares por posibles problemas en el precio del petróleo. Se espera que haya una baja el año próximo, pero no queremos bajar la actividad porque para 2027 se espera que el precio vuelva a subir”, dijo Marín, en un encuentro con periodistas en la Torre de Puerto Madero.
En las próximas semanas, YPF espera novedades clave en su proyecto para producir Gas Natural Licuado (GNL) en la Argentina, la principal apuesta estratégica de Horacio Marín para el desarrollo de la compañía. La iniciativa podría representar ingresos por exportaciones del orden de los US$10.000 millones anuales a partir de 2030.
Marín confía en sellar antes de fin de año el ingreso de XRG, el brazo internacional de inversiones energéticas de Adnoc (la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dabi), la cuarta petrolera más grande del mundo, con una producción diaria de 4 millones de barriles. El otro socio ya confirmado es la italiana ENI.
.
El paso siguiente será mandatar al banco JP Morgan para estructurar un financiamiento de proyecto equivalente al 70% del costo total de la iniciativa. El plan actual contempla producir, a partir de 2030, unas 12 millones de toneladas por año (MTPA), equivalente a 54 millones de metros cubicos (m3), el 35% de la producción total, mediante la instalación de dos barcos en la costa de Río Negro.
El crédito ascendería a algo más de US$12.000 millones, con la participación de cerca de 200 bancos y unos 300 fondos de inversión, mientras que el resto se cubriría con aportes de los socios.
No obstante, Marín apunta a escalar el proyecto con la incorporación de un tercer barco de 6 MTPA, para lo cual YPF busca un nuevo socio que reemplace a Shell. La petrolera angloholandesa puso en pausa su participación casi un año después de haber firmado un acuerdo para analizar la viabilidad del proyecto. Entre las alternativas que evalúa la compañía figuran un fondo con participación de Saudi Aramco —la mayor petrolera del mundo—, una eventual reconsideración de Shell o la incorporación de una empresa estadounidense.
Si YPF logra ampliar la capacidad hasta 18 millones de toneladas anuales, el financiamiento estructurado por JP Morgan debería elevarse a unos US$17.000 millones, lo que implicaría un flujo de divisas significativo para la economía argentina. Las empresas esperan firmar la decisión final de inversión (FID) en el primer semestre de 2026.
Posible alianza con McDonald’s
En paralelo, a partir del próximo año la empresa avanzará con una estrategia de segmentación de su red de estaciones de servicio. Habrá tres categorías: las premium, que operarán bajo la marca YPF Black; las tradicionales, que mantendrán la denominación actual; y las de bajo costo, que pasarán a llamarse Refiplus y estarán ubicadas en zonas más alejadas y de menor demanda.
En las estaciones premium dejará de comercializarse nafta súper y se buscará reforzar la propuesta de valor, con especial foco en la oferta gastronómica. En ese marco, la compañía mantiene negociaciones con el chef Christian Petersen para mejorar las opciones disponibles a través de sus pizzas Zen, las empanadas de Nuestras Constumbres Criollas y sandwiches de Valenti.
YPF, la empresa con mayor presencia en el sector de combustibles y retail de cercanía en la Argentina, se prepara para una transformación estratégica de sus tiendas Full a partir de 2026.
El objetivo es optimizar los márgenes operativos, potenciar la identidad de la marca y ofrecer una experiencia de valor agregado que traslade la excelencia de sus proyectos energéticos a cada rincón del país.
La novedad más impactante de esta transformación es la concreción de una alianza estratégica que permitirá sumar a McDonald’s a la propuesta premium de YPF, según anunció el presidente y CEO de la petrolera Horacio Marín en un encuentro de fin de año con la prensa, realizado este martes, y anticipando algunas novedades para 2026.
El ambicioso plan se basa en la diferenciación a través de tres nuevos tipos de tiendas de conveniencia en su red de 1.700 estaciones de servicios, para lo cual la segmentación apunta a cubrir todos los perfiles de consumo.
¿Hamburguesas McDonald’s y empanadas Mi Gusto en tiendas de YPF?
“Estamos cerrando una alianza con McDonald’s para que se sume a las nuevas estaciones que vamos a denominar YPF Black, donde buscamos dar un servicio premium”, señaló Marín, quien explicó que este formato no solo pretende la asociación con marcas líderes, sino que elevará el estándar gastronómico a niveles de alta calidad.
El desarrollo de las estaciones y las tiendas tiene un fuerte anclaje en la transformación digital del negocio, para lo cual la petrolera optimizó entre otras iniciativas su billetera digital con la cual ofrece descuentos especiales para la carga de combustibles, y acaba de sumar el pago de servicios de más de 6.000 empresas.
También la petrolera avanzó en las negociaciones con una cadena de empanadas que, si bien eran conocidas, lo fueron mucho más cuando fueron mencionadas por el actor Ricardo Darín, en una controversia pública, por lo que todas las miradas apuntan a “Mi Gusto”, y también se sumará un chef para productos de mucha calidad cuyo nombre se mantiene aún en reserva, pero que se sumará a la propuesta gastronómica.
.
El CEO destacó la necesidad de dar un servicio de calidad a un sector clave: “Recorremos 600.000 kms por día para abastecer de nafta a todo el país; les damos un servicio a la gente que trabaja”. Además de McDonald’s y la propuesta gastronómica de autor, Marín deslizó la posibilidad de sumar otras alianzas estratégicas, mencionando a Farmacity en el segmento de alta demanda.
Asi, la nueva red de tiendas Full se dividirá en YPF Black con su formato premium orientado a centros urbanos y de alto consumo; YPF tradicional que seguirá la línea de las tiendas actuales, enfocada en mejorar la experiencia general con un alto estándar de calidad en productos y servicios, e YPF Refiplus, un formato low cost.
Este último, explicó Marín busca generar para las tiendas de conveniencia un modelo de mayor eficiencia y optimización de costos logísticos, pensado para las zonas más remotas y de menor rentabilidad, apuntando a la inmediatez y el precio competitivo.
La diferenciación por los servicios
La redefinición de las tiendas Full no es solo una movida de marketing, sino una búsqueda de eficiencia en un mercado donde la lucha por el cliente ya no está en el surtidor debido a la homogeneidad en la calidad de los combustibles.
YPF, que ya vende más café que cualquier otra empresa en el país y concentra dos tercios del market share en las tiendas de conveniencia, busca fortalecer el segmento downstream con el foco de la gestión de excelencia y eficiencia en todos los niveles.
La petrolera ya utiliza herramientas de Inteligencia Artificial para estimar la demanda en tiempo real, lo que le ha permitido, según resultados preliminares, duplicar las ganancias de las tiendas en ocho meses.
Con esta estrategia, YPF no solo busca cuadruplicar sus ganancias en las tiendas el próximo año, sino consolidar la percepción de que un servicio de calidad en la estación de servicio –desde un baño limpio hasta una buena hamburguesa– debe llevar al cliente a percibir que YPF “hace buenos pozos y es eficiente”, tal como lo asegura habitualmente Marín.
La petrolera presentó la oferta más alta en un open season de TGN para contratar transporte firme de gas hasta 2078 con destino al mercado chileno, una señal fuerte sobre la escala y la duración que proyecta el desarrollo gasífero de Vaca Muerta.
Pluspetrol dio esta semana una señal contundente al mercado energético regional al presentar la mejor oferta en una licitación de Transportadora de Gas del Norte (TGN) para acceder a capacidad de exportación de gas natural hacia Chile por un plazo sin precedentes en la Argentina. La compañía propuso contratar transporte firme por 4.1 millones de metros cúbicos diarios desde el sistema Tratayén–La Mora, con despacho a través del gasoducto GasAndes, hasta el año 2078.
El proceso se realizó mediante un open season convocado por TGN a pedido de la generadora chilena Colbún, interesada en cerrar contratos de abastecimiento de largo plazo con productores argentinos. La magnitud temporal de la propuesta de Pluspetrol —52 años contados desde enero de 2026— no tiene antecedentes en el mercado local y refleja la confianza de la empresa en la continuidad productiva de Vaca Muerta y en la demanda sostenida del mercado chileno.
.
La iniciativa se apoya en el posicionamiento que logró Pluspetrol tras la compra de los activos de ExxonMobil en Neuquén a fines de 2024, una operación por unos US$ 1.700 millones que la consolidó como uno de los principales jugadores del gas asociado no convencional. Hoy opera La Calera, el mayor campo de gas asociado de Vaca Muerta, y Bajo del Choique, uno de los desarrollos petroleros con mayor proyección de crecimiento.
En términos productivos, la compañía ya supera los 12 millones de metros cúbicos diarios de gas en La Calera y mantiene un fuerte ritmo de expansión en petróleo desde Bajo del Choique, donde en noviembre alcanzó más de 20.000 barriles diarios y proyecta escalar hasta 120.000 barriles hacia el final de la década. Ese volumen explica la necesidad de asegurar mercados externos estables para sostener el desarrollo.
El open season también incluyó una oferta de EcoGas para reservar capacidad con destino a la demanda prioritaria de Mendoza, lo que obliga ahora a TGN a esperar la validación del Enargas antes de formalizar las adjudicaciones. En esta instancia, la transportista no deberá realizar nuevas inversiones, ya que el proceso apunta a asignar capacidad existente, aunque el interés manifestado podría habilitar ampliaciones en el futuro.
Devolvió una causa a un fuero provincial porque la petrolera no es alter ego del Estado sino una sociedad anónima que se rige por el derecho privado.
La Corte Suprema le dio un envión al Estado para resistir el fallo de la justicia de Nueva York que lo obliga a pagar más de u$s 16.000 millones a Burford Capital por la expropiación de YPF. Dictaminó que la petrolera es una sociedad que se rige por el derecho privado local y no un alter ego del país.
Con apenas cinco carillas y dos párrafos resolutivos, la Corte dictaminó la semana pasada un planteo de competencia entre la justicia provincial de Río Negro y la Justicia Federal en favor del fuero local. El fallo lleva la firma de los tres jueces, Horacio Rosatti, Carlos Rosenkrantz y Ricardo Lorenzetti.
La letra de la Corte Suprema
En el texto argumentan que la ley de expropiación de YPF, en sus artículos 7 y 8, otorgó la propiedad de la mayoría accionaria de YPF al Estado Nacional y las provincias hidrocarburíferas, pero que el artículo 15 señala que “la operación y funcionamiento de la sociedad se enmarca en las normas que regulan las sociedades anónimas”. Refuerza que no le son aplicables a la compañía “la administración, gestión y control de las empresas o entidades en las que el Estado Nacional o los Estados provinciales tengan participación”.
“En este sentido, el patrimonio de YPF S.A. no se confunde con el del Estado Nacional”, se lee en la sentencia. “Además de tener la sociedad una personalidad jurídica propia, tal patrimonio resulta ajeno al sistema de administración, gestión y control previsto para el Sector Público Nacional en la Ley de Administración Financiera”.
Y concluye: “Por consiguiente, la presunta afectación del patrimonio de la sociedad no equivale a la afectación del patrimonio del Estado Nacional”.
Así, la Corte resolvió devolver el expediente a la justicia provincial de Río Negro, donde se originó el reclamo.
Un comodín para llevar a Nueva York
El expediente, menor en materia local, va en línea con la defensa que la Procuraduría del Tesoro sostiene ante tribunales de Nueva York. En ese fuero, el Estado argentino plantea que no es alter ego de YPF y que actuó conforme a la ley de expropiación para hacerse con la mayoría del paquete accionario.
El fallo local llega un mes y medio después de una audiencia en la que los abogados del Estado, de YPF y de Burford Capital argumentaron ante la Corte de Apelaciones de Nueva York por la sentencia de la jueza de primera instancia, Loretta Preska, que obligó a Argentina a pagar una cuenta que escala hasta los u$s 17.000 millones y contando.
En septiembre de 2023, Preska dictó que Argentina incumplió la ley comercial de Estados Unidos al no extender la oferta que hizo a Repsol, accionista mayoritario hasta la expropiación, al resto de los inversores, como marcaba el estatuto de YPF. Argentina argumentó que la estatización parcial se hizo según lo estipulado por la ley local y la Constitución, que mandan sobre la norma interna de la compañía.
La ministra de Energía y Ambiente presentó ante más de 20 empresas las áreas de exploración y explotación de Mendoza en un roadshow organizado junto al CFI en Buenos Aires, donde explicó las acciones que el Gobierno lleva adelante para potenciar el sector junto a los inversores privados. “Estamos trabajando para ampliar las fronteras productivas de la provincia”, aseguro Latorre.
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, junto al subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, presentó en un roadshow en el Consejo Federal de Inversiones (CFI) la licitación hidrocarburífera de 17 áreas en Mendoza bajo el modelo de licitación continua, con ventajas competitivas para inversores, incentivos y acciones concretas para el sector.
“En Mendoza venimos trabajando de manera sostenida para acompañar al sector privado no solo en la formulación de políticas públicas, sino también generando las condiciones para que las empresas elijan la provincia para desarrollar recursos que todavía tienen un enorme futuro por delante”, afirmó en la exposición Latorre.
“Desde un principio, Mendoza adoptó una lógica clara: no existe un escenario en el que al sector privado le vaya mal para que al Estado le vaya bien. Si a la industria le va bien, a los gobiernos y a la sociedad también les va bien”, agregó.
“Venimos trabajando dentro de las herramientas que tenemos, en esquemas como el de regalías y en un pliego de licitación continua con incentivos que permitan hacer crecer la industria. Las 17 áreas hoy en licitación pública —12 de exploración y 5 de explotación— responden a esa estrategia”, explicó.
.
“Estamos trabajando para ampliar las fronteras productivas de la provincia y recuperar las campañas exploratorias que nos permitan identificar nuevas oportunidades de inversión que, en consecuencia, impulsen la producción”, puntualizó Latorre, poniendo énfasis en un marco regulatorio renovado que prioriza la reducción de cargas fiscales, la simplificación administrativa y la previsibilidad jurídica.
Por su parte, Erio explicó que el Gobierno de Mendoza trabaja en tres ejes para potenciar la industria. “El primero es sostener el desarrollo del convencional, alargando la vida útil de los campos y haciendo rentables los yacimientos maduros.
El segundo es seguir deriskeando y expandiendo el desarrollo del crudo pesado, que viene mostrando muy buenos resultados. El tercero, es acelerar el deriskeo de Vaca Muerta Norte, buscando traer al presente la exploración del no convencional”, aseguró.
Áreas de exploración que se incluyen en el llamado
Las 12 áreas de exploración incluidas en el llamado se distribuyen en las dos principales cuencas productivas de Mendoza.
En la Cuenca Cuyana, se licitan las áreas Zampal y Puesto Pozo Cercado Occidental.
En la Cuenca Neuquina se concentra el mayor volumen de áreas ofertadas, con antecedentes técnicos relevantes y distinto grado de información geológica disponible. Entre ellas se destacan:
Atuel Exploración Sur, con una superficie de 316,08 km², incorporada a partir del interés manifestado por Hattrick SA, que desarrolló estudios sísmicos y petrofísicos avanzados.
Atuel Exploración Norte, con 439,76 km², que cuenta con antecedentes de perforación en las áreas Los Pocitos y Lomas de Coihueco.
.
Los Parlamentos, una de las áreas de mayor extensión, con 1.340,5 km², 11 pozos perforados y un importante volumen de sísmica 2D y 3D.
Boleadero, con modificaciones territoriales basadas en estudios estructurales asociados al pozo APASA.Md.NC.x-1001.
Chachahuen Norte, ex lote de evaluación con una superficie de 1.205,06 km².
Además, se incluyen Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Calmuco y CN III Norte.
Áreas de explotación: reactivación de campos
Las cinco áreas de explotación corresponden a bloques con descubrimientos comprobados y, en varios casos, infraestructura existente que permite una rápida puesta en valor.
Entre ellas se encuentra Atamisqui, con una superficie de 214,64 km², donde se perforaron 56 pozos, de los cuales 34 resultaron productivos. A julio de 2025, registra una producción acumulada de 1.918.064 m³ de petróleo y 44,83 Mm³ de gas, e incluye los yacimientos Tierras Blancas Norte, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado. A su vez, se incluye en el llamado El Manzano, área que actualmente también está produciendo producto de un contrato de operación y mantenimiento temporal.
También se licitan Puesto Molina Norte, Puntilla del Huincán y Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, áreas con antecedentes operativos relevantes y potencial para reactivar producción mediante nuevas inversiones.
El informe técnico de estas áreas fue presentado ante los empresarios por el equipo técnico de la Dirección de Hidrocarburos. La presentación se puede encontrar en la página de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente.
Con este lanzamiento, Mendoza reafirma su posicionamiento como un destino confiable y atractivo para la inversión energética, combinando seguridad jurídica, información geológica de calidad y un esquema fiscal aliviado que busca maximizar la gestión eficiente de los recursos hidrocarburíferos y ampliar las oportunidades de desarrollo económico para la provincia.
Trabajo público-privado para atraer inversiones
El modelo que mostró ante inversores el equipo del Ministerio de Energía y Ambiente combina incentivos fiscales y herramientas regulatorias para mejorar la competitividad.
Incluye la eliminación del canon por renta extraordinaria y del canon extraordinario de producción. Incorpora incentivos a la reinversión orientados al desarrollo de los campos y a la ampliación de la infraestructura existente.
Suma además una mayor flexibilidad operativa a través de figuras como la Iniciativa Privada y los Acuerdos de Evaluación Técnica (AET). Estas herramientas permiten acelerar los procesos de análisis y adjudicación, reducir la carga burocrática, acortar los plazos de decisión y generar condiciones más atractivas para la inversión de riesgo, especialmente en las etapas exploratorias.
En tanto, las áreas se ofertan con el modelo de licitación continua, que permite convocar a concursos públicos en cualquier momento del año, sin depender de ventanas fijas.
La combinación de licitación continua, incentivos fiscales, fortalecimiento técnico y planificación de largo plazo posiciona a la provincia como un actor competitivo dentro del mapa energético argentino, con el objetivo de ampliar la producción, recuperar actividad en campos maduros y generar nuevas oportunidades de desarrollo económico y empleo para los mendocinos.
GEMERA respalda el proyecto de ley que introduce precisiones a la Ley de Glaciares y reafirma el rol de las provincias consolidando sus competencias
GEMERA expresa su respaldo al proyecto de ley que propone introducir aclaraciones a la Ley Nº 26.639 de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial.
La iniciativa legislativa constituye un avance relevante para fortalecer la certeza jurídica y la claridad normativa, manteniendo plenamente vigente el objetivo central de la ley: la protección de los glaciares y de aquellas geoformas periglaciales que cumplen funciones ambientales esenciales, en particular como reservas estratégicas de recursos hídricos y como proveedoras de agua para la recarga de cuencas hidrográficas.
En este sentido, la protección debe focalizarse en aquellos glaciares y ambientes periglaciales que efectivamente cumplen dichas funciones estratégicas, sobre la base de criterios técnicos y científicos, evaluaciones específicas y análisis caso por caso, evitando interpretaciones genéricas.
.
Una regulación clara y precisa, que permita identificar con rigor técnico cuando se cumple con las funciones de reserva estratégica de agua y recarga de cuencas, no sólo refuerza la protección ambiental, sino que también mejora la calidad de los procesos de evaluación de impacto ambiental, fortalece el control estatal y contribuye a una gestión hídrica más eficaz, transparente y sustentable.
El proyecto de ley, además, recoge aportes formulados por las provincias mineras en el ámbito de la Mesa del Cobre, presidida por el gobernador de San Juan Dr. Marcelo Orrego y del Litio presidida por el gobernador de Catamarca Raúl Jalil, promoviendo una interpretación armónica de la Ley de Glaciares que respeta el federalismo ambiental.
El reconocimiento del rol de las provincias en este proceso, conforme al principio constitucional del dominio originario de los recursos naturales, resulta fundamental para compatibilizar la protección ambiental con el desarrollo productivo, la inversión responsable y el fortalecimiento de las economías regionales.
GEMERA reafirma su compromiso con una actividad exploratoria responsable, con una minería moderna, transparente y ambientalmente responsable, y considera que el diálogo federal, técnico e institucional constituye el camino adecuado para construir consensos duraderos que integren ambiente, agua, producción y desarrollo, en beneficio del país y de las comunidades donde se desarrollan estas actividades.
El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, Ernesto López Anadón, afirmó que el mercado interno está saturado y que el futuro del sector depende de un fuerte salto exportador, con inversiones de hasta u$s30.000 millones anuales.
El presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, trazó un diagnóstico contundente sobre el presente y el futuro de la industria hidrocarburífera: el mercado interno ya está cubierto y el crecimiento de Vaca Muerta solo será posible con un fuerte impulso exportador de petróleo y gas.
“El sector ya puso sobre la mesa su meta productiva: llevar a Vaca Muerta a 1,5 millones de barriles diarios de petróleo y duplicar la producción de gas. Estamos en carrera para lograr ese objetivo”, afirmó López Anadón, aunque advirtió que se trata de un desafío “complejo y extremadamente demandante”.
El salto productivo que exige Vaca Muerta
Las cifras dimensionan la magnitud del desafío. Para alcanzar los objetivos planteados, el sector necesitará entre 20 y 30 millones de metros cúbicos de áridos, hasta 3 millones de metros cúbicos de cemento y hormigón, entre 4 y 6 millones de toneladas de acero y hasta 170.000 kilómetros de ductos.
En el pico de actividad, la industria demandará entre 30.000 y 36.000 trabajadores en exploración y producción, y hasta 240.000 empleos vinculados a la construcción de infraestructura energética.
Una cadena de valor dominada por pymes
Este despliegue impacta de lleno en la cadena de valor energética. Según datos del IAPG, las 37 principales empresas del sector se abastecen de unas 10.000 compañías proveedoras, de las cuales el 78% son pymes.
Estas firmas emplean a más de 220.000 personas y facturaron en promedio u$s4.000 millones anuales entre 2019 y 2021, consolidando al sector como uno de los principales motores económicos del país.
Mil pozos por año y foco exportador
Con el mercado interno abastecido, López Anadón fue categórico: “Todo lo que hoy se está haciendo y lo que se hará en el futuro solo se justifica como un proyecto puro de exportación de gas y de petróleo”.
Para sostener y ampliar las exportaciones, será necesario perforar alrededor de 1.000 pozos por año, además de construir nuevas plantas de tratamiento, ductos y terminales de exportación.
Ese nivel de actividad requerirá inversiones del orden de u$s20.000 a u$s30.000 millones anuales, lo que hace indispensable el acceso al financiamiento internacional.
Financiamiento, costos y competencia global
En ese contexto, el titular del IAPG destacó el impacto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que permitió avanzar con proyectos estratégicos como Vaca Muerta Oil Sur, y pidió seguir generando condiciones que faciliten el financiamiento del resto de las iniciativas.
No obstante, advirtió sobre los riesgos del escenario internacional, con precios más bajos, y reconoció avances en eficiencia operativa, como el aumento de fracturas mensuales sin sumar más equipos. Sin embargo, alertó que los costos locales siguen siendo superiores a los de cuencas como el Permian, debido a rigideces laborales, carga impositiva y costos de importación.
“Estamos en carrera contra otros proyectos similares en el mundo”, señaló, y reclamó reglas claras y estabilidad para evitar superposiciones normativas y exigencias ajenas a la actividad petrolera.
Lo anticipó Daniel González, secretario coordinador de Minería y Energía, quien explicó que se busca acelerar el flujo de capital y la producción incremental en petróleo y gas no convencional. El guiño llega poco después de la quita de retenciones al convencional.
Solo unos días después de anunciar la quita de retenciones para el convencional, el gobierno anticipó que incluirá al upstream en el Régimen de incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). Esta ampliación del esquema de beneficios venía siendo uno de los reclamos más frecuentes por parte del sector privado y desde Economía accedieron a la petición.
La novedad la dio a conocer el secretario coordinador de Minería y Energía, Daniel González, en el marco del encuentro por el Día del Petróleo. Según el funcionario, el objetivo principal es acelerar el flujo de capital hacia proyectos de gran escala, ofreciendo beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios.
Otro de los interesados en expandir el alcance del RIGI era la propia provincia de Neuquén. Justamente, esta cuestión se debatió en la reunión que tuvieron la semana pasada el ministro de Economía, Luis Caputo, y el gobernador Rolando Figueroa.
“Ayer tuve la suerte de hacer una visita al campo, con el ministro de Economía y a sugerencia del gobernador Figueroa, el ministro nos instruyó a analizar la forma de incorporar el upstream en el RIGI, así que esto es algo que vamos a empezar ahora mismo, de modo tal de que incentive la inversión y la producción adicional de este gran desafío”, resumió González.
La ampliación del RIGI al upstream
El RIGI ya contemplaba inversiones en infraestructura para hidrocarburos, pero ahora se amplía para abarcar la producción misma, especialmente en formaciones no convencionales que requieren reinversiones continuas y ciclos de financiamiento intensivo.
El anuncio se produce en un contexto de ajuste fiscal y volatilidad internacional de precios del crudo.
González destacó que, a pesar de la caída de 12 dólares por barril en el segmento no convencional durante el último año, la actividad mantuvo niveles de operación significativos y registró crecimiento en la balanza comercial. “Hay un compromiso de largo plazo de una industria que entiende que los ciclos no dejan de ser ciclos”, afirmó.
El Día del Petróleo, el último viernes 13 de diciembre, congregó al viceministro de Economía, a la secretaria de Energía, María Tettamanti, y a los principales directivos de las compañías operadoras del país en un evento realizado en el Hotel Sheraton de la ciudad de Buenos Aires.
Menos impuestos y más beneficios para las petroleras
En paralelo, el Gobierno había decidido recientemente eliminar las retenciones a la exportación de petróleo convencional en provincias como Chubut, Santa Cruz y Neuquén.
La combinación de estas medidas busca aliviar costos y sostener la rentabilidad de proyectos que enfrentan desafíos financieros y de precios internacionales fluctuantes.
El secretario enfatizó que la política de apoyo estatal no comprometerá la disciplina fiscal del Gobierno. “Vamos a acompañar, pero siempre teniendo en cuenta que el equilibrio fiscal no se negocia, porque es la clave que nos permite vivir en otro país”, expreso González.
Entre los proyectos que se verían beneficiados por la ampliación del RIGI se encuentran plataformas exportadoras en desarrollo como Vaca Muerta Oil Sur y distintas fases del Argentina LNG, además de obras complementarias como el gasoducto de Perito Moreno y plantas de tratamiento de petróleo. La medida apunta a consolidar la infraestructura necesaria para sostener la producción y las exportaciones.
Los beneficios contemplados incluyen estabilidad tributaria, mantenimiento de tasas impositivas por 30 años, reducción del Impuesto a las Ganancias y exención de aranceles por la importación de bienes de capital. También se prevé una liberación gradual del cepo cambiario para facilitar las operaciones de financiamiento y adquisición de insumos críticos.
El gobernador neuquino recibió a un consorcio de empresas brasileñas con intereses concretos en el gas de Vaca Muerta. Detrás de la foto oficial, una estrategia de largo plazo para posicionar a la provincia como proveedor energético regional y atraer inversiones millonarias.
Rolando Figueroa acelera su agenda internacional con un objetivo claro: transformar el potencial de Vaca Muerta en contratos, inversiones y mercados concretos. En ese marco, el gobernador recibió en Casa de Gobierno a directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA y de Garantía Capital Ltd., una reunión que funcionó como una fuerte señal política hacia el mundo empresarial de Brasil, principal potencia industrial de la región.
El encuentro no fue casual ni protocolar. Forma parte de una estrategia de lobby energético que Figueroa viene desplegando desde su llegada al gobierno, con foco en posicionar a Neuquén como un actor clave en el abastecimiento de gas del Cono Sur. Brasil, con una demanda energética en crecimiento y necesidad de diversificar proveedores, aparece como un socio natural.
Acompañado por el ministro de Energía, Gustavo Medele; la ministra de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves; y el vicepresidente de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), Alejandro Monteiro, el gobernador buscó mostrar una provincia ordenada, con experiencia técnica y capacidad política para sostener proyectos de largo plazo.
El consorcio GásBra, recientemente conformado, reúne a empresas industriales del complejo productivo de São Paulo, grandes consumidoras de gas que buscan garantizar suministro estable y competitivo. La visita a Neuquén apunta a evaluar volúmenes disponibles, condiciones de compra y, sobre todo, la viabilidad logística para transportar el gas desde Vaca Muerta hasta el mercado brasileño.
.
Desde el gobierno provincial remarcan que Neuquén no parte de cero. “Nuestra industria petrolera tiene décadas de desarrollo y conocimiento acumulado”, subrayó Medele, destacando un activo clave en la negociación: la experiencia local y la madurez del sector hidrocarburífero, un factor que genera confianza entre los inversores extranjeros.
Pero el lobby no se limita a mostrar recursos naturales. Figueroa busca instalar a Neuquén como un socio confiable, con reglas claras y vocación de integración regional. La apuesta es abrir mercados cercanos —Chile, Brasil y Uruguay— que permitan cerrar acuerdos en el corto y mediano plazo y sostener un flujo constante de inversiones.
Desde el lado brasileño, el mensaje fue claro. El CEO de GásBra, Marco Maia, celebró la convergencia de intereses entre ambas partes y calificó al proyecto como estratégico. “Estamos hablando de un horizonte de 30 años”, afirmó, dejando en evidencia que no se trata de una operación coyuntural, sino de una relación energética de largo aliento.
Argentina sumó una nueva forma de vender combustibles: estaciones de servicio móviles y equipos cisterna que llevan nafta y gasoil hasta donde no llega una boca fija.
La Secretaría de Energía lo formalizó con la Resolución 504/2025, publicada en el Boletín Oficial, dentro del esquema de desregulación y modernización del sector.
El Gobierno planteó como meta ampliar la cobertura territorial del expendio. La medida apunta a localidades donde no existen estaciones tradicionales o donde la demanda no sostiene una inversión grande. También busca dar una respuesta práctica a lugares con consumo intensivo y permanente.
Estas estaciones no reemplazan a las bocas fijas. Funcionan como apoyo en zonas rurales, áreas productivas alejadas, obras de infraestructura y tareas que necesitan combustible sin cortes. El eje es simple: acercar el surtidor a donde hoy hay distancia, costos extras y demoras.
Las estaciones de servicio móviles son depósitos autónomos de combustible equipados para transportar, almacenar y despachar hidrocarburos. Pueden trabajar de manera fija por un tiempo o moverse según la necesidad del abastecimiento.
.
La normativa contempla dos formatos. Por un lado, las unidades modulares portátiles: equipos listos para instalar rápido, sin obras civiles permanentes ni infraestructura compleja. Por otro, las estaciones cisterna móviles: vehículos adaptados para transportar y despachar combustible en forma directa, con una operatoria similar a la de una estación convencional.
En ambos casos, la habilitación llega con exigencias técnicas y controles. La resolución fija reglas basadas en estándares internacionales de seguridad para el almacenamiento y manejo de combustibles líquidos.
El funcionamiento se ajusta al consumo del lugar. Una unidad se instala en un punto operativo y despacha durante la jornada. Cuando baja el stock, se organiza el reabastecimiento con otra unidad de transporte que lleva el combustible desde un centro urbano o un nodo logístico.
.
En campos alejados, obras públicas, proyectos industriales y frentes productivos, este esquema evita parates por falta de gasoil o nafta. La lógica también reduce traslados largos: menos viajes de ida y vuelta para cargar, más tiempo de trabajo en el lugar.
Las capacidades pueden variar de manera importante. Existen módulos preparados para volúmenes chicos y otros que almacenan miles de litros. Algunos equipos permiten trabajar con más de un combustible en un mismo sistema, con compartimentos separados y despacho diferenciado.
La resolución exige auditorías externas periódicas, seguros vigentes y planes de contingencia actualizados. Además, las estaciones deben incluir equipamiento homologado, sistemas de prevención de derrames y componentes certificados para el despacho.
El debate sobre si Vaca Muerta debe financiar industria local o importar equipos suele quedar atrapado en posiciones ideológicas.
El Contrato de Garantía Productiva (CGP) aparece como una herramienta de mercado capaz de equilibrar intereses, dar previsibilidad a proveedores y asegurar eficiencia para operadoras, contratistas y empresas medianas.
El Dilema de la Cadena de Valor
Las operadoras buscan el mejor costo y máxima eficiencia, muchas veces a través de la importación. Los proveedores locales, en cambio, necesitan previsibilidad para invertir en tecnología y certificaciones internacionales.
El resultado es un “triángulo de riesgo”:
Proveedores locales: ofrecen servicio técnico cercano y logística ágil, pero enfrentan altos costos de inversión.
Operadoras: requieren insumos competitivos y estables.
Sistema financiero: percibe demasiado riesgo para otorgar crédito de largo plazo.
Qué es el CGP
5 claves del Contrato de Garantía Productiva (CGP)
Es un contrato de compra a largo plazo
Entre una empresa demandante (operadora, contratista o mediana empresa) y su proveedor, que garantiza volúmenes de bienes o servicios por 5 a 7 años.
Convierte la demanda futura en garantía financiera
El CGP puede presentarse ante bancos como activo exigible, permitiendo a las PyMEs acceder a créditos de largo plazo.
No es exclusivo de grandes operadoras
También puede ser generado por contratistas y medianas empresas, ampliando el alcance del mecanismo a toda la cadena de valor.
No requiere subsidios ni aranceles
El Estado sólo debe validar legalmente el instrumento. El financiamiento lo provee el mercado.
Genera un círculo virtuoso industrial
Las operadoras aseguran logística, los proveedores acceden a tecnología, los bancos reducen riesgo y el país industrializa su renta petrolera.
El Contrato de Garantía Productiva (CGP) es un acuerdo de compra a largo plazo (5 a 7 años) entre una empresa demandante y su proveedor, que asegura volúmenes de bienes o servicios bajo estándares internacionales de calidad y precio.
Beneficios para cada actor
Proveedor: accede a crédito de largo plazo, puede financiar maquinaria y certificaciones.
Operadora: garantiza suministro estable y reduce riesgos logísticos y cambiarios.
Banco: presta con menor riesgo, dinamizando el crédito productivo.
Estado: valida el marco legal sin necesidad de subsidios.
Ampliar el Alcance
Un punto clave es que los CGP no deberían ser exclusivos de las grandes operadoras. También podrían ser generados por contratistas y medianas empresas, ampliando así el alcance del mecanismo:
Contratistas podrían garantizar servicios especializados a sus proveedores.
Medianas empresas podrían extender contratos hacia PyMEs más pequeñas.
Se generaría un efecto cascada que multiplica las oportunidades de financiamiento en toda la cadena de valor.
El Rol del Estado
La función del Estado es crear el marco legal que valide y haga exigibles estos contratos como instrumentos financieros. No se trata de subsidios ni aranceles, sino de dar previsibilidad jurídica para que el mercado mismo financie la industrialización.
Conclusión
El CGP ofrece una salida pragmática al dilema de Vaca Muerta:
Las operadoras aseguran eficiencia y continuidad. Contratistas y medianas empresas amplían el alcance del mecanismo. Las PyMEs acceden a capital y tecnología. El sistema financiero reduce riesgos. El Estado fomenta el desarrollo industrial con reglas claras.
Resultado: la renta petrolera se transforma en industria nacional, con previsibilidad para todos los actores y un modelo inclusivo que fortalece la cadena de valor.
El 2025 deja al país en un momento único donde la colaboración entre el sector privado, gobierno y comunidades es clave.
En un contexto global donde la energía es fundamental para el desarrollo económico, desde Pluspetrol buscamos ser un actor relevante del sector. A lo largo de los años, hemos demostrado nuestro compromiso con el crecimiento de nuestras operaciones y, en ese marco, la Cuenca Neuquina ha sido un escenario estratégico en el que hemos forjado un papel protagónico que nos llena de orgullo.
Hoy somos un referente en la operación de yacimientos no convencionales, en el desarrollo de campos de gas de alta presión, y en la extracción de crudo en yacimientos maduros con recuperación secundaria y terciaria.
Nos destacamos en nuestra posición en Vaca Muerta, uno de los mayores reservorios no convencionales de hidrocarburos del planeta. Los principales yacimientos de hidrocarburos no convencionales son La Calera, Bajo del Choique-La Invernada, Pampa de las Yeguas, Los Toldos 1 Sur, Aguada Villanueva y Meseta Buena Esperanza.
Además, operamos El Corcobo, un yacimiento de petróleo convencional ubicado en las provincias de La Pampa y Mendoza.
En los últimos años, desde Pluspetrol hemos reafirmado nuestro compromiso con el sector energético argentino mediante inversiones significativas, que han permitido incrementar nuestros resultados, con nuevas instalaciones y equipos logrando nuestra expansión en Vaca Muerta.
.
En 2024, sin contar adquisiciones, invertimos USD 600 millones y en 2025, USD 1000 millones, en nuestro yacimiento La Calera y en Bajo del Choique – La Invernada, manteniendo un compromiso sostenido con la provincia del Neuquén. Asimismo, lo fue la adquisición de los activos en el área norte de la formación Vaca Muerta: Bajo del Choique – La Invernada, Pampa de las Yeguas y Los Toldos 1 Sur.
Pluspetrol logró cuadruplicar la producción de Bajo del Choique en menos de un año. Estas inversiones forman parte de nuestro plan de desarrollo a largo plazo, con foco en la optimización de las operaciones y resultando en un incremento sustancial de la producción, contribuyendo en la matriz energética nacional.
Nuestra apuesta por el crecimiento no solo se centra en la expansión de Pluspetrol, sino que también impulsa a toda la cadena de valor del sector con foco en la seguridad de procesos.
Al invertir en la capacitación del personal local, en investigación y en la mejora de procesos, contribuimos a fortalecer la industria energética en su conjunto, creando un ecosistema robusto capaz de enfrentar los desafíos del mercado local y global.
En 2025, el sector energético en Argentina alcanzó un récord de producción, atrayendo tanto a jugadores locales como extranjeros. En este contexto, Pluspetrol, con casi 50 años de historia en el país, se encuentra en una posición privilegiada para liderar lo que está por venir. Nuestra presencia en Argentina refleja la confianza en el potencial del país.
.
En La Calera, junto a nuestro socio YPF, estamos continuamente aumentando la capacidad de procesamiento a 14,5 MMm3/d y 4.800 m3 d de condensado. En 2024 finalizamos la obra de nuestra nueva planta de Procesamiento (CPF), y en 2025 ya ampliamos lo que nosotros llamamos “la CPF 1.5” para alcanzar los 30.000 barriles y apuntar a seguir creciendo.
Estamos además muy orgullosos de compartir que, a partir del gas de La Calera, desde mayo 2025 Pluspetrol es el principal exportador de gas hacia Uruguay.
Con respecto a nuestro otro gran activo, Bajo del Choique – La Invernada, nos propusimos un plan ambicioso y estamos muy contentos de haberlo cumplido: cuadruplicamos la producción en menos de un año, recibimos el activo produciendo 5.600 bpd y ya estamos en 20.000 bpd. Lo hicimos sumando equipos y facilidades de procesamiento.
Otro punto a destacar fue nuestra incorporación al proyecto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), junto a las operadoras más relevantes del país. El VMOS es un oleoducto estratégico de más de 600 kilómetros que logrará exportar crudo desde Vaca Muerta, fundamental para la economía argentina, con capacidad para mover más de 550.000 barriles diarios.
En el marco de su estrategia de crecimiento, en 2025 la compañía adquirió una nueva División de Servicios de Fractura bajo el nombre de SPI, para ofrecer servicios a la industria y continuar desarrollando nuevas oportunidades.
.
Este desarrollo implica la creación de empleo, el fortalecimiento de la infraestructura local y la promoción de un crecimiento sostenible, que respete tanto el medio ambiente como las comunidades adyacentes.
A través de nuestro plan de inversión social, hemos establecido lazos sólidos con las comunidades cercanas, asegurando que el progreso económico beneficie a sus habitantes. En ese marco, durante este año llevamos adelante numerosas iniciativas en conjunto a la provincia del Neuquén en proyectos estructurados en los tres ejes que componen nuestra estrategia de responsabilidad social: educación, producción y fortalecimiento institucional.
En el eje educación, por ejemplo, renovamos nuestro compromiso con las becas Gregorio Álvarez apoyando a 25.000 becados; también el Programa de acompañamiento a Comunidades Escolares para 300 escuelas primarias y secundarias; la Tecnicatura en Seguridad e Higiene para 100 alumnos en la localidad de Añelo.
En el eje producción, llevamos adelante el Programa de Desarrollo y Fortalecimiento de Proveedores Locales donde participaron 8 empresas y lideramos IMPACTA Neuquén junto a la provincia, beneficiando a más de 300 personas y sus emprendimientos. En el eje fortalecimiento Institucional impulsamos la obra del Cuartel de Bomberos Voluntarios de Añelo y el Centro de Día de Añelo, entre otras acciones muy relevantes para la comunidad.
La Comisión de Planeamiento y Análisis Económico del IAPG elaboró un informe sobre la cadena de valor de Vaca Muerta, considerada un factor central en el desarrollo del sector hidrocarburífero en Argentina.
De allí la importancia de identificar las variables que influyen positivamente en su evolución. El documento tiene una extensión de 135 páginas. Compartimos un muy breve resumen, con algunos de los puntos más relevantes.
En cuanto a los objetivos, alcance y estructura del trabajo, se plantea lo siguiente:
Objetivos
Relevar insumos y servicios requeridos en forma directa por la industria hidrocarburífera para el desarrollo de Vaca Muerta.
Determinar la demanda en la cadena de valor de estos insumos y servicios bajo distintos escenarios.
Brindar una herramienta para identificar y analizar brechas y prioridades.
Alcance: Bienes y servicios demandados en el primer anillo (demanda directa) para el desarrollo de Vaca Muerta (CAPEX, no incluye la posterior operación y mantenimiento). Se consideró la tecnología y prácticas actuales. Se utilizaron inputs valores promedio como una simplificación de la realidad para poder modelar.
Se consideraron tres escenarios de desarrollo: Bajo (Crisis), Medio y Alto.
En lo referido a las variables a proyectar, el foco fue: Producción Oil y Gas, Inversiones, Pozos, Fracturas, Equipos de Perforación/Fractura, Ductos.
En cuanto a la descomposición en unidades de bienes y servicios por concepto, se señalan las siguientes etapas:
Construcción de un Pozo
Construcción de la Locación
Perforación
Terminación
Producción
Equipos para el pozo:
Rig Perforación 2. Set de Fractura
Transporte desde el pozo hasta el tratamiento: 1. Flowlines, Gathering y Línea de Control 2. Baterías de Producción • Plantas de Tratamiento: Petróleo y Gas
Transporte desde las Plantas hasta el Consumo: Ductos Troncales y de Transporte
El análisis y proyección de los insumos y servicios requeridos nos da una idea del aumento en el nivel de actividad económica que generará Vaca Muerta. Citamos algunos de los requerimientos contenidos en el informe:
Agua: se consumirán entre 60 y 70 millones de m3 en el año pico (2029). Y entre 700 y 800 millones en total (hasta el 2040). Representan el 0.32% del caudal del río Limay en el año pico y el 3% del caudal de un año en el total.
Empleo: en el año pico se requerirán entre 30 y 43 mil trabajadores (60% del empleo directo actual en upstream hidrocarburos). Y en total entre 400 y 518 millones horas hombre de trabajo.
Camiones: en el año pico (2029) se requerirán entre 9 y 11 mil camiones (80% de los patentamientos que se realizan por año de vehículos pesados). Y en total se realizarán entre 7 y 9 millones de viajes.
Gasoil: se consumirá entre 700 y 850 mil m3 en el año pico o entre 9 y 10 millones de m3 en total (hasta el 2040).
El organismo ofrece una serie de capacitaciones, diferentes en cada provincia, y un programa de formación de líderes con foco en los recursos mineros.
El Consejo Federal de Inversiones acompaña el desarrollo de la actividad minera en todo el país, a través de una serie de acciones que apuntan a promover una minería sustentable. Con especial atención en la protección del ambiente, el cuidado del entorno en que se desarrollan los proyectos y generando oportunidades para mejorar la calidad de vida de las personas y comunidades.
Una de esas iniciativas es el Programa de Asistencia para una minería Sustentable, que el CFI realiza junto a las provincias. Consiste en una serie de asistencias técnicas y capacitaciones tendientes a dar respuestas a los requerimientos provinciales vinculados a la actividad.
Una de las premisas del trabajo es lograr que la iniciativa involucre a las comunidades y localidades que se encuentran en el ámbito más cercano a los proyectos mineros.
Claudio Trinca, del sector Minería e Hidrocarburos del organismo, detalló que con cada provincia se establece una agenda de trabajo y van surgiendo diferentes necesidades, de acuerdo con el grado de desarrollo del sector y los temas que desde las comunidades reclaman.
Las capacitaciones están entre las principales demandas y para su dictado se convoca a profesionales destacados del ámbito público y privado, docentes de universidades y escuelas técnicas mineras. En todos los casos, en coordinación con las Direcciones o Secretarías de Minería provinciales.
En Mendoza
El CFI viene trabajando en Mendoza, junto a la Dirección de Minería y la Dirección General de Escuelas, el curso “Nuestro suelo, maravillas minerales de Mendoza ”. Destinado a docentes de los niveles primario, secundario y terciario, las clases en modalidad virtual están a cargo de destacados profesionales del sector minero de la provincia.
Esta capacitación generó un especial interés en la comunidad docente de Mendoza. En el primer día de la inscripción se desbordó el cupo previsto de 600 participantes, con lo cual fue necesario abrir una segunda cohorte. En los cursos desarrollados durante el último cuatrimestre de 2024 se certificaron unos 800 docentes que completaron la capacitación.
Este año se está desarrollando una tercera edición y está previsto hacerlo extensivo en un futuro a otros sectores de la sociedad.
La capacitación, de 50 horas de duración, abordó la minería en Mendoza desde una perspectiva integral, considerando sus aspectos históricos, económicos, sociales y ambientales. Abarcó desde la exploración minera hasta el cierre de minas y la remediación ambiental, enfocándose en la normativa vigente, los resguardos ambientales y las posibilidades de desarrollo que ofrece la actividad.
Programa de especialización para líderes
Además de las capacitaciones que se realizan en territorios mineros, el CFI desarrolla programas de formación destinados a jóvenes con vocación de ocupar espacios de decisión en el ámbito de la administración de los Gobiernos provinciales u otros espacios relevantes de decisión.
El Programa de Especialización en Desarrollo y Políticas Públicas, explicó Trinca, busca crear un nuevo perfil de especialización profesional orientado al diseño, la administración y la gestión de políticas socio-productivas desde una perspectiva provincial. Y favorecer un espacio plural que favorezca los vínculos profesionales, la circulación de información, el intercambio de experiencias y el debate informado sobre el desarrollo federal de la Argentina.
La propuesta, que acaba de culminar su cuarta edición, contempla un esquema intensivo de formación presencial en la sede central del CFI en la Ciudad de Buenos Aires, cursando seis horas diarias, todos los días, a lo largo de 15 semanas.
Los alumnos participan también de viajes formativos dentro del territorio argentino, para conocer experiencias productivas locales destacadas, desarrollos tecnológicos innovadores y experiencias de infraestructura relevantes, como la central nuclear de Atucha, Vaca Muerta, o minas de litio en la Puna.
El programa abarca diferentes temas, entre los que se destacan: macroeconomía argentina; desarrollo económico comparado; estructura productiva argentina: infraestructura y logística; energía y recursos hídricos; desarrollo local; y tópicos del federalismo argentino.
Por la importancia que tiene para el desarrollo de las provincias, hay un bloque de cinco clases destinado a los recursos mineros, en el que se analiza la actualidad del sector y se discute qué políticas públicas implementar para el desarrollo minero sostenible.
Capacitaciones en otras provincias
En esta línea de definir capacitaciones que respondan a las necesidades concretas de cada comunidad, se trabajó junto a la Universidad de Salta en un programa de capacitación a las comunidades para el monitoreo ambiental participativo de las actividades mineras.
Las capacitaciones se orientaron a entender los mecanismos del proceso, desarrollar conocimiento sobre toma de muestras y cadena de custodia, conocer e interpretar indicadores ambientales y detectar problemas de calidad de agua, manejo inadecuado de los residuos, etc.
En Jujuy se realizó el “Plan de Acción para las Buenas Prácticas del Desarrollo Minero en Comunidades” junto a la empresa provincial Jemse. Uno de los módulos consistía en una serie de capacitaciones sobre herramientas para el desarrollo de nuevos emprendimientos de servicios asociados a la actividad minera, fortalecer las existentes, y brindar nuevas oportunidades de desarrollo a los pobladores locales.
En Catamarca, desde el año 2022, se trabaja en el Programa de fortalecimiento de los centros de control ambiental minero, con capacitación permanente a los pasantes (estudiantes avanzados en carreras afines con la minería) que cumplen funciones de apoyo a la Secretaría de Desarrollo Minero.
.
Junto al Colegio de Geólogos de Catamarca, se dictaron talleres en las localidades cercanas a los proyectos, sobre temáticas vinculadas con el manejo de recursos naturales, humedales de altura, riesgos hídricos, y glaciares. Y con el Colegio de Ingenieros de Minas, se dictaron los cursos de “Asistente en Tareas Geológicas de Campo para la Minería” y “Asistente para el Control del Medio Ambiente”.
También, y en el marco del estudio “Manual de Evaluación de Informes de Impacto Ambiental para la Actividad Minera”, el organismo viene trabajando con a la Universidad Nacional de Catamarca en una serie de capacitaciones en temas ambientales, dirigida a los agentes de la administración pública provincial minera, encargados en la evaluación, fiscalización y control ambiental de las actividades mineras. Incluyen salidas a campo para realizar tareas prácticas en proyectos en etapas de prospección, en exploración y en producción y cierre.
Entre la provincia de La Rioja y el CFI se realiza la asistencia técnica “Formación Minera Sostenible y Comunidad”, coordinada por el Ministerio de Trabajo, Empleo, Industria y Minería. Esta actividad fue diseñada para brindar herramientas formativas que potencien los perfiles del sector minero para una mejor inserción laboral y cuenta con la participación de destacados profesionales independientes y docentes de la Universidad Nacional de La Rioja.
El Gobierno provincial avaló una iniciativa privada para explorar el área Sur Río Deseado Este y dejó el terreno preparado para un nuevo proceso licitatorio que podría derivar en una explotación de hidrocarburos.
El Gobierno de Santa Cruz dio un paso formal para continuar con la reactivación la actividad hidrocarburífera en el norte provincial al declarar de interés público una iniciativa privada presentada por la empresa Alianza Petrolera S.A. para la exploración y eventual explotación de hidrocarburos en el área denominada Sur Río Deseado Este. La medida quedó oficializada a través del Decreto N° 1127/2025, publicado esta semana en el Boletín Oficial.
La iniciativa fue presentada por la compañía a comienzos de octubre ante el Ministerio de Energía y Minería, con la propuesta de desarrollar una prueba piloto basada en una nueva técnica de exploración que permitiría evaluar la viabilidad económica de los recursos existentes en la zona. El proyecto contempla una primera etapa exploratoria condicionada al éxito del piloto, con proyección hacia una eventual explotación posterior.
.
Según se detalla en los considerandos del decreto, la autoridad de aplicación verificó que el área se encuentra libre y disponible, y que la empresa cumple con los requisitos de solvencia financiera exigidos por la normativa vigente. En ese marco, se recomendó avanzar con la declaración de interés público, paso necesario para habilitar el llamado a licitación.
La decisión se apoya en el marco constitucional y legal que reconoce a las provincias el dominio originario de los recursos naturales. Tanto la Constitución Nacional como la Constitución de Santa Cruz establecen que los yacimientos hidrocarburíferos pertenecen a las provincias, que pueden explotarlos a través de empresas públicas, privadas o mixtas, ejerciendo el poder de policía sobre la actividad.
El decreto también se inscribe dentro del contexto de la emergencia hidrocarburífera declarada en Santa Cruz por la Ley Provincial N° 3914. Esa norma faculta al Ejecutivo a adoptar medidas excepcionales para sostener y recuperar los niveles de producción, preservar el empleo y promover nuevas inversiones, en un escenario marcado por la caída de actividad en áreas maduras y la necesidad de incorporar tecnologías que hagan viable la explotación.
El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, confirmó la ampliación del régimen durante el Día del Petróleo. La medida, coordinada con la provincia de Neuquén, busca extender los beneficios fiscales a todo el upstream no convencional para maximizar la producción y atraer nuevos capitales.
En una señal clara hacia el mercado energético, el Gobierno Nacional confirmó que avanzará en la incorporación de la exploración de petróleo y gas no convencional al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El anuncio fue realizado por el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, en el marco del tradicional almuerzo del Día del Petróleo organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).
La decisión responde a una estrategia para incentivar desembolsos en la etapa inicial de los proyectos (upstream), vital para sostener el crecimiento de la producción en formaciones clave como Vaca Muerta. “El Ministro nos instruyó para que encontremos una forma de incorporar todo el upstream al RIGI. Ese es un trabajo que vamos a comenzar de inmediato”, aseguró González ante los principales empresarios del sector.
La medida se alinea con los reclamos de las provincias productoras. Recientemente, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, había solicitado al ministro de Economía, incluir las inversiones destinadas a la generación incremental de producción dentro del régimen, con el objetivo de promover el empleo y el desarrollo regional.
Resiliencia del sector y récords operativos
Durante su balance, el funcionario destacó la solidez de la industria hidrocarburífera frente a un contexto internacional adverso, marcado por una caída del 17% en el precio del crudo. A pesar de ello, la actividad local mostró indicadores positivos: en el segmento no convencional se completaron un 20% más de pozos y se incrementaron en más de un 30% las etapas de fractura respecto al año anterior, alcanzando un récord histórico de producción.
En paralelo al impulso de Vaca Muerta, el Ejecutivo puso el foco en las cuencas maduras. González ratificó la intención de eliminar las retenciones a las exportaciones de petróleo convencional, una medida diseñada para mejorar la ecuación económica en yacimientos que enfrentan mayores desafíos de rentabilidad.
Ante más de mil empresarios, el presidente del IAPG destacó los avances en producción, exportaciones e infraestructura, pero remarcó que el país necesita financiamiento y reglas estables para no quedar atrás.
López Anadón señaló que “Argentina compite en una carrera por los hidrocarburos que no da segundas oportunidades” “El desarrollo del sector se justifica bajo un proyecto puro de exportación”, aseguró.
Con un auditorio repleto por más de 1.000 empresarios y referentes del sector energético, el presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Ernesto López Anadón, presentó un diagnóstico contundente sobre el presente y el futuro de la industria hidrocarburífera argentina.
Su mensaje, pronunciado durante un encuentro en el Sheraton, combinó reconocimiento por los logros recientes y una advertencia clara: “Estamos en carrera, pero también estamos compitiendo contra otros proyectos similares en el mundo. Y esta carrera no da segundas oportunidades”.
López Anadón abrió su exposición remarcando que “asombra lo realizado por la industria en estos dos años”, haciendo referencia a una serie de indicadores que describen una transformación profunda del sector. Entre ellos, destacó que:
La producción de petróleo no solo creció, sino que superó por primera vez el pico registrado a fines de los años 90.
La producción de gas también aumentó de forma significativa.
Se consolidó un crecimiento firme de las exportaciones de crudo y de gas.
Y, como consecuencia directa de la mayor oferta local y de la expansión de la infraestructura, las importaciones de gas cayeron un 45%.
“Este conjunto de factores permitirá que la balanza comercial energética cierre 2025 con un superávit superior a los U$S 7.000 millones, es decir, un 26% más que el año anterior, con perspectivas de casi triplicarse en pocos años si la tendencia se mantiene”, explicó.
Infraestructura estratégica
El presidente del IAPG dedicó un tramo central de su discurso a enumerar los avances en infraestructura, subrayando que cada obra realizada amplía la capacidad del país para consolidarse como proveedor energético global.
Entre los hitos recientes, mencionó: la ampliación del sistema de transporte de crudo de Oldelval, con un segundo proyecto en evaluación; el avance del oleoducto Vaca Muerta Sur, que incluye un nuevo puerto de exportación y mejorará la flexibilidad logística; la reversión del Gasoducto Norte, que abrirá la puerta a incrementar exportaciones de gas hacia Brasil, y el desarrollo de dos proyectos de GNL, encabezados por PAE y YPF, que permitirían exportar hasta 30 millones de toneladas anuales para 2030.
A ello se suma un nuevo proyecto anunciado por Camuzzi, y un dato decisivo: la Secretaría de Energía otorgó permisos de exportación de gas por 30 años, algo que no ocurría desde la década de los 90 y que brinda mayor previsibilidad para inversiones de largo plazo.
López Anadón también destacó que se están reconstruyendo los mercados mayoristas de gas y electricidad, lo cual consideró imprescindible para eliminar distorsiones que frenaron competitividad en el pasado.
Señaló además que Enargas trabaja en restaurar los mecanismos que permiten ampliar las redes de transporte, necesarias para acompañar el nuevo ciclo de crecimiento.
De igual manera, valoró que el Estado esté saldando deudas históricas con compañías del sector, un paso que contribuye a recuperar previsibilidad financiera.
.
Uno de los tramos más destacados de su intervención se centró en el potencial de Vaca Muerta, donde reiteró que Argentina está en camino de alcanzar la meta de 1,5 millones de barriles diarios de producción y de duplicar la producción de gas.
En términos laborales, el desarrollo exigirá: entre 30.000 y 36.000 trabajadores en exploración y producción, y entre 180.000 y 240.000 en construcción, generando un impacto federal en la cadena de valor.
Sobre este punto, López Anadón enfatizó que las 37 principales compañías del sector cuentan con casi 10.000 proveedores, de los cuales 78% son pymes que emplean a más de 220.000 personas. Entre 2019 y 2021, estos proveedores facturaron U$S 4.000 millones anuales, un número que grafica la potencia del entramado productivo.
El presidente del IAPG indicó que el mercado interno está plenamente abastecido, por lo que “todo el desarrollo actual y futuro solo se justifica bajo un proyecto puro de exportación de gas y petróleo”.
Para lograrlo, será indispensable: perforar 1.000 pozos por año, sumar nuevas instalaciones e infraestructura, y movilizar entre U$S 20.000 y 30.000 millones anuales en inversiones.
Según explicó, esto requiere un acceso sostenido al financiamiento internacional, ya sea corporativo o a través de instituciones financieras externas.
En un cruce tuitero, tras reunirse con representantes de las más grandes mineras del mundo que vienen a invertir a la Argentina, el canciller respondió lo que podes leer en esta nota.
El canciller Pablo Quirno se enganchó en Twitter/X en los cuestionamientos que le cayeron encima desde el anonimato de las redes debido a que se reunió con Ron Hochstein, CEO, y José Morea, country director para Argentina y Chile de Vicuña Corp., luego de que BHP y Lundin Mining confirmaran su aplicación al RIGI.
Explicó, primero, que “Vicuña es un proyecto de cobre, oro y plata ubicado en San Juan que se encuentra entre los 10 mayores depósitos del mundo y su incorporación al régimen asegura inversiones aceleradas por al menos USD 2.000 millones en los primeros dos años”.
Y valoró que “esto no es casualidad: es el resultado directo de un país que volvió a ser confiable, previsible y competitivo”. Luego, como cierre le agradeció al presidente Javier Milei “por haber recuperado las condiciones que permiten que inversiones de esta escala elijan a la Argentina”.
Pero no quedó ahí, porque ante cuestionamientos tuiteros le respondió a uno de ellos: “Literalamente, gracias a la minería podés comer. Sin minería no tendrías un tenedor. Ni una sartén. Ni un horno, ni el caño que te transporta el gas. Tendrías que cocinar a leña, y sin parrilla. Sin herramientas no podrías ni cazar tu propio alimento, a menos que usaras boleadoras y un cuchillo de palo”.
La presencia femenina en minería sigue siendo baja, pero la inteligencia artificial emerge como herramienta clave para mejorar la inclusión.
La industria de la minería es uno de los sectores más importantes para las economías de la región, en países como Chile, Perú, México, Colombia y Argentina. Sin embargo, la presencia femenina en el sector minero continúa siendo baja y la incorporación de las profesionales en áreas operativas y de liderazgo sigue siendo un desafío para las empresas del sector.
De acuerdo con datos del 2023 del Foro Económico Mundial la presencia femenina en la minería en Latinoamérica es de alrededor del 12-15% a nivel global, con países como Chile y México registrando porcentajes aún más bajos en algunos roles. La mayoría de las mujeres en minería se concentran en áreas administrativas, mientras que las operaciones y puestos de liderazgo siguen siendo dominados por hombres.
Otro reto que enfrentan las mineras son las condiciones laborales, ya que las minas están ubicadas en regiones remotas y en condiciones difíciles, lo que puede ser un obstáculo para muchas mujeres, especialmente para las que tienen responsabilidades familiares. Esto se agrava por la falta de infraestructura adecuada y la necesidad de mejorar los equipos de protección personal (EPP) adaptados a las mujeres. A esto se suman brechas en el acceso a la formación técnica y programas de desarrollo profesional.
.
En este contexto, la inteligencia artificial se posiciona como una herramienta clave para promover la equidad de género en la minería. Su aplicación en tareas de automatización, monitoreo y seguridad permite reducir brechas físicas, mejorar las condiciones de trabajo y generando un aprendizaje automático apuntando a una minería de mayor precisión de los procesos.
Además, el uso de datos y analítica avanzada contribuye a una cultura corporativa equilibrada impulsando la creación de espacios más seguros e inclusivos y fomenta el liderazgo femenino mediante la toma de decisiones basada en datos, mayor sostenibilidad y proyectos de minería verde, entre otros.
“La inclusión femenina en la minería es una estrategia de innovación. Incorporar la inteligencia artificial y promover el liderazgo de las mujeres permite avanzar hacia una industria más precisa, segura y sostenible. La tecnología puede automatizar procesos, pero el cambio real sucede cuando las mujeres participan activamente en las decisiones que definen el futuro del sector”, aseguró Pilar Bruzzo, directora de Transformaciones de RRHH y Gestión del Cambio de Accenture.
De cara al 2026, el desafío será consolidar los avances y abordar los aspectos que aún frenan la inclusión:
Acceso a tecnología: en muchas regiones de Latinoamérica, el acceso a tecnologías avanzadas aún es limitado, especialmente en áreas rurales o remotas donde se encuentran muchas minas. Para que las mujeres puedan aprovechar la inteligencia artificial, es necesario mejorar la infraestructura tecnológica en estas zonas.
Desigualdad digital: aunque la adopción de inteligencia artificial está en aumento, persisten brechas en el acceso a la educación digital entre hombres y mujeres en algunas regiones de Latinoamérica. Las políticas públicas deben centrarse en aumentar el acceso de las mujeres a herramientas digitales y programas de capacitación en inteligencia artificial.
Cambio cultural: el cambio hacia una minería más inclusiva requerirá un cambio cultural en muchas empresas. La implementación de inteligencia artificial puede ayudar, pero los estereotipos de género, la falta de políticas de igualdad y la resistencia al cambio seguirán siendo barreras que necesitarán atención a nivel organizacional y gubernamental.
Necesidad de políticas de igualdad: es fundamental que los gobiernos y las empresas continúen fomentando políticas de igualdad de género que vayan más allá de la incorporación de tecnología. Esto incluye la creación de normas de protección laboral específicas para mujeres, como la mejora de la infraestructura en las minas, la implementación de horarios laborales flexibles y el desarrollo de programas de salud ocupacional orientados a la mujer.
Excedente en el mercado petrolero: El aumento de la producción y el lento crecimiento de la demanda ejercen presión sobre los precios. Un informe del Banco Mundial preparado por Paolo Agnolucci y Nikita Makarenko.
Los precios del petróleo subieron un 5 por ciento hacia fines de mes después de que se anunciaran nuevas sanciones de Estados Unidos a las compañías petroleras rusas, y el Brent cerró en alrededor de 65 dólares por barril (bbl) el 29 de octubre.
A lo largo de 2025, los precios del petróleo disminuyeron debido a las continuas tensiones en materia de política comercial y a la preocupación por el exceso de oferta, con aumentos ocasionales a corto plazo en respuesta a los acontecimientos geopolíticos.
El descenso del Brent contribuyó a que el precio del petróleo de los Urales cayera por debajo de los USD 60 por barril -el límite máximo vigente desde febrero de 2025- antes de introducir un límite más bajo de USD 47,6 por barril en septiembre.
El crecimiento de la demanda de petróleo sigue debilitándose. Según estimaciones, la demanda mundial de petróleo aumentó solo 0,8millones de barriles por día (mb/d), o un 0,7% interanual, en el tercer trimestre de 2025, un indicador de que el crecimiento sigue siendo lento en relación con el promedio de 2015-19.
Se espera que esta tendencia continúe, lo que dará lugar a una demanda anual de 103,8mb/d en 2025y 104,5mb/d en 2026. De acuerdo con las proyecciones, el consumo de petróleo en las economías avanzadas se mantendrá estable, mientras que el crecimiento en China probablemente se moderará debido a la acelerada adopción de vehículos eléctricos e híbridos.
.
En India, uno de los países que contribuye en gran medida al crecimiento mundial, el aumento de la demanda se verá impulsado por el gas licuado de petróleo (GLP), la gasolina, la nafta y el diésel.
Se proyecta que la oferta de petróleo aumentará en 2025y 2026a medida que la nueva producción empiece a operar. La producción en 2025podría crecer en 3mb/d en términos interanuales (2,9%) hasta alcanzar los 106,1mb/d, y un aumento previsto de hasta 108,5mb/d en 2026.
En 2025, se proyecta que el crecimiento de la oferta se reanudará en Oriente Medio y Norte de África, Afganistán y Pakistán (MNA), se acelerará en América Latina y el Caribe (ALC) y se ralentizará en las economías avanzadas.
Casi la mitad del aumento de 2025puede atribuirse a la Organización de Países Exportadores de Petróleo Plus (OPEP+), y refleja objetivos de producción más elevados.
La combinación del aumento de la producción y el lento crecimiento del consumo está generando un excedente de petróleo en todo el mundo. Se estima que el superávit implícito de petróleo (oferta menos demanda) será de 2,7mb/d en el tercer trimestre de 2025, en parte debido a que la OPEP+ ha elevado sus objetivos de producción varias veces desde abril.
.
Aunque el crecimiento de los inventarios observado en 2025reflejó solo alrededor de la mitad del superávit implícito, los últimos acontecimientos relacionados con el mercado respaldan cada vez más la existencia de un exceso de oferta mundial de petróleo, ya que recientemente varios cargamentos de crudo en Oriente Medio no se han vendido y han coincidido con un aumento de la cantidad de petróleo en los buques cisterna en el mar.
Anualmente, la Agencia Internacional de Energía anticipa que el superávit será de 2,3millones de barriles por día en 2025, cifra que aumentará a 4,0millones de barriles por día en 2026, esto es 1,6millones de barriles por día más que el superávit de 2020durante la pandemia.
Los riesgos para los pronósticos del precio del petróleo se inclinan a la baja. Se pronostica que los precios del petróleo Brent alcancen un promedio de USD68por barril en 2025, que disminuyan a USD60por barril en 2026, y luego suban a USD65por barril a medida que se estabilicen las condiciones del mercado.
La Corporación Financiera Internacional (IFC), el brazo para el sector privado del Grupo Banco Mundial, anunció la inyección de un paquete de financiamiento multimillonario en Argentina, destacándose una inversión histórica destinada a la minería de litio en la provincia de Salta.
Alfonso García Mora, vicepresidente de la IFC, confirmó que se trata de la inversión más alta que la IFC haya realizado en el país, con un total de US$ 2.400 millones destinados a un proyecto de litio. Se espera que los fondos aterricen en las próximas semanas. El compromiso total del Grupo Banco Mundial con el sector minero argentino es significativo, estimando que movilizarán US$ 5.000 millones en los próximos dos a tres años para el desarrollo del litio, cobre y otros proyectos.
Detalles Clave de la Inversión
Monto Histórico: US$ 2.400 millones para un proyecto de litio en Salta.
Inversión Directa IFC: La IFC aporta directamente US$ 400 millones, movilizando el resto de los fondos a través de otros inversores.
Empresa Beneficiaria: La compañía elegida, de capitales argentinos y extranjeros con su proyecto en Salta, cotiza en Bolsa, por lo que su nombre aún no ha sido revelado.
Marco Regulatorio: El proyecto se beneficia del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), siendo uno de los primeros en ingresar a este marco.
Minería Responsable: García Mora enfatizó que la participación del Grupo Banco Mundial garantiza que el proyecto cumple con los estándares internacionales de mejores prácticas medioambientales y sociales, luego de un proceso de análisis y diseño de dos años.
Estrategia y Expansión
La estrategia del Grupo Banco Mundial se centra en fortalecer todo el ecosistema minero, incluyendo la infraestructura, la energía, el transporte y la logística, articulando el sector privado con las provincias y universidades.
El alto ejecutivo de la IFC también destacó el potencial de Argentina, no solo en la extracción del mineral, sino en la manufactura y creación de productos de valor agregado a partir de los minerales extraídos.
Otros Proyectos Relevantes de la IFC en Argentina
La IFC es muy activa en el país, siendo socia de Central Puerto para una nueva línea eléctrica en el NOA y asistiendo al Gobierno en la privatización de AySA. Además, mantiene un amplio portfolio de clientes que incluye a empresas de energía como Pampa Energía y Pan American Energy, entre otros actores del sector privado y financiero.
Mendoza celebra un nuevo hito para el desarrollo energético: YPF iniciará en los próximos meses una perforación adicional en el bloque CN VII A, ubicado en la cuenca neuquina mendocina, con el objetivo de seguir avanzando en la exploración de Vaca Muerta en territorio provincial.
YPF confirmó que iniciará la perforación adicional del bloque CN VII A, ubicado en la cuenca neuquina, para avanzar en las tareas de exploración del lado mendocino del bloque Vaca Muerta.
La decisión de avanzar con esta perforación adquiere aún mayor relevancia en el contexto actual, ya que YPF se encuentra reorganizando su cartera de activos y concentrando inversiones en proyectos de mayor competitividad.
“Esta perforación es una señal enorme de confianza en el potencial de Vaca Muerta en Mendoza. YPF está ajustando su portafolio en todo el país, desprendiéndose de activos que no considera prioritarios. Que decida no solo permanecer en nuestras áreas con Vaca Muerta, sino invertir por encima del compromiso asumido, demuestra la solidez del modelo provincial y el atractivo de nuestro recurso”, afirmó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.
“Este pozo adicional en CN VII A, fuera del compromiso mínimo originalmente establecido, confirma no solo el interés técnico en la ventana mendocina de Vaca Muerta, sino también la fortaleza del marco regulatorio provincial, que brinda previsibilidad y condiciones adecuadas para sostener decisiones de inversión de largo plazo”, explicó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
Mendoza en los proyectos de mayor escala
En el marco de su estrategia nacional, YPF reorienta sus inversiones hacia proyectos de mayor escala y competitividad. En ese contexto, la decisión de ejecutar una perforación adicional refleja la expectativa positiva sobre el potencial geológico de Mendoza y reafirma la solidez del modelo institucional de la provincia.
El área CN VII A es uno de los bloques que integran la plataforma actual de exploración no convencional de YPF en Mendoza, donde ya se ejecutaron trabajos previos con resultados alentadores. Esta nueva perforación permitirá:
Profundizar la caracterización del reservorio Vaca Muerta en la provincia.
Ampliar el horizonte exploratorio de Vaca Muerta.
Obtener información clave para futuros desarrollos.
Consolidar la presencia de YPF en la frontera exploratoria mendocina.
Generar actividad económica, servicios y empleo asociado.
La Provincia continúa ejecutando una política energética moderna, estable y orientada a atraer inversión, con reglas claras y un sistema de promoción que permite dinamizar tanto la actividad convencional como la no convencional.
“Mendoza tiene un recurso competitivo, infraestructura disponible, seguridad jurídica y un modelo probado. Este tipo de decisiones de YPF confirman que estamos en el camino correcto”, concluyó Latorre.
El grupo industrial más grande del país puso en escena la cadena de valor que está detrás de los recursos primarios y volvió a pedir una estrategia inteligente de inserción comercial al mundo.
El gigante industrial Techint reforzó su mensaje institucional de que la Argentina no se puede desarrollar exclusivamente con la exportación de recursos naturales primarios, sino con la integración de su cadena de valor y la industria.
Es el espíritu de lo que permanentemente busca transmitir su dueño, Paolo Rocca, que esta tarde hablará nuevamente sobre la situación macroeconómica y su preocupación por la apertura comercial del país sin una estrategia clara de inserción inteligente al mundo, con la avalancha de importaciones de China como máxima inquietud.
Además, el grupo respaldó la reforma laboral y la necesidad de una reforma tributaria para destrabar el crecimiento de la Argentina y aseguró que “con Vaca Muerta no alcanza” para lograr el desarrollo.
Esos fueron los ejes de las presentaciones de los ejecutivos de la “T” en el comienzo del seminario ProPymes, en la que el holding agrupa a su cadena integrada de valor.
Recursos naturales sin industria
Javier Martínez Álvarez, vicepresidente Institucional de Techint, contextualizó: “La Argentina tiene exportaciones de recursos naturales equivalentes a aproximadamente 1.000 dólares por habitante; Canadá, US$ 7.000; y Australia, US$ 14.000. Hacia 2030, si se desarrollan la energía y la minería, vamos a saltar hasta US$ 2.000 por habitante. Con Vaca Muerta no alcanza”.
“Argentina requiere de un desarrollo industrial integrado alrededor de los recursos naturales”, agregó, y señaló que la oportunidad es el “Occidente democrático”, frente a una China a la que solo se le puede exportar materias primas.
Además, Martínez Álvarez planteó una crítica hacia los gobiernos provinciales y municipales, que “se llenan la boca hablando de industria pero cobran impuestos y tasas que funcionan como aranceles a las exportaciones”.
El boom de importaciones de China
Más tarde, Martín Berardi, presidente Ejecutivo de Ternium Argentina, analizó el boom de exportaciones de acero chino en los últimos 7 años, que -como contó Clarín esta semana- ya generó una tensión industrial en Vaca Muerta por el uso de caños para los gasoductos dedicados al Gas Natural Licuado (GNL).
“Debemos ser competitivos con Occidente; contra China es otro juego”, marcó Berardi, que observa como un “desafío” a las crecientes importaciones y como una “oportunidad” al acuerdo con Estados Unidos, que “más que un rescate es una puerta abierta para una alianza con Occidente y una inserción comercial”.
Por su lado, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, valoró que la Argentina llegó a un récord histórico de producción de petróleo y que se dio vuelta la balanza comercial energética porque “Vaca Muerta hoy es una realidad gracias a que hubo un entramado industrial que permitió hacer las inversiones”.
Techint también convocó a los economistas Esteban Domecq, Matías Surt y Santiago Bulat, de la consultora Invecq, quienes analizaron el contexto actual y lo que viene.
Mientras en gran parte del país el trabajo privado se contrae, la provincia patagónica lidera la creación de puestos laborales gracias a la sinergia entre inversión energética y políticas públicas locales.
Neuquén se consolida como la provincia que más empleo privado genera en Argentina, un logro que contrasta con la tendencia nacional de pérdida laboral. Entre 2023 y 2025, según datos del Sistema Integrado Previsional Argentino (SIPA), se incorporaron más de 4.100 nuevos puestos de trabajo formales, un crecimiento cercano al 3% en un contexto de incertidumbre económica y recesión en otros distritos del país.
El motor de este crecimiento es, sin duda, Vaca Muerta, la formación hidrocarburífera que ha despertado inversiones millonarias y multiplicado la demanda de mano de obra en toda la cadena de valor: desde perforación y extracción hasta servicios vinculados a la energía y la logística. Este dinamismo se complementa con políticas públicas que priorizan la contratación local y el desarrollo de capacidades en los trabajadores neuquinos.
“Cuando el crecimiento económico se traduce en empleo, todos ganamos. Nuestro objetivo es que cada proyecto que se desarrolla en Neuquén genere oportunidades concretas para quienes viven aquí”, señaló Lucas Castelli, ministro de Trabajo y Desarrollo Laboral.
Programas como Emplea Neuquén juegan un rol clave al conectar la demanda laboral de empresas con trabajadores capacitados, fomentando prácticas formativas en entornos reales y facilitando la inserción de jóvenes y profesionales en sectores estratégicos. La combinación de inversión pública, desarrollo energético y articulación con el sector privado se traduce en un círculo virtuoso que fortalece la economía local.
.
El impulso al empleo también se ve reflejado en la obra pública: la pavimentación de rutas, la construcción de escuelas y la mejora de servicios esenciales no solo genera puestos de trabajo directos, sino que incentiva la participación de empresas de todo el país en proyectos que benefician a la comunidad.
Mientras otras provincias enfrentan retrocesos en sectores clave como la industria y la construcción, Neuquén demuestra que la planificación estratégica, la inversión sostenida y la colaboración público-privada pueden convertir la adversidad nacional en una oportunidad para crecer y generar empleo.
El desarrollo de Vaca Muerta no solo generó más puestos de trabajo, sino que transformó la naturaleza de las oportunidades laborales en Neuquén. Sectores que antes tenían poca presencia en la provincia, como ingeniería avanzada, geología, perforación y logística industrial, ahora demandan profesionales calificados, técnicos especializados y operarios entrenados. Este cambio ha ampliado el espectro de empleos, ofreciendo alternativas estables y de alto valor agregado que antes eran escasas en la región.
El gobernador de Neuquén indicó que el encuentro fue para concretar medidas que impaceten en la industria. “Lo vamos a evaluar”, respondió el ministro de Economía.
Este miércoles hubo un encuentro clave entre Rolando Figueroa y Luis Caputo, en la antesala del debate de las reformas del gobierno de Javier Milei en el Congreso. Allí, el gobernador de Neuquén solicitó al ministro de Economía modificaciones en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
A través de sus redes sociales, el mandatario provincial comentó que la cumbre fue con el fin de concretar «medidas que impacten en la industria y en el desarrollo» neuquino.
En este sentido, indicó que solicitó al titular del Palacio de Hacienda incorporar las inversiones vinculadas al upstream no convencional de petróleo y gas natural al RIGI. La medida tendría el impacto de promover «más producción, empleo y crecimiento» en la provincia, sentenció Figueroa.
Por su parte, Caputo reveló -también por X- que el Gobierno va a «evaluar» la propuesta del mandatario neuquino.
Impulso a Vaca Muerta: San Antonio Internacional y Precision Drilling anunciaron una alianza estratégica
La empresa San Antonio Internacional junto a Precision Drilling Corporation anunciaron el acuerdo de su nueva alianza estratégica, que busca el desarrollo conjunto de oportunidades en el segmento de perforación no convencional en Argentina. Ambas empresas cuentan con una basta trayectoria en servicios petroleros en el país y a nivel mundial.
El acuerdo combina la capacidad operativa, logística y el profundo conocimiento local de San Antonio Internacional, con la tecnología de clase mundial, los rigs de alta performance y la experiencia internacional de Precision Drilling. Las firmas buscan crear una plataforma única para atender las crecientes demandas del desarrollo energético argentino, especialmente en Vaca Muerta.
Como primer paso operativo de esta alianza, San Antonio Internacional pondrá la tecnología de Precision Drilling a disposición de sus clientes en sus equipos actuales. Esta alianza resulta clave para impulsar la perforación no convencional en Argentina.
El CEO de Tecpetrol proyectó que Argentina podría alcanzar 800 mil barriles diarios de petróleo en 2025 y llegar al millón y medio hacia fin de la década. Repasó hitos de Fortín de Piedra, avances en Los Toldos II Este y la necesidad de fortalecer la competitividad ante un escenario internacional de precios más bajos.
El CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, aseguró que el shale de Neuquén atraviesa una etapa de expansión sostenida, con récords históricos en petróleo y gas, al tiempo que remarcó que “Vaca Muerta es posible porque hay industria nacional”. El ejecutivo estimó que en 2025 la producción de crudo en Argentina cerrará “cercana a los 800 mil barriles por día”, superando ampliamente los máximos de fines de los años 90. De cara al final de la década, la expectativa del sector es alcanzar 1,5 millones de barriles diarios.
Markous, durante su participación en el 24 Seminario ProPymes, también destacó la mejora en la seguridad energética del país. “El mercado argentino de gas está muy abastecido por la inauguración del gasoducto Perito Moreno. Los picos invernales han disminuido: antes se importaban 80 barcos por año y este año solo 25”, explicó. Según el CEO, este salto productivo permitió que en 2023 se equilibrara la balanza comercial energética, un objetivo histórico para la macroeconomía argentina.
El ejecutivo subrayó además la creciente inserción regional del gas argentino. “Estamos exportando nuevamente a Chile y empezando tímidamente a exportar a Brasil con la reversión del Gasoducto del Norte”, afirmó. Para Markous, el país cuenta hoy con “un gas muy competitivo para las industrias”, lo que abre nuevas oportunidades para ampliar mercados.
.
El caso de Fortín de Piedra fue central en su repaso. El desarrollo, iniciado en 2017, se consolidó como uno de los motores del shale gas neuquino. “En el pico invernal, Fortín de Piedra produce 25 millones de m³/día: es el 20% del gas de Neuquén y 15% del país. Uno de cada cinco hogares en invierno se alimenta de Fortín de Piedra”, destacó. Y enfatizó: “Esto lo pudimos hacer gracias a las pymes que trabajaron en este proyecto”.
Un nuevo hito: Los Toldos II Este
Markous detalló también el avance del proyecto Los Toldos II Este, orientado a petróleo. Hoy 600 pymes participan de la cadena de valor y se espera llegar a 1.000. El objetivo es alcanzar en 2027 una producción de 70 mil barriles por día, lo que elevará la producción total de Tecpetrol a 100 mil barriles diarios.
La inversión prevista incluye US$ 1.200 millones en plantas y gasoductos, y otros US$ 1.300 millones en transporte, perforación y estructura. Según el CEO, la compañía apoya este crecimiento con tecnología aplicada: “Tenemos el primer centro de innovación del país que monitorea Fortín de Piedra desde Buenos Aires. Gracias a esto, en Los Toldos II estamos perforando pozos de 3.500 metros horizontales en 14,2 días, con 10 fracturas por día”.
El directivo remarcó que el contexto internacional obliga a redoblar la eficiencia. “Pasamos de un petróleo promedio de US$ 80 en 2024 a US$ 62 en 2025. Vamos a tener que trabajar con productores y la industria para ser competitivos”, advirtió.
La empresa Pampa Exploración, subsidiaria de NGEx Minerals, inicia trabajos de prospección en busca de cobre y oro en territorio riojano. El proyecto forma parte de un corredor geológico de relevancia internacional y abre una nueva etapa para el desarrollo productivo de la provincia.
La provincia de La Rioja sumará un nuevo proyecto minero a partir del desembarco de Pampa Exploración, la subsidiaria local de la compañía canadiense NGEx Minerals, perteneciente al conglomerado Lundin. La firma comenzará tareas de prospección orientadas a identificar mineralizaciones de cobre y oro, en una zona considerada estratégica dentro del distrito geológico Vicuña, uno de los más importantes a nivel global.
Quintela junto a Federico Bazán; el intendente de General Lamadrid, Luis Orquera; la secretaria de Minería, Ivana Guardia; y, en representación de la empresa, Martín Rode, presidente de Pampa Exploración, y Alfredo Vitaller, director de Asuntos Corporativos. Quintela junto a Federico Bazán; el intendente de General Lamadrid, Luis Orquera; la secretaria de Minería, Ivana Guardia; y, en representación de la empresa, Martín Rode, presidente de Pampa Exploración, y Alfredo Vitaller, director de Asuntos Corporativos. La presentación oficial se realizó durante una reunión encabezada por el gobernador Ricardo Quintela, de la que participaron el ministro de Trabajo, Empleo, Industria y Minería, Federico Bazán; el intendente de General Lamadrid, Luis Orquera; la secretaria de Minería, Ivana Guardia; y, en representación de la empresa, Martín Rode, presidente de Pampa Exploración, y Alfredo Vitaller, director de Asuntos Corporativos.
Confianza en el clima productivo de La Rioja
Tras el encuentro, el ministro Bazán destacó la importancia de que un grupo de alcance internacional elija La Rioja para iniciar nuevas etapas de inversión. Señaló que NGEx Minerals forma parte del mismo conglomerado que impulsa proyectos de cobre de escala mundial como José María, Filo del Sol y Lunahuasi.
“Esta es una noticia muy importante para el desarrollo productivo y minero de la provincia. Que comiencen a explorar en La Rioja significa confianza en la provincia y una apuesta concreta al crecimiento”, afirmó.
Bazán explicó que la empresa encarará una primera campaña de perforaciones con expectativas de mediano y largo plazo. A su vez, destacó que la llegada de inversiones impacta especialmente en el interior provincial, donde la actividad minera dinamiza servicios, empleo y nuevas oportunidades económicas.
El funcionario subrayó que la instalación de Pampa Exploración “refuerza la seguridad jurídica local y el compromiso con estándares ambientales altos”, y que la presencia de empresas de este nivel envía un mensaje positivo al sector minero nacional e internacional.
Un distrito geológico con proyección internacional
Alfredo Vitaller, director de Asuntos Corporativos de NGEx Minerals, valoró el inicio de los trabajos en La Rioja y confirmó que la empresa ya comenzó tareas preliminares en la propiedad minera Solitario 17. Señaló que el objetivo es buscar la continuidad del distrito Vicuña —compartido con San Juan—, donde la compañía desarrolla actualmente el proyecto Lunahuasi.
“Queremos mantener informado al gobernador sobre nuestras acciones y avances, y volver a presentar resultados cuando estén disponibles”, expresó. Vitaller sostuvo que La Rioja posee un potencial geológico aún no explorado en profundidad y que la empresa trabajará para identificar áreas con presencia de cobre y oro.
El directivo remarcó que NGEx Minerals es una compañía generadora de proyectos, con antecedentes en descubrimientos relevantes como José María, Filo del Sol, Los Helados y Lunahuasi.
Oportunidades para el Valle del Bermejo
El intendente de General Lamadrid, Luis Orquera, destacó el impacto que este proyecto podría tener en su departamento y en toda la región del Valle del Bermejo. Señaló que, de confirmarse mineralizaciones significativas, la actividad “podría cambiar la realidad de los pobladores y abrir nuevas oportunidades de desarrollo”.
Un webinar organizado por Megsa volvió a colocar en primer plano un tema decisivo para el futuro del shale argentino: cómo se financian hoy los proyectos de Oil & Gas y quiénes están en condiciones reales de capturar las oportunidades que ofrece Vaca Muerta. El encuentro estuvo encabezado por Juan José Preciado, CEO de RICSA, quien trazó un diagnóstico crudo y estratégico sobre el flujo de capital que llega —y el que falta— para sostener el crecimiento de la cuenca.
Preciado abrió con una definición que marcó el tono del debate: “Vaca Muerta no es solo para los grandes. Es para los que sepan financiarse bien”. El mensaje no apuntó únicamente a las operadoras, sino a toda la cadena de valor: desde proveedores PyME hasta empresas de servicios que dependen del crédito para sostener operaciones en Neuquén y Río Negro.
El contexto productivo y macroeconómico —por primera vez en años— juega a favor. La Argentina exhibe producción récord de petróleo y gas, un superávit energético consolidado y costos operativos más previsibles gracias a la desaceleración inflacionaria. A esto se suma una agenda de infraestructura en plena ejecución, con nuevos oleoductos, ampliaciones de transporte y obras asociadas al despegue del GNL.
Sin embargo, el acceso al financiamiento continúa siendo el factor que define quién escala y quién queda rezagado. Según Preciado, el país vive “una ventana histórica” donde la disponibilidad de capital internacional y local podría transformarse en expansión sostenida… si la industria sabe cómo estructurarlo.
.
El webinar diferenció de manera categórica el financiamiento de grandes empresas respecto del universo PyME. Las big players del sector —YPF, PAE, Raízen, Pampa Energía— operan con instrumentos sofisticados como obligaciones negociables, emisiones de bonos corporativos, estructuras de project finance, fideicomisos financieros y esquemas off-balance que resguardan a la matriz corporativa.
Preciado destacó que el project finance volvió a ocupar un rol protagónico. Allí, el repago surge de los propios flujos del proyecto, los acreedores asumen riesgo limitado y los sponsors resguardan su balance. Casos como OTASA, Oldelval y el megaproyecto Vaca Muerta Sur operan bajo esta lógica, favorecidos por el RIGI, que otorga estabilidad fiscal y regulatoria a largo plazo.
El panorama es muy distinto para las PyMEs, que enfrentan restricciones de crédito que amenazan su participación en la expansión del shale. “Sin PyMEs no hay Vaca Muerta”, repitieron los expositores. Estas empresas, que representan el músculo operativo de la cuenca, necesitan herramientas de financiamiento ágiles y descontables.
En ese punto, el Mercado Argentino de Valores (MAV) aparece como una vía estratégica. Instrumentos como Cheques de Pago Diferido, Pagarés Bursátiles, ON PyME Garantizadas y Facturas de Crédito Electrónicas (FCE) actúan como oxígeno financiero para firmas que cobran a 60, 90 o 120 días de grandes operadoras.
.
La FCE merece un capítulo aparte. PAE, YPF, Pampa Energía y Raízen ya operan bajo este esquema, lo que permite a proveedores descontar facturas con tasas competitivas y garantías de SGRs. Para muchas empresas, esta herramienta marca la diferencia entre seguir operando o frenarse.
El RIGI —tema central del webinar— fue presentado como un punto de inflexión. Para Preciado, este régimen es “el marco que buscaban los fondos internacionales que empiezan a mirar otra vez a la Argentina energética”. Estabilidad fiscal, libre disponibilidad de exportaciones y reglas claras son atributos inusuales en la región, lo que reposiciona al país frente a capitales globales.
Otro eje relevante fue el rol de los organismos multilaterales. BID, CAF y bancos de desarrollo se perfilan como mitigadores de riesgo regulatorio y cambiario. No reemplazan al mercado, pero lo sostienen cuando los spreads se disparan o cuando las operadoras requieren fondeo mixto para infraestructura crítica.
El fundador y presidente de Venoil Energía, Gustavo Naves, presentó en un webinar organizado por Megsa su visión sobre cómo los campos convencionales en Argentina todavía pueden generar valor.
En un mercado dominado por el auge de Vaca Muerta y la producción no convencional, Gustavo Naves, fundador, director y presidente de Venoil Energía, lanzó un mensaje contundente: los campos maduros convencionales de Argentina todavía tienen potencial y no deben ser subestimados.
La presentación se realizó en un webinar organizado por Megsa, donde Naves compartió su visión estratégica sobre el futuro del petróleo y gas en el país. “Existe un prejuicio generalizado sobre los campos convencionales: se piensa que no pueden crecer, que la tecnología es solo para shale y que la única forma de aumentar la producción es perforando más pozos”, aseguró Naves.
Frente a esto, destacó que la innovación tecnológica, la gestión eficiente y los modelos de recuperación terciaria pueden cambiar radicalmente los resultados de estos yacimientos.
Durante su exposición, el empresario repasó la trayectoria de Venoil Energía, una compañía independiente especializada en la optimización de campos maduros en Mendoza y Santa Cruz. Con énfasis en sostenibilidad, descarbonización y digitalización, la empresa ha logrado aumentar la producción y reducir costos mediante la incorporación de inteligencia artificial y herramientas de gestión avanzadas.
.
“Nuestro ADN es un equipo interdisciplinario, reducción de costos operativos, excelencia operacional y empatía sindical. Eso nos permite resultados concretos incluso en campos que otros consideran agotados”, afirmó Naves.
Propuso una mayor colaboración entre empresas, sindicatos y gobiernos, apoyada por incentivos fiscales y regulaciones favorables, para crear un ambiente de inversión sólido y sostenible.
Además, puso en valor la vinculación con universidades y centros de investigación, como fuente clave de innovación y formación de profesionales especializados.
Naves expuso ejemplos concretos de cómo la tecnología aplicada al convencional puede optimizar la producción: sistemas de monitoreo digital, análisis predictivo de pozos y recuperación secundaria avanzada. Según el ejecutivo, la combinación de estas herramientas con estrategias de gestión eficientes permite no solo sostener la producción sino mejorarla, mientras se reducen los costos operativos y se respetan los estándares ambientales más exigentes.
Un mercado en expansión: más de 3.000 pozos demandarán sistemas de levantamiento artificial. El acuerdo introduce en el mercado argentino nuevas soluciones avanzadas de Artificial LiftEl acuerdo introduce en el mercado argentino nuevas soluciones avanzadas de Artificial Lift (Pecom).
PECOM, la compañía argentina con más de siete décadas de trayectoria en la industria energética, anunció la firma de una alianza estratégica con Flowco Holdings Inc. (NYSE: FLOC), una de las empresas líderes a nivel global en soluciones de optimización de producción, levantamiento artificial y mitigación de emisiones de metano para petróleo y gas.
El acuerdo introduce en el mercado argentino nuevas soluciones avanzadas de Artificial Lift, con especial foco en el desarrollo de los recursos no convencionales de Vaca Muerta.
La incorporación de la tecnología de Flowco representa un salto cualitativo para PECOM, que busca fortalecer su oferta de servicios integrados, innovadores y sustentables a lo largo de toda la cadena energética.
Entre las herramientas más destacadas se encuentra el High Pressure Gas Lift, el sistema de compresión de gas aplicado a levantamiento artificial más utilizado en Estados Unidos, especialmente en pozos horizontales de shale.
Este sistema permite inyectar gas a alta presión para optimizar el rendimiento del Gas Lift, una técnica que se vuelve crucial para maximizar la productividad de los pozos no convencionales. Su adopción en Argentina posiciona a PECOM como una de las pocas compañías capaces de ofrecer soluciones de alto rendimiento para operaciones de shale, consolidando su rol estratégico en el desarrollo de Vaca Muerta.
El CEO de PECOM, Horacio Bustillo, celebró el acuerdo:”Nos enorgullece haber concretado esta alianza con una compañía líder como Flowco. Es un paso clave para agregar valor con productos y servicios que aceleren el desarrollo de la producción no convencional en Vaca Muerta.”
.
El potencial argentino en recursos no convencionales es uno de los más prometedores del mundo. Según estimaciones sectoriales, en la próxima década se proyecta la incorporación de más de 3.000 pozos que requerirán sistemas de levantamiento artificial, un segmento donde la eficiencia operativa es determinante para asegurar competitividad y reducir costos.
“El Gas Lift ha demostrado ser un método confiable y flexible para maximizar la producción en pozos horizontales de shale”, explicó Walter Paris, Director Ejecutivo de Servicios y Soluciones Integradas de PECOM. “Los operadores necesitan tecnologías que mejoren la productividad con menores costos, y esta alianza responde directamente a esa demanda”.
La combinación de la experiencia internacional de Flowco en diseño y operación de sistemas de levantamiento artificial con la sólida presencia local de PECOM crea una propuesta única en el mercado. La empresa argentina aporta infraestructura, equipos operativos y relaciones de largo plazo con los principales operadores del país, potenciando la adopción de tecnologías avanzadas en todas las cuencas productivas.
El especialista advirtió que el país debe consolidar su estrategia exportadora en un contexto global favorable.
El economista y exsecretario de Energía, Daniel Montamat, aseguró en diálogo con Canal E que el sector energético argentino atraviesa una fase estratégica para consolidar su perfil exportador.
En este sentido, sostuvo que “el sector energético es uno de los sectores puntales en una transformación productiva”, subrayando el cambio de paradigma respecto de años anteriores, cuando el objetivo principal era el autoabastecimiento interno.
Expansión petrolera y oportunidad exportadora
Montamat explicó que el país consolida una estrategia exportadora sustentada principalmente en el desarrollo acelerado de Vaca Muerta. En esa línea afirmó que “la Argentina está exportando más de 300.000 barriles diarios de petróleo” y que la producción nacional ya alcanzó picos históricos.
Según detalló, en octubre se registraron “850.000 barriles diarios de producción”, cifra que atribuyó al avance de obras de infraestructura orientadas a evacuar mayores volúmenes hacia mercados externos.
El analista remarcó que el contexto internacional abre condiciones favorables para profundizar esta expansión. Por eso insistió en que “tenemos que aprovechar la oportunidad, la ventana de oportunidad que nos da el mundo para consolidar esta estrategia exportadora”. A su criterio, la clave es sostener reglas estables y generar condiciones competitivas que permitan a las empresas planificar inversiones de largo plazo.
RIGI, inversiones y competitividad interna
Consultado sobre el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), Montamat descartó prejuicios y consideró que “en un país normal, debería ser un régimen general para todas las empresas”. Sin embargo, aclaró que el sector hidrocarburífero necesita marcos específicos debido a que se trata de inversiones de miles de millones de dólares que requieren previsibilidad prolongada.
Destacó que el régimen “ha sido beneficioso para desencadenar grandes procesos de inversión”, sobre todo en infraestructura orientada a la exportación, y que también contribuye a mejorar la ecuación fiscal. No obstante, advirtió que la variable determinante para que los proyectos prosperen es la estabilidad macroeconómica: “lo más importante es la estabilidad macroeconómica y que siga bajando el riesgo”, aseguró.
Montamat también señaló que Argentina necesita ajustar costos internos para competir mejor, dado que los precios internacionales no dependen del país: “somos tomadores de precios del mercado internacional”, afirmó, y sostuvo que la microeconomía local aún enfrenta desafíos en eficiencia, especialmente en servicios asociados al sector.
Un informe privado anticipa dos posibles escenarios para la producción de crudo y gas no convencional el próximo año, con ingresos de divisas que podrían superar los USD 12 mil millones y consolidar a Neuquén como principal generador de dólares del sector energético.
Las proyecciones para Vaca Muerta vuelven a poner a la formación patagónica en el centro del mapa energético argentino. Según un estudio reciente de la consultora Economía & Energía, la producción no convencional podría alcanzar un nivel histórico en 2026 y sostener un superávit energético que rondaría los USD 9.000 millones, impulsado por un fuerte salto exportador.
El reporte plantea dos caminos posibles. En el escenario más optimista, la producción total promedio superaría los 937.000 barriles diarios, con un aporte shale cercano a los 642.000 barriles por día y un tercio de ese volumen destinado a mercados externos.
Ese nivel permitiría generar casi USD 8.900 millones solo por ventas de petróleo, apoyado en la expansión del sector y en precios internacionales estables.
Una alternativa más prudente prevé un promedio de 868.000 barriles diarios, con una participación menor del shale y exportaciones cercanas a los 321.000 barriles diarios. Incluso en ese caso, los ingresos superarían los USD 7.300 millones, aunque el declino de las cuencas maduras, especialmente en el Golfo San Jorge, tendría mayor incidencia.
El trabajo sostiene una referencia de USD 62 por barril para el crudo de la región y un flujo estable en la exportación de gas, que sumaría otros USD 649 millones. Del lado de las importaciones, los valores prácticamente no variarían y se ubicarían en torno a los USD 3.343 millones.
¿Puede Argentina ser potencia mundial en minerales críticos si el oro y la plata caen 37,7% en un solo mes? Los datos de octubre 2025 del INDEC brindan una respuesta contundente.
El Índice de Producción Industrial Minero (IPI Minero) de octubre de 2025, publicado por el INDEC, registró un aumento interanual del 3,7% y un acumulado enero-octubre del +3,3%. La serie desestacionalizada avanzó 0,6% mensual, mientras la tendencia-ciclo se mantuvo prácticamente estable (-0,0%).
Sin embargo, detrás del número positivo se observan dos realidades completamente distintas: el auge sostenido de la producción no convencional de hidrocarburos y de minerales críticos (especialmente litio) versus el derrumbe histórico de la minería metalífera tradicional.
Vaca Muerta vuelve a ser el motor
El bloque “Extracción de petróleo crudo y gas natural y servicios de apoyo” creció 5,6% interanual y acumula +3,4% en 2025. El detalle muestra que el impulso proviene exclusivamente del shale oil:
Petróleo crudo total: +15,6% interanual (índice 169,3; base 2016=100)
Gas natural: -6,9% interanual
Servicios de apoyo (fractura, perforación, etc.): -8,3% interanual
Aunque el informe no desglosa aún convencional vs. no convencional en el cuadro principal, los datos históricos y la tendencia de los últimos 48 meses confirman que el crecimiento del petróleo proviene casi exclusivamente de Vaca Muerta. La producción de petróleo no convencional superó nunca los niveles actuales desde la irrupción del shale en 2018-2019.
Litio: el gran ganador del año
Dentro del segmento “Minerales no metalíferos y rocas de aplicación”, la subclase “Extracción de minerales para la fabricación de productos químicos” (que incluye fundamentalmente carbonato y cloruro de litio) explotó con un salto del +41,8% interanual en octubre y un acumulado del +42,0% en los primeros diez meses de 2025.
Con un índice de 391 puntos (casi cuatro veces el nivel de 2016), el litio se convirtió en el rubro de mayor incidencia positiva del IPI minero entero. En octubre aportó +3,7 puntos porcentuales al crecimiento total del 3,7%, compensando casi por completo las caídas de otros sectores.
En octubre de 2025, los minerales críticos mostraron el desempeño más explosivo del sector minero argentino. La extracción de minerales destinados a la fabricación de productos químicos —categoría que agrupa principalmente el carbonato de litio y el cloruro de litio— registró un aumento interanual del 41,8 % y un acumulado enero-octubre del 42,0 %, según datos oficiales del INDEC.
Le siguió la producción de sal (muy vinculada a los nuevos proyectos de extracción directa de litio —DLE—), que creció un 20,9 % respecto de octubre de 2024 y acumula un +10,5 % en el año.
Por su parte, la extracción de rocas ornamentales (granitos, mármoles y travertinos) avanzó un 19,0 % interanual, consolidando la recuperación de este nicho tras varios años de estancamiento.
De esta forma, los tres rubros asociados a la transición energética y a la construcción sostenible concentraron prácticamente toda la incidencia positiva del bloque de minerales no metalíferos y rocas de aplicación, que en su conjunto creció 4,5 % interanual.
Oro y plata: colapso histórico
En el extremo opuesto, la extracción de minerales metalíferos registró una caída del 20,8% interanual, la peor desde la pandemia. El rubro “Bullón dorado/doré” se desplomó -37,7% y “Plata y oro y sus concentrados” cayó -12,6%. Algunas minas de alta ley en Santa Cruz y San Juan redujeron drásticamente su producción por agotamiento de reservas y costos operativas.
Con gran protesta en las calles, el Senado de Mendoza aprobó la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto San Jorge, abriéndole las puertas a la minería.
Celebran Javier Milei y Alfredo Cornejo: Mendoza le abre las puertas a la minería de cobre, con la aprobación de la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto San Jorge. En la calle se registra una fuerte protesta de vecinos y ambientalistas que se oponen a la minería, argumentando que pone en riesgo el agua, entre otras cuestiones.
“El caudal del arroyo El Tigre es de 318 litros por segundo. El consumo previsto del proyecto minero es de 141 litros por segundo”, aseguran.
Con 29 votos a favor y 6 en contra, el senado provincial aprobó esta tarde la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto San Jorge. En este momento, los manifestantes cortan accesos a la ciudad de Mendoza.
El proyecto contempla una inversión de US$560 millones, 17 años de vida útil y exportaciones por US$600 millones anuales.
“Mendoza dio un paso histórico. Hoy ganó la coherencia, ganó la lógica y ganó la decisión de prepararnos para el mundo que viene”, celebró el gobernador Alfredo Cornejo.
.
Con la aprobación de la Declaración de Impacto Ambiental de PSJ Cobre Mendocino abrimos la puerta a la producción de cobre, un mineral fundamental para avanzar hacia la transición energética. Esto significa empezar a dejar atrás los combustibles fósiles que contaminan y proteger el ambiente, aseguró.
Sumado a la aprobación del Malargue Distrito Minero Occidental II para seguir explorando nuestro suelo, junto con la Ley de Regalías Mineras y el Fondo de Compensación Ambiental, continuamos con un proceso ordenado y con reglas claras para encarar este nuevo camino de desarrollo.
Hoy, justo a dos años de mi segundo mandato, iniciamos ese camino con responsabilidad, controles estrictos y cumplimiento pleno de la Ley 7722. Podemos avanzar hacia energías más limpias, a modernizar redes eléctricas, electrificar el transporte, entre otras cosas, prosiguió Alfredo Cornejo. Según el gobernador de Mendoza, “es fruto de trabajo, diálogo y estudios.
Tuvimos la audiencia pública más grande de nuestra historia, incorporamos informes de universidades y organismos especializados y analizamos cada aspecto del proyecto con equipos multidisciplinarios. Siempre en el camino correcto, como debe trabajar una provincia responsable.
Luego, fustigó al kirchnerismo por no acompañar el proyecto: “durante años dijeron públicamente que apoyaban la minería, pero cuando llegó el momento de sostenerlo con el voto eligieron retirarse. Prefirieron volver a las consignas vacías y conveniencias políticas”.
En octubre y noviembre, la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro se reunió con las empresas concesionarias para revisar el cumplimiento de los acuerdos, analizar la producción de petróleo y gas y acordar el nivel de inversiones previsto para 2026.
La Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro realizó durante los últimos meses una serie de reuniones con las operadoras que tienen concesiones en la provincia, en el marco de las comisiones de enlace técnico previstas en los contratos.
Estos encuentros, de los que también participan la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y el Departamento Provincial de Aguas, permiten evaluar la actividad realizada, el cumplimiento de compromisos y las proyecciones de trabajo para el año siguiente.
La Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, destacó que “las comisiones de enlace son una herramienta central para garantizar que los compromisos asumidos por las operadoras se cumplan, con información transparente y un diálogo permanente”, subrayando el valor técnico-institucional de estos espacios de seguimiento.
Las reuniones se desarrollaron con Phoenix Global Resources, Capex, Petróleos Sudamericanos, JCR, Medanito y Madalena Energy, mientras que con las restantes operadoras la actualización de información se realizó por nota, fijándose agendas presenciales para los primeros meses de 2026.
Actividad desarrollada en 2025
Durante este año se perforaron 11 pozos nuevos: siete con objetivo convencional y cuatro con objetivo no convencional. A su vez, se ejecutaron 30 intervenciones (workover) destinadas a mantener o recuperar la producción de pozos existentes o extender su vida útil.
Moya resaltó que “el balance con cada empresa confirma que Río Negro cuenta con un horizonte de inversiones sostenidas para 2026. La continuidad en perforaciones y en intervenciones planificadas nos permite proyectar con previsibilidad y seguir fortaleciendo el desarrollo energético de la Provincia”, haciendo hincapié en la importancia de sostener un flujo estable de actividad.
Para 2026, y en función de los compromisos asumidos, se espera mantener niveles similares: 7 pozos nuevos convencionales, 2 no convencionales y 37 workovers.
Comportamiento de la producción
El nivel de actividad registrado presentó un incremento interanual del 2%, superando en todos los meses las cifras de 2024. En noviembre de 2025 se registraron 3.735 m³/d (23.491 barriles diarios), valores equivalentes a los alcanzados en 2021.
En contraste, la producción de gas natural mantiene una tendencia declinante. En noviembre se registraron 2.479 miles de m³/d, con una variación interanual del –32%.
La cuenca neuquina genera más de 150.000 empleos directos e indirectos y sigue creciendo. En este marco, un taller gratuito y presencial muestra cómo entrar al sector que mueve la economía argentina.
El Centro de Capacitación y Entrenamiento de Operadores de Vaca Muerta (CENOVA) lanzó el Taller introductorio: Industria del gas y petróleo en la cuenca neuquina, una propuesta gratuita, presencial y con certificado digital que permite a cualquier interesado entender los procesos reales del sector hidrocarburífero y descubrir las oportunidades laborales concretas que ofrece la formación no convencional.
El taller está dirigido por el ingeniero Alex Daniel Horacio Valdez, profesional con más de 35 años de experiencia en la industria energética nacional e internacional. Las clases se dictan los primeros tres jueves de diciembre de 2025 en la sede de CENOVA Neuquén, durante cuatro semanas consecutivas. Quienes se perdieron la primera fecha aún pueden incorporarse y recuperar el contenido para obtener el certificado oficial.
¿Cuáles son los contenidos?
El programa entrega un panorama completo y práctico del sector con foco exclusivo en la cuenca neuquina, la segunda reserva mundial de shale gas y cuarta de shale oil. Los participantes conocen cada etapa operativa, desde la exploración hasta el abandono de pozos, los equipos principales que se utilizan en yacimientos no convencionales y los actores clave que dominan el ecosistema productivo regional.
Se introducen conceptos fundamentales de seguridad industrial y cultura preventiva, elemento crítico en un sector donde el estándar internacional es cero tolerancia a incidentes. Además, el taller orienta sobre las salidas laborales iniciales más demandadas, las competencias técnicas y transversales que exigen las operadoras y los caminos formativos disponibles dentro del propio CENOVA para escalar rápidamente hacia puestos de mayor responsabilidad.
Metodología práctica y materiales permanentes
Lejos de clases teóricas tradicionales, el curso combina exposiciones interactivas, recursos audiovisuales de alta calidad, dinámicas de simulación reales, análisis de casos de yacimientos neuquinos y la participación directa de referentes activos del sector.
Los temas centrales abarcan la relación entre la industria y el territorio, el ciclo completo de vida de un pozo no convencional, los roles específicos y la cultura de trabajo que caracteriza a las empresas líderes, los protocolos de seguridad y calidad más exigentes, y las trayectorias profesionales con mayor proyección a mediano plazo.
Todo el material de apoyo permanece disponible de forma permanente en el Campus Virtual CENOVA, permitiendo repasar conceptos y profundizar después de finalizado el taller.
¿Por qué este taller puede cambiar el futuro laboral? La industria del petróleo y gas en la cuenca neuquina no solo lidera la producción argentina (más del 60% del petróleo y 55% del gas del país), sino que mantiene una demanda sostenida de personal calificado.
Se concentra en sectores estratégicos como transporte y energía. Cuáles son las condiciones y en qué estado están cada una de las licitaciones. La empresa estatal con un candidato de Francia que podría dar la sorpresa.
En la cuenta regresiva hacia fin de año, el Gobierno acelera su plan de privatizaciones en varios frentes. Por ahora, la mira está puesta principalmente en energía y transporte: Corredores Viales, que abarca 9.000 kilómetros de rutas; la empresa de energía, Enarsa; Intercargo, despertó el interés de un grupo francés; y la Vía Navegable Troncal, más conocida como Hidrovía, son algunas de las empresas que ya están en etapa de adjudicación o esperan definiciones en el corto plazo.
De cara a los primeros meses de 2026, el Gobierno también espera avanzar con la privatización de las tres líneas del Belgrano Cargas; y AySA, la empresa que provee agua potable y cloacas al Amba. También están en la mira Nucleoeléctrica -que controla las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse- y Yacimientos Carboníferos Río Turbio, aunque sin avances concretos por ahora.
Por ahora, las únicas privatizaciones que se han logrado concretar son las cuatro represas hidroeléctricas del Comahue; el tramo Oriental (rutas nacionales 12 y 14) y el Conexión (puente Rosario-Victoria) de la Red Federal de Concesiones; y la metalúrgica Impsa, cuyo traspaso a Industrial Acquisitions Fund se oficializó en febrero.
Más allá de los avances dispares, el Gobierno seguirá impulsando su plan de privatizaciones –que son, también, una herramienta para sumar reservas– bajo la premisa de que todo lo que pueda hacer el sector privado será más eficiente que si lo hace el Estado. Uno por uno, en qué estado están los proyectos que tiene en agenda el Gobierno:
Enarsa
En julio el Gobierno comenzó la privatización de Enarsa, una de las empresas de la lista de la Ley Bases. El proceso es en etapas e involucra la venta de todas las unidades de negocio de la compañía.
Esto implica participaciones del Estado en parques eólicos, centrales hidroeléctricas y termoeléctricas -incluyendo la General José San Martín, la más grande del país-. Enarsa también coordina la construcción de las centrales hidroeléctricas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic, actualmente paradas.
Por ahora solo se ha avanzado en la concesión de las cuatro hidroeléctricas del Comahue: Alicurá (operada por la estadounidense AES), El Chocón-Arroyito (Enel), Cerros Colorados-Planicie Banderita (Tango Energy, de Vista y Trafigura) y Piedra del Águila (Central Puerto), que en conjunto generan 15% de la energía eléctrica del país.
Se hicieron nueve propuestas: AES (cuya presentación generó polémica ya que venía de ganar un juicio al Estado nacional en el CIADI por US$732 millones); Enel; Central Puerto; Central Costanera; Hidroeléctrica Futaleufú; Pampa Energía; Edison Inversiones; BML Inversora y la guatemalteca IPS Renewal (fue descartada en una segunda instancia por no cumplir con las condiciones del pliego).
El 28 de noviembre se hizo la apertura de las ofertas económicas que sumaron casi US$685 millones entre las cuatro hidroeléctricas. Mientras que las internacionales, AES y Enel se quedaron afuera de las concesiones, Central Puerto (Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany) logró retener Piedra del Águila ya que presentó la oferta económica más alta (US$245 millones).
.
Alicurá pasará a manos de Edison Inversiones – el grupo de los hermanos Neuss, cercanos a Santiago Caputo, Rubén Cherñajovsky, Luis Galli y los socios de Inverlat Guillermo Stanley, Federico Salvai, Carlos Giovanelli y Damián Pozzoli – por US$162 millones. El Chocón-Arroyito será explotada por BML Inversora –controlada por MSU Green Energy, de Manuel Santos Uribelarrea – que ofertó US$ 235.671.294.
Según fuentes oficiales, BML y Edison irán a desempate la próxima semana por la represa Cerros Colorados, ya que aunque BML Inversora hizo la mejor oferta (US$ 41.671.294), la diferencia con Edison Inversiones (US$38.000.000 ) es menor que el 10% y la empresa todavía tiene chances de mejorarla.
Fuentes oficiales le dijeron a Clarín que las adjudicaciones se oficializarán la próxima semana y que esperan que a fines de diciembre se firmen los contratos y se concreten los pagos.
El pliego establece una concesión por 30 años y un pago mensual en dólares por la energía vendida a Cammesa. Durante los dos primeros años, el 95% de la energía tendrá precio regulado y el 5% podrá venderse libremente en el mercado; después, el esquema se va modificando hasta liberar los precios en el último tercio de la concesión.
.
Otro punto del pliego son los beneficios para Neuquén y Río Negro. El nuevo esquema amplía la base sobre la que las provincias cobran 12% de regalías y las reconoce como propietarias del recurso hídrico, por lo que las concesionarias deberán pagar un canon del 2%.
El proceso de privatización de Enarsa también implica la venta de las acciones de Transener. La transportista distribuye 86% de la electricidad que se consume en el país y tiene más de 15.000 km de líneas de alta tensión que conectan a las centrales eléctricas con las redes de distribución.
Enarsa posee 50% de Citelec, la controlante de Transener (con 51% de las acciones Clase A y 1,65% de Clase B). El otro 50% de Citelec corresponde a Pampa Energía.
El proceso se inició en julio y estableció un plazo de ocho meses para concretarlo, pero desde el Gobierno le dijeron a Clarín que esperan lanzar la privatización “en breve”, es decir, antes de que termine 2025. Según trascendió, el Estado podría obtener alrededor de US$ 210 millones por la empresa.
Corredores viales
Corredores Viales – la concesionaria de rutas, autopistas y autovías nacionales que concentra 80% de ese tránsito – ya está en proceso de privatización. El Gobierno inició la licitación en agosto, bajo la modalidad de concesión de obra pública por peaje. El decreto fija un año para completar la privatización y la empresa seguirá intervenida hasta que finalice el proceso.
Bajo el nuevo esquema – la Red Federal de Concesiones (RFC), que abarca un total de 9.145 kilómetros distribuidos en trece tramos –, el Gobierno espera ahorrar alrededor de US$6.100 millones.
La primera etapa cerró en noviembre con la adjudicación por 20 años de la Ruta del Mercosur, cuya concesión había caído en abril. El ex Corredor Vial 18 mide casi 742 kilómetros y tiene dos tramos: el Tramo Oriental (que incluyen las rutas nacionales 12 y 14) y el Tramo Conexión (que incluye el puente Rosario-Victoria).
El Tramo Oriental fue adjudicado a Autovía Construcciones y Servicios S.A., del Grupo Cartellone, que tiene a cinco personas – incluyendo a José, Gerardo y María Rosa Cartellone – imputados por delitos de cohecho en el marco de la causa Cuadernos.
.
El consorcio Obring, al que se le adjudicó el Tramo Conexión, está compuesto por Obring, Rovial, Edeca, Pietroboni y Pitón. Daniel Pitón (de José Eleuterio Pitón S.A.) también figura como imputado en la causa por un cohecho activo.
Ambas empresas hicieron las ofertas más bajas en sus tramos: Autovía Construcciones y Servicios S.A. propuso un peaje de $3.563,45, mientras que Obring presentó una tarifa de $3.385,80. Sin embargo, el nuevo cuadro tarifario -prevé subas de hasta 80%- comenzará a aplicarse cuando terminen las obras para lograr la denominada transitabilidad óptima. Según pudo saber Clarín, los nuevos operadores podrían comenzar a operar los tramos a fin de año o principios de 2026.
Además, las empresas cuentan con un crédito del Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE), que depende del Ministerio de Economía, de hasta $56.000 millones o 70% del total de la inversión.
A fines de noviembre, Economía dio a conocer los pliegos para los tramos Sur – Atlántico – Acceso Sur (que abarcan 1.325 km e incluyen las rutas nacionales 3, 205, 206 y las autopistas Riccheri, Newbery y Ezeiza-Cañuelas); y Pampa (547 km sobre la RN 5 Luján-Santa Rosa). La apertura de sobres está prevista para el próximo 6 de febrero.
.
El pliego propone 16 nuevas instancias de peaje y el caso más notorio es el de la Ruta 3 en el tramo Cañuelas-Bahía Blanca, que pasará de una estación de peaje a seis. Prevé un cuadro tarifario con aumentos que van de 58% en la Autopista Riccheri a 225% en la Ruta 5, en Olivera.
Los otros tramos (Centro, Mesopotámico, Centro-Norte, Noroeste, Litoral, Noreste, Chaco-Santa Fe, Cuyo, Mediterráneo, Portuario Sur, Portuario Norte y Puntano) quedarían para los primeros meses de 2026, según dijo el ministro de Economía, Luis Caputo, en el encuentro anual del Consejo Interamericano de Comercio y Producción (CICyP).
Hidrovía
La Hidrovía Paraná-Paraguay es una de las privatizaciones más importantes en la agenda del Gobierno. Por la Vía Navegable Troncal (VNT) pasa la mayor parte de las exportaciones del país: 90% de la exportación de productos agroindustriales, 90% del transporte de contenedores y la mayor parte del comercio automotor, según cifras oficiales.
El ministro Caputo había dicho en un almuerzo empresario que “antes de fin de mes estarán los pliegos de la Hidrovía, abriendo ofertas en febrero-marzo y adjudicando para mediados de año”. En la misma línea el titular de la Agencia Nacional de Puertos y Navegación (ANPyN), Iñaki Arreseygor, había dicho en Radio Mitre que esperaba “tener un contrato firmado en mayo”.
El dragado y balizamiento de la VNT es una operación compleja ya que la vía mide 1.477 km desde la zona de Aguas Naturales Profundas (Río de la Plata exterior) hasta la confluencia de los ríos Paraná y Paraguay y no todos los tramos tienen la misma profundidad. Según el titular de ANPyN, solo hay “cuatro o cinco empresas en el mundo” que pueden hacer ese trabajo.
El pliego original establecía un programa de obras por peaje, por un período de 30 años. Cálculos oficiales estimaban que la empresa que resultara adjudicada podría ganar alrededor de US$410 millones al año en concepto de peajes. A cambio, debe encargarse de las obras para mantener la vía.
El objetivo de los exportadores, especialmente las cerealeras, es dragar la VNT desde los actuales 34 pies de profundidad para llegar a 40 pies en los próximos cuatro o cinco años, y facilitar la navegación de barcos de mayor calado, como los de clase Panamax, con más capacidad de carga.
.
Las agroexportadoras estarían dispuestas a pagar un peaje más caro si las obras compensan un mayor calado – dependiendo de que el impacto ambiental y el costo económico lo permitan – para que los barcos puedan ir más cargados, comentaron a Clarín fuentes al tanto del proceso.
Debido a la profundidad actual de la Hidrovía, los exportadores tienen dos opciones: o salen con una menor carga de la que podrían transportar y luego van completando en otros puertos, en ruta hacia destinos como Asia; o directamente cargan barcos más pequeños de los que necesitarían usar. En cualquiera de los casos, se encarece el costo relativo del flete.
El gobierno de Milei decidió avanzar con la privatización de la VNT – que es operada por el Estado desde que terminó la concesión de Hidrovía S.A. en 202 1 –, pero la primera licitación fue declarada sin efecto en febrero pasado, luego de que solo se presentara una de las 11 empresas inscriptas para participar – se habían mostrado interesadas Boskalis, Van Oord (ambas de los Países Bajos), Jan de Nul y también Rohde Nielsen (Dinamarca), entre otras.
Paradójicamente, esa única empresa fue la belga DEME, que en la cuenta regresiva a la apertura de sobres había denunciado que la licitación estaba “ilegítimamente direccionada” en favor de la actual empresa encargada de dragar la Vía Navegable Troncal, Jan de Nul, también belga.
Tras el escándalo, el Gobierno reanudó el proceso de privatización con una serie de mesas participativas que incluyeron a gobernadores, agroexportadores, cámaras de navegación, universidades y hasta Naciones Unidas para hacer las correcciones al pliego de licitación presentado el año pasado. Por ahora se destrabó un paso clave: el acuerdo de Zárate, donde entidades y actores del sector llegaron a una propuesta unificada en torno a las secciones y tarifas – que incluyen nuevos topes – de la futura concesión de la hidrovía.
Intercargo
Esta empresa da servicios de rampa a la mayor parte de las aerolíneas internacionales que aterrizan en el país y también presta servicios de rampa en el interior (que antes eran obligatorios y ahora no) a las líneas aéreas que compiten contra Aerolíneas en el mercado de cabotaje.
Esta empresa estatal es otra de las que el Gobierno piensa vender antes de que termine el año, según pudo saber Clarín. El Ministerio de Economía inició su privatización en julio y se prevé la venta del 100% del paquete accionario.
El grupo francés Alyzia, que opera el aeropuerto Charles de Gaulle en París, manifestó interés en participar. En noviembre, su CEO, Serge Sellan, participó de un viaje a Buenos Aires junto con otros directivos franceses organizado por Christian Dargnat, presidente del Consejo Empresario Milei-Macron.
En abril, también se había reunido con el embajador argentino en Francia, Ian Sielecki, por oportunidades de inversión.
Belgrano Cargas
El Gobierno también está trabajando en la privatización del Belgrano Cargas y Logística, una empresa que ha definido como “obscenamente deficitaria” y con “una planta sobredimensionada” de más de 4.000 empleados.
La empresa, que está en la órbita del Estado desde 2013, posee más de 7.600 kilómetros de vías distribuidas en 16 provincias y transporta carga minera, cereales y madera entre otros productos.
El ministro Caputo dijo en el Cicyp que la licitación se lanzaría en los primeros meses de 2026. Por otra parte, fuentes con conocimiento del tema le dijeron a Clarín que, en principio, saldrían dos de las tres líneas que opera el Belgrano Cargas: la línea Belgrano y la San Martín. La Línea Urquiza quedaría para después porque tiene problemas de infraestructura más serios.
La privatización se hará bajo un modelo de desintegración vertical donde, para cada una de las líneas, se licitarán las vías e inmuebles aledaños, por un lado; y los talleres, por el otro, serán concesionados por un plazo de 50 años. Por otra parte, el material rodante (es decir, los vagones y locomotoras) será vendido, aunque una parte podrá estar incluido dentro de la concesión; el resto se rematará para financiar un fondo fiduciario para obras vinculadas a las líneas.
Además, se plantea un modelo de acceso abierto (open access) para que cualquier operador pueda transportar su carga en cualquier punto de la red más allá de quién sea el titular de la concesión, previo pago de un cánon. El objetivo es abrir el sistema ferroviario para ampliar la oferta y disminuir los costos logísticos.
.
Uno de los principales interesados en la línea Belgrano es un pool de agroexportadoras integradas por Aceitera General Deheza (AGD), ACA, Bunge, Cargill, COFCO y Louis Dreyfus, que buscan reducir el costo de los fletes desde los centros de producción hasta el puerto de Rosario.
Según pudo saber Clarín, el grupo podría presentarse en la compulsa con al menos dos sociedades para mantener alguna separación entre las unidades de negocio, a pedido del Estado.
Un tema clave y por el que esperan definiciones es qué va a pasar con la Circunvalación Santa Fe, una obra para evitar que el tren atraviese la capital santafesina y reducir el tiempo hasta el puerto Timbúes, al norte de Rosario.
Las empresas esperan definiciones sobre si la obra, que comenzó en 2021 y está a medio terminar, será completada por el Estado o tendrán que hacerse cargo los eventuales adjudicatarios, lo que cambia los márgenes de inversión y probablemente de la oferta económica.
Por el lado de la minería, la británica-australiana Rio Tinto podría estar interesada en los tramos cordilleranos de la línea Belgrano, una alternativa para sacar a los puertos el litio que va a extraer de Salta y Catamarca. Sin embargo, también habría interés por parte del sector minero en la línea San Martín –que va de San Juan a Buenos Aires– para trasladar las exportaciones de cobre.
Otro interesado en las líneas es el Grupo Mexicano Transporte (GMXT), que se ha reunido varias veces con autoridades del Ministerio de Economía y promete una inversión de US$3.000 millones. El gigante ferroviario –con experiencia operando en México, Estados Unidos y Canadá– tiene la capacidad de mejorar la infraestructura de los ferrocarriles de cargas “entre 15 a 20 meses”, un plazo en el que se empezarían a ver los primeros resultados, con “eficiencias operativas importantes”, afirmó recientemente su CEO, Bernardo Ayala.
AySA
Agua y Saneamientos Argentinos (AySA) es otra de las empresas de las que el Gobierno espera desprenderse en el primer trimestre de 2026, según pudo saber Clarín.
El Gobierno ya ha dado una serie de pasos para hacer la empresa –que presta servicio de agua potable y cloacas en la Ciudad y 26 partidos bonaerenses– más atractiva de cara al sector privado: a comienzos de año encaró una progresiva reducción de los subsidios de 1% mensual, en el marco de un programa más general para mantener el superávit fiscal.
Además, en noviembre, aprobó el nuevo marco regulatorio, que contempla la concesión y habilita a cortar el servicio por mora: 60 días para usuarios residenciales y 15 para no residenciales, luego del segundo vencimiento. El marco también crea un Plan Director de Mejora, que incluirá obras de infraestructura.
La privatización prevé la venta del 90% del paquete accionario estatal y la permanencia del 10% en manos de los empleados bajo el programa de propiedad participada. Al menos el 51% se ofrecerá en licitación pública y el resto mediante una oferta pública inicial regulada por la CNV.
Nucleoeléctrica Argentina
A principios de noviembre, el Gobierno inició la licitación parcial de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), que controla las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse, responsables del 7% de la energía eléctrica del país.
El plan es hacer una privatización parcial de NASA –hoy propiedad de la Secretaría de Energía (79%), la Comisión Nacional de Energía Atómica (20%) y Enarsa (1%)–, para financiar inversiones: el 51% del paquete accionario seguirá en manos del Estado; mientras que el 44% podrá ser vendida al sector privado, mientras que el 5% restante se destinará a trabajadores.
También se exige el voto afirmativo del Estado para decisiones estratégicas como ampliaciones, nuevas centrales, retiros de servicio o cambios en el control accionario.
La resolución fija un plazo de 12 meses para concretar la venta, aunque fuentes oficiales señalaron que no hay avances. Por otra parte, la diputada Gabriela Estévez presentó un amparo para frenar la privatización y declarar la nulidad del decreto 695/2025, alegando que se emitió después de cumplido el plazo de las facultades delegadas por la Ley Bases.
Yacimientos Carboníferos Río Turbio
En un paso hacia su privatización, el Gobierno habilitó la transformación de Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT) en sociedad anónima. Carboeléctrica Río Turbio S.A. (95% Secretaría de Energía y 5% Secretaría de Minería) tendrá a cargo la explotación del complejo minero, el traslado a Punta Loyola y la central termoeléctrica.
Según el interventor Pablo Gordillo Arraigada, se analiza un esquema donde el Estado retenga el 51% de las acciones, un 39% pueda abrirse al sector privado y el 10% quede en manos de los trabajadores.
La empresa enfrenta baja productividad y altos costos que desalientan inversiones. En el primer semestre de 2025 generó ingresos por $40 millones frente a gastos operativos de $52.000 millones, que se explican principalmente por el pago de sueldos a sus cerca de 2.000 empleados y unas 1.400 jubilaciones para llegar al 82% móvil.
El uso del gas y el petróleo se sigue extendiendo por décadas en el mundo y abre una oportunidad para posicionar a Vaca Muerta como un exportador clave.
Las principales operadoras y autoridades energéticas que impulsan el desarrollo de Vaca Muerta siguen de cerca la publicación de las poyecciones como la que acaba de piublicar BP con su Energy Outlook 2025, un informe que ajusta significativamente las perspectivas de la demanda global de gas natural y petróleo para las próximas décadas.
El documento proyecta una transición energética más lenta de lo inicialmente previsto, lo que tiene un impacto directo en la planificación a largo plazo de los yacimientos no convencionales en la Argentina.
En la reciente cumbre climática de la COP30 que se celebró en Belém (estado de Pará, Brasil), el texto negociado muestra una formulación más amplia y menos prescriptiva enmateria de combustibles fósiles. En el comunicado final no se incluye la eliminación de los mismos de la matriz energética mundial, así como omite menciones al metano y a ladescarbonización del upstream.
Desde una perspectiva estratégica el marco es sensiblemente menos restrictivo que el previsto en la COP28, permitiendo seguir posicionando al gas natural como el “combustible de la transición”.
El famoso peak oil se extiende
El escenario tendencial de BP para el petróleo anticipa una demanda estable durante esta década, con un pico estimado hacia 2030, y un descenso gradual a partir de 2035. Este panorama representa una revisión al alza respecto al pronóstico del año anterior, sugiriendo una demanda estructuralmente más persistente.
En una revisión al alza, el Outlook 2025 proyecta un consumo de petróleo para 2050 en torno a 83 millones de barriles por día (Mbbl/d), superior a los 76,8 Mbbl/d estimados en 2024. Esto implica una demanda de 6,2 Mbbl/d adicionales en ese horizonte.
La compañía renovó y amplió su red de iniciativas sociales junto al Gobierno provincial, con foco en seguridad vial, educación, desarrollo local y prevención de violencias. Aguada San Roque vuelve a ser un punto estratégico de intervención comunitaria.
En un contexto provincial marcado por el crecimiento acelerado de Vaca Muerta y la presión social que esto implica sobre las comunidades cercanas, TotalEnergies y el Gobierno del Neuquén volvieron a mostrarse alineados en materia de desarrollo social.
La compañía anunció la ampliación de sus programas comunitarios y ratificó su compromiso con Aguada San Roque, una localidad atravesada por desafíos estructurales que exigen intervenciones sostenidas y articuladas.
El anuncio formal se realizó durante un encuentro encabezado por el gobernador Rolando Figueroa y el director general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni, quienes confirmaron la continuidad del programa “Aguada San Roque Activa 2025”.
La firma del Convenio Marco también contó con la participación de la presidenta de la Comisión de Fomento, Andrea Jaquelina Campo, junto a funcionarios provinciales y referentes de la empresa.
Aunque el acto tuvo protocolo, el trasfondo fue más profundo: la decisión de apostar por un segundo año consecutivo en la localidad responde tanto a la buena recepción comunitaria como a la necesidad de reforzar la contención social en una zona atravesada por transformaciones económicas y migratorias aceleradas.
Una agenda social ampliada
La primera edición del programa, realizada en 2024, dejó una base sobre la cual avanzar. Aquel año, los talleres se concentraron en la prevención de la violencia familiar y la construcción de vínculos comunitarios más sólidos. Ahora, la nueva etapa incorpora 17 talleres con una agenda más amplia y estratégica: Prevención de violencias; inclusión digital; sostenibilidad ambiental; educación financiera; y desarrollo local
El enfoque apunta a que cada espacio comunitario se convierta en un punto de encuentro y aprendizaje, fortaleciendo la autonomía de las familias y promoviendo valores como el respeto, la empatía y la equidad de género.
La implementación vuelve a estar a cargo de la Asociación Civil MOIRU, que ya trabajó en el territorio durante el primer año del programa. El gobierno provincial brinda acompañamiento institucional, mientras que la Comisión de Fomento aporta la logística y la llegada territorial necesarias para garantizar que las actividades se sostengan con continuidad, un aspecto muchas veces esquivo en programas sociales vinculados a la industria energética.
Uno de los programas más consolidados es VIA, que desde 2021 trabaja junto a la Asociación Civil Minu y el Ministerio de Educación provincial en talleres de sensibilización sobre seguridad vial y movilidad sustentable. La iniciativa apunta a un segmento clave: estudiantes secundarios de la capital, Añelo y la Región de los Lagos, territorios donde el aumento del tránsito pesado generó nuevos riesgos y dinámicas de convivencia vial.
.
En la misma línea, la empresa lanzó un programa con la Red de Innovación Local (RIL) para que los municipios de Añelo, Vista Alegre, Centenario y San Patricio del Chañar elaboren diagnósticos y políticas públicas para el corredor vial de Vaca Muerta, una zona donde la seguridad vial se volvió un tema crítico.
A esto se suma la participación de TotalEnergies en la financiación de la pavimentación de 51 kilómetros del bypass de Añelo, obra largamente demandada y fundamental para descongestionar una ruta saturada por vehículos de la industria.
La petrolera también continuará con el programa Energía Joven, un ciclo de charlas didácticas en escuelas secundarias sobre matrices energéticas, sustentabilidad y transición energética, desarrollado en alianza con el Ministerio de Educación provincial. La iniciativa busca acercar a los estudiantes al mundo energético con contenidos pedagógicos que acompañen los desafíos de la nueva economía provincial.
Asimismo, la compañía participa desde hace dos años del programa provincial de Becas Gregorio Álvarez, que promueve la permanencia y el egreso educativo de jóvenes neuquinos de entre 4 y 35 años. Este acompañamiento es clave en territorios donde las oportunidades laborales de corto plazo pueden competir con la continuidad educativa.
Investigadores de la Universidad Nacional de La Plata desarrollan un inoculante biológico basado en microorganismos autóctonos de Neuquén para degradar hidrocarburos en suelos afectados por la actividad petrolera.
La UNLP, a través del Centro de Investigación y Desarrollo en Fermentaciones Industriales (CINDEFI), avanza en el diseño de un bioinsumo destinado a enfrentar uno de los problemas ambientales más persistentes de la actividad petrolera: la contaminación del suelo por hidrocarburos.
El proyecto, según contó la agencia Investiga, de la Universidad Nacional de La Plata, apunta especialmente a las condiciones de Vaca Muerta, donde los pasivos ambientales se multiplican y los métodos tradicionales de tratamiento resultan costosos y poco sustentables.
El equipo trabaja con bacterias aisladas de suelos salinos de la provincia de Neuquén, elegidas por su capacidad natural para degradar compuestos derivados del petróleo y por su resistencia a condiciones extremas, como alta salinidad o presencia de metales pesados.
La idea es transformarlas en un inoculante biológico que pueda aplicarse de manera eficaz sobre suelos afectados por derrames o residuos de la industria.
Un vertedero con residuos industriales tóxicos pone en riesgo el ecosistema al norte de la Patagonia. La población de Añelo, campos agrícolas y el Río Neuquén podrían estar expuestos a contaminación por ilegalidades de la empresa recolectora Treater S.A., proveedor de YPF. A la fecha de hoy las petroleras continúan haciendo uso de sus servicios a sabiendas de las irregularidades.
Por qué una estrategia biológica
Frente a métodos fisicoquímicos como la remoción o incineración de suelos —técnicas que suelen degradar la calidad del terreno y elevar los costos—, el enfoque del CINDEFI se basa en el “bioaumento”: la incorporación de microorganismos capaces de acelerar de forma natural la degradación de contaminantes.
El proceso reduce el impacto ambiental y permite recuperar suelos que, de otro modo, quedarían inutilizados.
Otro de los puntos clave del proyecto es que apunta a generar un producto compatible con la normativa neuquina, que restringe el uso de microorganismos no nativos.
En paralelo, los investigadores planean producir la biomasa a partir de residuos agroindustriales regionales, disminuyendo costos y promoviendo un esquema de economía circular.
Un estudio global de líderes empresariales posiciona a Argentina en el mapa de fusiones y adquisiciones de alto valor, destacando el rol del nuevo marco de grandes proyectos para desatar el potencial energético y de materiales críticos.
América Latina se ha consolidado como el epicentro de la actividad de fusiones y adquisiciones (M&A) a nivel mundial. Un reciente polling entre altos ejecutivos de finanzas y estrategia reveló que una contundente mayoría (62%) considera que el panorama de oportunidades en la región está en su punto histórico más alto, con planes concretos para aumentar la actividad de capital durante el próximo año.
Este interés global se centra en mercados que ofrecen no solo crecimiento inmediato, sino también resiliencia estratégica.
La Nueva Geografía de Capital
Dentro de este fenómeno regional, Argentina emerge como un destino de alto interés. El país se destaca en los rankings de la región, atrayendo la mirada inversora gracias a la combinación de valoraciones competitivas de activos, un pool de talento especializado y, fundamentalmente, una reorientación política que busca normalizar la macroeconomía y fomentar la desregulación sectorial.
El rally de capital se enfoca directamente en dos pilares estratégicos para la demanda global:
Hidrocarburos (Vaca Muerta): La necesidad de asegurar el abastecimiento de gas y petróleo para la matriz energética global mantiene la cuenca neuquina como un activo de primer nivel.
Materiales Críticos (Litio): La minería de litio se subraya como esencial para la transición hacia fuentes más limpias y la revolución tecnológica, garantizando una alta demanda internacional.
El Anclaje de la Estabilidad Jurídica
Especialistas consultados coinciden en que la confianza inversora a largo plazo está directamente ligada a la solidez del andamiaje legal. La reciente implementación de un Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) se presenta como el instrumento clave que brinda la estabilidad jurídica y la protección que los proyectos de miles de millones de dólares requieren.
Como prueba de esta atracción, el esquema ha catalizado la presentación de al menos 20 proyectos de inversión, que en conjunto representan un capital estimado de U$S 34.400 millones. Estos compromisos se distribuyen principalmente entre los sectores de energía, minería e infraestructura asociada.
Si bien la región no está exenta de riesgos —siendo la incertidumbre fiscal y regulatoria un factor de cautela entre los ejecutivos—, la tendencia es clara: los inversores están activamente rediseñando sus estructuras de transacción, utilizando mecanismos complejos para mitigar el riesgo político-económico y asegurar su participación en estos mercados estratégicos.
Un estudio global de líderes empresariales posiciona a Argentina en el mapa de fusiones y adquisiciones de alto valor, destacando el rol del nuevo marco de grandes proyectos para desatar el potencial energético y de materiales críticos.
América Latina se ha consolidado como el epicentro de la actividad de fusiones y adquisiciones (M&A) a nivel mundial. Un reciente polling entre altos ejecutivos de finanzas y estrategia reveló que una contundente mayoría (62%) considera que el panorama de oportunidades en la región está en su punto histórico más alto, con planes concretos para aumentar la actividad de capital durante el próximo año.
Este interés global se centra en mercados que ofrecen no solo crecimiento inmediato, sino también resiliencia estratégica.
La Nueva Geografía de Capital
Dentro de este fenómeno regional, Argentina emerge como un destino de alto interés. El país se destaca en los rankings de la región, atrayendo la mirada inversora gracias a la combinación de valoraciones competitivas de activos, un pool de talento especializado y, fundamentalmente, una reorientación política que busca normalizar la macroeconomía y fomentar la desregulación sectorial.
El rally de capital se enfoca directamente en dos pilares estratégicos para la demanda global:
Hidrocarburos (Vaca Muerta): La necesidad de asegurar el abastecimiento de gas y petróleo para la matriz energética global mantiene la cuenca neuquina como un activo de primer nivel.
Materiales Críticos (Litio): La minería de litio se subraya como esencial para la transición hacia fuentes más limpias y la revolución tecnológica, garantizando una alta demanda internacional.
El Anclaje de la Estabilidad Jurídica
Especialistas consultados coinciden en que la confianza inversora a largo plazo está directamente ligada a la solidez del andamiaje legal. La reciente implementación de un Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) se presenta como el instrumento clave que brinda la estabilidad jurídica y la protección que los proyectos de miles de millones de dólares requieren.
Como prueba de esta atracción, el esquema ha catalizado la presentación de al menos 20 proyectos de inversión, que en conjunto representan un capital estimado de U$S 34.400 millones. Estos compromisos se distribuyen principalmente entre los sectores de energía, minería e infraestructura asociada.
Si bien la región no está exenta de riesgos —siendo la incertidumbre fiscal y regulatoria un factor de cautela entre los ejecutivos—, la tendencia es clara: los inversores están activamente rediseñando sus estructuras de transacción, utilizando mecanismos complejos para mitigar el riesgo político-económico y asegurar su participación en estos mercados estratégicos.
La reactivación del Oleoducto Trasandino (Otasa) es clave para el suministro energético regional y la salida del shale oil hacia el Pacífico.
Una de las principales empresas de energía de Chile ha asegurado el suministro de petróleo no convencional de la formación argentina de Vaca Muerta mediante la firma de una serie de contratos de largo plazo con destacadas productoras.
Estos acuerdos, que incluyen a las mayores operadoras del sector, tienen una vigencia extendida hasta el año 2033 y están valorados en una cifra proyectada cercana a los US$12.000 millones.
Un Hito Comercial y Logístico
Este compromiso representa la operación comercial más importante en la historia de la compañía energética chilena. La provisión de crudo, que se realizará a través del Oleoducto Trasandino (Otasa), garantizará aproximadamente el 35% de la demanda anual de petróleo del país vecino, fortaleciendo significativamente su seguridad energética.
Adicionalmente, la capacidad logística que habilita Otasa es estratégica, ya que permite la exportación del petróleo de Vaca Muerta a terceros mercados del Océano Pacífico. Esto posiciona a la Terminal Marítima de San Vicente, en Talcahuano, como un nuevo hub vital para el comercio de shale oil en la región.
La Revitalización del Oleoducto Trasandino
El oleoducto, una cañería de 16 pulgadas y 425 kilómetros que cruza la Cordillera de los Andes, fue originalmente inaugurado en 1994. Tras permanecer inhabilitado por más de 16 años, reanudó sus operaciones en 2023 luego de un intenso proceso de rehabilitación. Su capacidad técnica de transporte alcanza los 110.000 barriles diarios.
La materialización de estos contratos es el resultado de más de dos años de negociaciones y pruebas operacionales, cuyos beneficios estratégicos son múltiples:
Estabilidad de Suministro: Se minimiza la dependencia del transporte marítimo, que es sensible a factores externos como el clima y la congestión portuaria.
Reducción de Costos y Tiempos: La transferencia por ducto optimiza los tiempos de traslado y disminuye los costos logísticos y financieros asociados.
Ventajas Ambientales: El crudo provisto presenta un menor contenido de azufre, ofreciendo beneficios ambientales en su refinación.
El acuerdo, según el gerente general de la empresa, contribuye a mejorar su competitividad y asegura la producción de combustibles esenciales para las industrias y el transporte, alineándose con la visión estratégica de la compañía a largo plazo. La flexibilidad logística se mantiene con las capacidades de importación marítima como respaldo ante cualquier eventualidad.
La reactivación del Oleoducto Trasandino (Otasa) es clave para el suministro energético regional y la salida del shale oil hacia el Pacífico.
Una de las principales empresas de energía de Chile ha asegurado el suministro de petróleo no convencional de la formación argentina de Vaca Muerta mediante la firma de una serie de contratos de largo plazo con destacadas productoras.
Estos acuerdos, que incluyen a las mayores operadoras del sector, tienen una vigencia extendida hasta el año 2033 y están valorados en una cifra proyectada cercana a los US$12.000 millones.
Un Hito Comercial y Logístico
Este compromiso representa la operación comercial más importante en la historia de la compañía energética chilena. La provisión de crudo, que se realizará a través del Oleoducto Trasandino (Otasa), garantizará aproximadamente el 35% de la demanda anual de petróleo del país vecino, fortaleciendo significativamente su seguridad energética.
Adicionalmente, la capacidad logística que habilita Otasa es estratégica, ya que permite la exportación del petróleo de Vaca Muerta a terceros mercados del Océano Pacífico. Esto posiciona a la Terminal Marítima de San Vicente, en Talcahuano, como un nuevo hub vital para el comercio de shale oil en la región.
La Revitalización del Oleoducto Trasandino
El oleoducto, una cañería de 16 pulgadas y 425 kilómetros que cruza la Cordillera de los Andes, fue originalmente inaugurado en 1994. Tras permanecer inhabilitado por más de 16 años, reanudó sus operaciones en 2023 luego de un intenso proceso de rehabilitación. Su capacidad técnica de transporte alcanza los 110.000 barriles diarios.
La materialización de estos contratos es el resultado de más de dos años de negociaciones y pruebas operacionales, cuyos beneficios estratégicos son múltiples:
Estabilidad de Suministro: Se minimiza la dependencia del transporte marítimo, que es sensible a factores externos como el clima y la congestión portuaria.
Reducción de Costos y Tiempos: La transferencia por ducto optimiza los tiempos de traslado y disminuye los costos logísticos y financieros asociados.
Ventajas Ambientales: El crudo provisto presenta un menor contenido de azufre, ofreciendo beneficios ambientales en su refinación.
El acuerdo, según el gerente general de la empresa, contribuye a mejorar su competitividad y asegura la producción de combustibles esenciales para las industrias y el transporte, alineándose con la visión estratégica de la compañía a largo plazo. La flexibilidad logística se mantiene con las capacidades de importación marítima como respaldo ante cualquier eventualidad.
El Gobierno nacional impulsa una reforma de la Ley de Glaciares para permitir la inclusión de grandes emprendimientos mineros de cobre en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), generando un profundo análisis sobre el equilibrio entre desarrollo económico y protección ambiental.
La Argentina se encuentra ante un momento crucial para su sector minero. El gobierno nacional ha puesto en agenda la modificación de la Ley 26.639, conocida como Ley de Glaciares, con el objetivo de facilitar la entrada de proyectos estratégicos de cobre al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Esta iniciativa, que se debatirá en sesiones extraordinarias del Congreso, busca aprovechar una ventana temporal de beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios considerados únicos en las últimas tres décadas.
Argentina, ¿la última gran reserva de cobre del mundo? – Dinamicarg
Desde su sanción en 2010, la Ley de Glaciares ha sido objeto de constantes cuestionamientos por parte de provincias y empresas. La principal crítica se centra en la amplitud de la definición de “ambiente periglaciar”, que, según argumentan, ha paralizado proyectos en zonas sin afectación real de reservas hídricas cruciales.
La urgencia para revisar estos criterios se potencia ante el calendario del RIGI, diseñado para atraer capitales de gran envergadura en sectores como la energía, minería e infraestructura.
Proyectos determinantes y el potencial del cobre
La mayor expectativa recae en los vastos yacimientos cupríferos ubicados en provincias como San Juan, Catamarca y Salta. Proyectos de la magnitud de Vicuña, El Pachón, Los Azules, MARA–Agua Rica y Taca Taca representan una inversión potencial superior a los USD 21.000 millones.
Estos emprendimientos son considerados fundamentales para posicionar a la Argentina como un actor relevante en el mercado global del cobre, un mineral indispensable para la transición energética y la electromovilidad. Las proyecciones oficiales estiman que el país podría alcanzar USD 25.000 millones en exportaciones mineras hacia el año 2033, con el cobre como motor principal.
Por qué Argentina no exportó ni un gramo de cobre en 2024
Para el sector privado, la ecuación es clara: la materialización de estas inversiones está directamente condicionada a la flexibilización de la Ley de Glaciares. La incertidumbre jurídica actual y la ambigüedad en la delimitación de las áreas protegidas representan un impedimento significativo para los desembolsos de capital necesarios.
El Gobierno nacional impulsa una reforma de la Ley de Glaciares para permitir la inclusión de grandes emprendimientos mineros de cobre en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), generando un profundo análisis sobre el equilibrio entre desarrollo económico y protección ambiental.
La Argentina se encuentra ante un momento crucial para su sector minero. El gobierno nacional ha puesto en agenda la modificación de la Ley 26.639, conocida como Ley de Glaciares, con el objetivo de facilitar la entrada de proyectos estratégicos de cobre al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Esta iniciativa, que se debatirá en sesiones extraordinarias del Congreso, busca aprovechar una ventana temporal de beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios considerados únicos en las últimas tres décadas.
Argentina, ¿la última gran reserva de cobre del mundo? – Dinamicarg
Desde su sanción en 2010, la Ley de Glaciares ha sido objeto de constantes cuestionamientos por parte de provincias y empresas. La principal crítica se centra en la amplitud de la definición de “ambiente periglaciar”, que, según argumentan, ha paralizado proyectos en zonas sin afectación real de reservas hídricas cruciales.
La urgencia para revisar estos criterios se potencia ante el calendario del RIGI, diseñado para atraer capitales de gran envergadura en sectores como la energía, minería e infraestructura.
Proyectos determinantes y el potencial del cobre
La mayor expectativa recae en los vastos yacimientos cupríferos ubicados en provincias como San Juan, Catamarca y Salta. Proyectos de la magnitud de Vicuña, El Pachón, Los Azules, MARA–Agua Rica y Taca Taca representan una inversión potencial superior a los USD 21.000 millones.
Estos emprendimientos son considerados fundamentales para posicionar a la Argentina como un actor relevante en el mercado global del cobre, un mineral indispensable para la transición energética y la electromovilidad. Las proyecciones oficiales estiman que el país podría alcanzar USD 25.000 millones en exportaciones mineras hacia el año 2033, con el cobre como motor principal.
Por qué Argentina no exportó ni un gramo de cobre en 2024
Para el sector privado, la ecuación es clara: la materialización de estas inversiones está directamente condicionada a la flexibilización de la Ley de Glaciares. La incertidumbre jurídica actual y la ambigüedad en la delimitación de las áreas protegidas representan un impedimento significativo para los desembolsos de capital necesarios.
La cuenca neuquina avanza hacia un nuevo ciclo de desarrollo, marcado por proyectos de exportación, infraestructura estratégica y marcos regulatorios estables. Expertos y ejecutivos advierten que la sostenibilidad del crecimiento dependerá del financiamiento, la tecnología y la coordinación logística.
Vaca Muerta atraviesa un período de expansión que exige inversiones masivas en transporte, capacidad de evacuación de producción y reglas de juego claras y predecibles. El Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) se perfila como un instrumento central para estimular proyectos de gran escala, mientras que obras clave, como el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), permitirán transportar crudo desde el corazón de la cuenca neuquina hasta un nuevo puerto de exportación en Río Negro.
En el sector gasífero, Southern Energy (SESA), consorcio conformado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, lidera el desarrollo de proyectos de exportación de gas natural licuado (GNL).
El primer buque de licuefacción, Hilli Episeyo, operará en 2027, seguido del MK II en 2028, con un contrato de ocho años firmado con la empresa alemana SEFE. Paralelamente, Camuzzi anunció su propio proyecto de exportación de GNL, “LNG del Plata”, que implicará una inversión de USD 3.900 millones y reforzará el abastecimiento interno y las exportaciones.
Desafíos técnicos y estratégicos
Miguel Galuccio, CEO de Vista Energy, destacó que la cuenca aún opera por debajo de su potencial. “Hoy contamos con 40 equipos de perforación frente a los 450 de Estados Unidos. Tenemos un recurso competitivo, pero necesitamos cambiar el juego: ser más disruptivos en la tecnología y la cadena de suministro”, sostuvo. Además, advirtió sobre la necesidad de que las compañías internacionales se sientan cómodas con las reglas de superficie, que incluyen impuestos, regalías y marcos regulatorios.
Desde Techint, Javier Martínez Álvarez remarcó que el contexto global prioriza la energía accesible y segura, devolviendo centralidad al petróleo y al gas como pilares estratégicos. Señaló que Argentina tiene la oportunidad de generar valor agregado industrial, siguiendo ejemplos internacionales de desarrollo estratégico.
Infraestructura crítica y transporte de crudo
El VMOS, con 437 kilómetros de extensión y un diámetro de 30 pulgadas, se completó con récords de productividad y permitirá exportar crudo sin cuellos de botella. Oscar Sardi, CEO de TGS, destacó que el Gasoducto Perito Moreno se ampliará para transportar más gas, generando beneficios fiscales y para la balanza comercial. Ricardo Hosel, CEO de Oldelval, subrayó la necesidad de un operador único para optimizar el transporte de petróleo.
Financiamiento y estabilidad macroeconómica
El desarrollo futuro de Vaca Muerta dependerá del acceso al capital y la previsibilidad regulatoria. Sergio Mengoni (TotalEnergies) y Ricardo Ferreiro (Tecpetrol) coincidieron en que los proyectos requieren inversiones masivas y estabilidad para atraer compañías extranjeras. Fausto Caretta (PAE) precisó que el proyecto de GNL demandará más de USD 25.000 millones, incluyendo gasoductos y buques de licuefacción.
Integración internacional y consolidación del sector
YPF avanza con la integración de socios internacionales como ENI y ADNOC, consolidando bloques estratégicos y proyectos de licuefacción de gas. Harbour Energy y Camuzzi suman nuevas iniciativas de GNL, ampliando la presencia argentina en mercados globales, especialmente Europa y América del Sur.
La cuenca neuquina avanza hacia un nuevo ciclo de desarrollo, marcado por proyectos de exportación, infraestructura estratégica y marcos regulatorios estables. Expertos y ejecutivos advierten que la sostenibilidad del crecimiento dependerá del financiamiento, la tecnología y la coordinación logística.
Vaca Muerta atraviesa un período de expansión que exige inversiones masivas en transporte, capacidad de evacuación de producción y reglas de juego claras y predecibles. El Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) se perfila como un instrumento central para estimular proyectos de gran escala, mientras que obras clave, como el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), permitirán transportar crudo desde el corazón de la cuenca neuquina hasta un nuevo puerto de exportación en Río Negro.
En el sector gasífero, Southern Energy (SESA), consorcio conformado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, lidera el desarrollo de proyectos de exportación de gas natural licuado (GNL).
El primer buque de licuefacción, Hilli Episeyo, operará en 2027, seguido del MK II en 2028, con un contrato de ocho años firmado con la empresa alemana SEFE. Paralelamente, Camuzzi anunció su propio proyecto de exportación de GNL, “LNG del Plata”, que implicará una inversión de USD 3.900 millones y reforzará el abastecimiento interno y las exportaciones.
Desafíos técnicos y estratégicos
Miguel Galuccio, CEO de Vista Energy, destacó que la cuenca aún opera por debajo de su potencial. “Hoy contamos con 40 equipos de perforación frente a los 450 de Estados Unidos. Tenemos un recurso competitivo, pero necesitamos cambiar el juego: ser más disruptivos en la tecnología y la cadena de suministro”, sostuvo. Además, advirtió sobre la necesidad de que las compañías internacionales se sientan cómodas con las reglas de superficie, que incluyen impuestos, regalías y marcos regulatorios.
Desde Techint, Javier Martínez Álvarez remarcó que el contexto global prioriza la energía accesible y segura, devolviendo centralidad al petróleo y al gas como pilares estratégicos. Señaló que Argentina tiene la oportunidad de generar valor agregado industrial, siguiendo ejemplos internacionales de desarrollo estratégico.
Infraestructura crítica y transporte de crudo
El VMOS, con 437 kilómetros de extensión y un diámetro de 30 pulgadas, se completó con récords de productividad y permitirá exportar crudo sin cuellos de botella. Oscar Sardi, CEO de TGS, destacó que el Gasoducto Perito Moreno se ampliará para transportar más gas, generando beneficios fiscales y para la balanza comercial. Ricardo Hosel, CEO de Oldelval, subrayó la necesidad de un operador único para optimizar el transporte de petróleo.
Financiamiento y estabilidad macroeconómica
El desarrollo futuro de Vaca Muerta dependerá del acceso al capital y la previsibilidad regulatoria. Sergio Mengoni (TotalEnergies) y Ricardo Ferreiro (Tecpetrol) coincidieron en que los proyectos requieren inversiones masivas y estabilidad para atraer compañías extranjeras. Fausto Caretta (PAE) precisó que el proyecto de GNL demandará más de USD 25.000 millones, incluyendo gasoductos y buques de licuefacción.
Integración internacional y consolidación del sector
YPF avanza con la integración de socios internacionales como ENI y ADNOC, consolidando bloques estratégicos y proyectos de licuefacción de gas. Harbour Energy y Camuzzi suman nuevas iniciativas de GNL, ampliando la presencia argentina en mercados globales, especialmente Europa y América del Sur.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse. Su decisión se vio influenciada por varias razones.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse.
“Shell ha decidido no avanzar con la fase inicial del proyecto de GNL de Argentina. Inicialmente, Shell solo participó en la fase pre-FEED. Seguimos considerando a Argentina como un mercado de crecimiento potencialmente atractivo para la exportación de GNL. Por lo tanto, Shell continúa explorando opciones de expansión con YPF para el GNL de Argentina”, aseguró la firma a través de un breve comunicado.
La decisión de Shell se vio influenciada por varias razones y, si bien en el último año YPF logró también sumar a la italiana ENI y pugna por conseguir el desembarco de ADNOC, la petrolera estatal de Abu Dhabi, lo cierto es que el retiro de la compañía angloholandesa no es una buena noticia para el proyecto de exportación de Gas Natural Licuado.
Tercero en discordia
Fuentes del mercado reconocieron que el ingreso de ENI descolocó a Shell. El proyecto inicial era solo con YPF y de pronto la firma angloholandesa se encontró con un tercer socio con el que no tiene una relación muy fluida en el escenario internacional. Son compañías con una cultura institucional diferente que no terminan de congeniar. Por lo tanto, ese desembarco introdujo ruido en la relación con YPF.
En diciembre de 2024, YPF y Shell habían firmado el acuerdo de desarrollo del proyecto consistente en la instalación de un buque licuefactor con una capacidad de 6 MTPA. A su vez, en junio de este año, YPF y ENI firmaron un nuevo acuerdo, en el que se definieron los pasos requeridos para alcanzar la decisión final de inversión de la última fase del proyecto “Argentina LNG”, que prevé la incorporación de 2 buques con una capacidad conjunta de 12 MTPA.
Además, se informó que YPF, Shell y ENI integrarían estas fases para optimizar costos y acelerar plazos. De este modo, ambas fases iban a avanzar de manera conjunta compartiendo infraestructura clave
YPF, por su parte, parece sentirse más cómoda con ENI que con Shell. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, entabló una relación fluida con su par italiano Claudio Descalzi, que nunca llegó a tener con las autoridades globales de Shell. Además, el paraguas político que brinda la buena relación entre el presidente Javier Milei y la presidenta de Italia Giorgia Meloni también colaboró para estrechar ese vínculo.
Presiones privadas y públicas
Al mismo tiempo que reforzó su alianza con ENI, en su afán de acelerar los plazos del proyecto —que de concretarse llevará el desarrollo de Vaca Muerta a otro nivel global— la compañía controlada por el Estado Nacional empezó a presionar a Shell para que se comprometiera más con la iniciativa, primero de forma privada y luego públicamente.
“Estamos trabajando para cerrar el acuerdo, pero si no es Shell será otra compañía, la vida es así«, aseguró Marín en el último Forbes Energy Summit para referirse a la marcha de la denominada Fase III del proyecto Argentina LNG.
«La velocidad que le estamos imponiendo con ENI y ADNOC no es una forma normal de hacer las cosas. Ya tenemos los barcos, negociaciones encaminadas, vamos muy rápido», agregó para diferenciar del ritmo de las charlas con Shell.
Esa presión pública incomodó a Shell, la cual, al verse forzada a tener que definir en plazos que no eran los que tenía previstos, decidió finalmente dar un paso al costado.
El desafío de la integración
En medio de esa negociación hubo otro dato que molestó a la compañía angloholandesa. EconoJournal publicó el mes pasado que YPF negocia el desembarco de la italiana ENI en tres áreas de Vaca Muerta en la ventana de gas húmedo donde la petrolera está asociada con Pluspetrol: Aguada Villanueva, Las Tacanas y Meseta Buena Esperanza. Cuando se enteró de esta negociación, Shell dejó trascender en privado que le interesaba sumarse, pero su pedido no tuvo una buena recepción por parte de YPF.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse. Su decisión se vio influenciada por varias razones.
Luego de que Petronas se retirara en diciembre del año pasado del proyecto de exportación de GNL que lidera YPF, Shell apareció inmediatamente como su reemplazante neutralizando la incertidumbre que había generado la salida de la compañía de Malasia. Sin embargo, un año después es la propia Shell la que decidió bajarse.
“Shell ha decidido no avanzar con la fase inicial del proyecto de GNL de Argentina. Inicialmente, Shell solo participó en la fase pre-FEED. Seguimos considerando a Argentina como un mercado de crecimiento potencialmente atractivo para la exportación de GNL. Por lo tanto, Shell continúa explorando opciones de expansión con YPF para el GNL de Argentina”, aseguró la firma a través de un breve comunicado.
La decisión de Shell se vio influenciada por varias razones y, si bien en el último año YPF logró también sumar a la italiana ENI y pugna por conseguir el desembarco de ADNOC, la petrolera estatal de Abu Dhabi, lo cierto es que el retiro de la compañía angloholandesa no es una buena noticia para el proyecto de exportación de Gas Natural Licuado.
Tercero en discordia
Fuentes del mercado reconocieron que el ingreso de ENI descolocó a Shell. El proyecto inicial era solo con YPF y de pronto la firma angloholandesa se encontró con un tercer socio con el que no tiene una relación muy fluida en el escenario internacional. Son compañías con una cultura institucional diferente que no terminan de congeniar. Por lo tanto, ese desembarco introdujo ruido en la relación con YPF.
En diciembre de 2024, YPF y Shell habían firmado el acuerdo de desarrollo del proyecto consistente en la instalación de un buque licuefactor con una capacidad de 6 MTPA. A su vez, en junio de este año, YPF y ENI firmaron un nuevo acuerdo, en el que se definieron los pasos requeridos para alcanzar la decisión final de inversión de la última fase del proyecto “Argentina LNG”, que prevé la incorporación de 2 buques con una capacidad conjunta de 12 MTPA.
Además, se informó que YPF, Shell y ENI integrarían estas fases para optimizar costos y acelerar plazos. De este modo, ambas fases iban a avanzar de manera conjunta compartiendo infraestructura clave
YPF, por su parte, parece sentirse más cómoda con ENI que con Shell. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, entabló una relación fluida con su par italiano Claudio Descalzi, que nunca llegó a tener con las autoridades globales de Shell. Además, el paraguas político que brinda la buena relación entre el presidente Javier Milei y la presidenta de Italia Giorgia Meloni también colaboró para estrechar ese vínculo.
Presiones privadas y públicas
Al mismo tiempo que reforzó su alianza con ENI, en su afán de acelerar los plazos del proyecto —que de concretarse llevará el desarrollo de Vaca Muerta a otro nivel global— la compañía controlada por el Estado Nacional empezó a presionar a Shell para que se comprometiera más con la iniciativa, primero de forma privada y luego públicamente.
“Estamos trabajando para cerrar el acuerdo, pero si no es Shell será otra compañía, la vida es así«, aseguró Marín en el último Forbes Energy Summit para referirse a la marcha de la denominada Fase III del proyecto Argentina LNG.
«La velocidad que le estamos imponiendo con ENI y ADNOC no es una forma normal de hacer las cosas. Ya tenemos los barcos, negociaciones encaminadas, vamos muy rápido», agregó para diferenciar del ritmo de las charlas con Shell.
Esa presión pública incomodó a Shell, la cual, al verse forzada a tener que definir en plazos que no eran los que tenía previstos, decidió finalmente dar un paso al costado.
El desafío de la integración
En medio de esa negociación hubo otro dato que molestó a la compañía angloholandesa. EconoJournal publicó el mes pasado que YPF negocia el desembarco de la italiana ENI en tres áreas de Vaca Muerta en la ventana de gas húmedo donde la petrolera está asociada con Pluspetrol: Aguada Villanueva, Las Tacanas y Meseta Buena Esperanza. Cuando se enteró de esta negociación, Shell dejó trascender en privado que le interesaba sumarse, pero su pedido no tuvo una buena recepción por parte de YPF.
Una inversión millonaria en infraestructura vial mejorará la seguridad y la conectividad del tránsito pesado de la actividad hidrocarburífera entre el Alto Valle y las áreas de producción.
La obra de reconstrucción de la Ruta Provincial 69, un eje vial esencial para el transporte logístico y de personal hacia la formación no convencional de Vaca Muerta, ha dado un paso fundamental hacia su inicio. El proyecto ha sido preadjudicado a una empresa constructora local, marcando el comienzo de las intervenciones previstas en el tramo entre Campo Grande y el acceso a la Ruta Nacional 151.
Detalles de la Adjudicación
La firma seleccionada, cuya oferta fue considerada de “precio razonable” por el comité evaluador técnico, presentó una propuesta económica de $3.614 millones, superando el presupuesto oficial pero manteniéndose dentro de los parámetros de conveniencia.
Fuentes del Ministerio de Obras Públicas de la provincia confirmaron la preadjudicación y estiman que la firma del contrato se concretará en los próximos 10 días, una vez finalizado el circuito administrativo de control.
El dictamen técnico destacó que la propuesta cumple satisfactoriamente con los requerimientos de ingeniería y representa un uso eficiente de los recursos públicos, especialmente considerando la criticidad de la obra para el flujo energético regional.
Intervenciones Estratégicas y Seguridad Vial
El proyecto abarca la rehabilitación de aproximadamente 10 kilómetros en uno de los tramos más densamente transitados por vehículos vinculados a la industria hidrocarburífera. La obra se centra en áreas con severas deformaciones y prevé soluciones de ingeniería robustas para soportar el tránsito pesado de la zona.
Entre las principales intervenciones se destacan:
Pavimento de Hormigón: En el acceso principal a Campo Grande, el pavimento asfáltico será reemplazado por una estructura de hormigón de alta resistencia (H-17 y H-30), ideal para soportar el constante esfuerzo de frenado del transporte de carga.
Intersecciones Canalizadas: El cruce clave de Villa Manzano será rediseñado con isletas separadoras y carriles exclusivos para giros a la izquierda, buscando mejorar drásticamente la seguridad vial y la fluidez del tránsito local y de conexión.
Infraestructura de Pesaje: Se construirá una dársena de pesaje con carpeta asfáltica en caliente en la zona de El Labrador, destinada al control y la fiscalización del transporte de carga pesada.
Renovación Integral: Los trabajos incluyen la demolición de la calzada existente, la construcción de una nueva estructura, bacheos profundos, reconstrucción de subbases, y la instalación de luminarias complementarias y señalización totalmente nueva.
La ejecución de la obra, que se realizará por unidad de medida con un anticipo financiero del 20%, garantizará la circulación mediante desvíos provisorios y señalización temporal, asegurando que la actividad del corredor logístico no se interrumpa.
Una inversión millonaria en infraestructura vial mejorará la seguridad y la conectividad del tránsito pesado de la actividad hidrocarburífera entre el Alto Valle y las áreas de producción.
La obra de reconstrucción de la Ruta Provincial 69, un eje vial esencial para el transporte logístico y de personal hacia la formación no convencional de Vaca Muerta, ha dado un paso fundamental hacia su inicio. El proyecto ha sido preadjudicado a una empresa constructora local, marcando el comienzo de las intervenciones previstas en el tramo entre Campo Grande y el acceso a la Ruta Nacional 151.
Detalles de la Adjudicación
La firma seleccionada, cuya oferta fue considerada de “precio razonable” por el comité evaluador técnico, presentó una propuesta económica de $3.614 millones, superando el presupuesto oficial pero manteniéndose dentro de los parámetros de conveniencia.
Fuentes del Ministerio de Obras Públicas de la provincia confirmaron la preadjudicación y estiman que la firma del contrato se concretará en los próximos 10 días, una vez finalizado el circuito administrativo de control.
El dictamen técnico destacó que la propuesta cumple satisfactoriamente con los requerimientos de ingeniería y representa un uso eficiente de los recursos públicos, especialmente considerando la criticidad de la obra para el flujo energético regional.
Intervenciones Estratégicas y Seguridad Vial
El proyecto abarca la rehabilitación de aproximadamente 10 kilómetros en uno de los tramos más densamente transitados por vehículos vinculados a la industria hidrocarburífera. La obra se centra en áreas con severas deformaciones y prevé soluciones de ingeniería robustas para soportar el tránsito pesado de la zona.
Entre las principales intervenciones se destacan:
Pavimento de Hormigón: En el acceso principal a Campo Grande, el pavimento asfáltico será reemplazado por una estructura de hormigón de alta resistencia (H-17 y H-30), ideal para soportar el constante esfuerzo de frenado del transporte de carga.
Intersecciones Canalizadas: El cruce clave de Villa Manzano será rediseñado con isletas separadoras y carriles exclusivos para giros a la izquierda, buscando mejorar drásticamente la seguridad vial y la fluidez del tránsito local y de conexión.
Infraestructura de Pesaje: Se construirá una dársena de pesaje con carpeta asfáltica en caliente en la zona de El Labrador, destinada al control y la fiscalización del transporte de carga pesada.
Renovación Integral: Los trabajos incluyen la demolición de la calzada existente, la construcción de una nueva estructura, bacheos profundos, reconstrucción de subbases, y la instalación de luminarias complementarias y señalización totalmente nueva.
La ejecución de la obra, que se realizará por unidad de medida con un anticipo financiero del 20%, garantizará la circulación mediante desvíos provisorios y señalización temporal, asegurando que la actividad del corredor logístico no se interrumpa.
La empresa Loginter culminó la descarga de 1.500 toneladas de tuberías en la terminal patagónica, destinadas a la infraestructura del crucial proyecto energético que conectará la Cuenca Neuquina con Punta Colorada, impulsando la capacidad exportadora de hidrocarburos.
La compañía Loginter ha ejecutado la descarga de 1.500 toneladas métricas de caños de diversas dimensiones, materiales que serán fundamentales para la construcción del tramo que unirá la Cuenca Neuquina con la localidad de Punta Colorada, en la provincia de Río Negro.
La maniobra implicó una coordinación precisa entre el buque de transporte, las instalaciones del muelle y las áreas de almacenamiento fiscal adyacentes, subrayando la capacidad operativa del puerto patagónico.
Relevancia operacional para el VMOS
La llegada de estas tuberías representa un eslabón vital en la cadena de suministro que abastece al proyecto VMOS. Esta operación, en particular, abarcó no solo la descarga directa desde el navío, sino también el traslado interno de los materiales desde el muelle hacia la plazoleta fiscal, donde se procedió a la organización y empaquetamiento de los caños. Este proceso fue diseñado para facilitar su posterior despacho terrestre hacia el punto neurálgico del oleoducto en Punta Colorada, donde se concentrará la infraestructura de bombeo y la futura terminal de embarque de crudo.
Oleoducto archivos – ADN
Puerto Madryn: plataforma logística estratégica
La participación activa de Loginter en esta fase del proyecto reafirma la importancia de Puerto Madryn como centro logístico para el transporte de cargas sobredimensionadas y pesadas asociadas a la explotación de Vaca Muerta.
La empresa Loginter culminó la descarga de 1.500 toneladas de tuberías en la terminal patagónica, destinadas a la infraestructura del crucial proyecto energético que conectará la Cuenca Neuquina con Punta Colorada, impulsando la capacidad exportadora de hidrocarburos.
La compañía Loginter ha ejecutado la descarga de 1.500 toneladas métricas de caños de diversas dimensiones, materiales que serán fundamentales para la construcción del tramo que unirá la Cuenca Neuquina con la localidad de Punta Colorada, en la provincia de Río Negro.
La maniobra implicó una coordinación precisa entre el buque de transporte, las instalaciones del muelle y las áreas de almacenamiento fiscal adyacentes, subrayando la capacidad operativa del puerto patagónico.
Relevancia operacional para el VMOS
La llegada de estas tuberías representa un eslabón vital en la cadena de suministro que abastece al proyecto VMOS. Esta operación, en particular, abarcó no solo la descarga directa desde el navío, sino también el traslado interno de los materiales desde el muelle hacia la plazoleta fiscal, donde se procedió a la organización y empaquetamiento de los caños. Este proceso fue diseñado para facilitar su posterior despacho terrestre hacia el punto neurálgico del oleoducto en Punta Colorada, donde se concentrará la infraestructura de bombeo y la futura terminal de embarque de crudo.
Oleoducto archivos – ADN
Puerto Madryn: plataforma logística estratégica
La participación activa de Loginter en esta fase del proyecto reafirma la importancia de Puerto Madryn como centro logístico para el transporte de cargas sobredimensionadas y pesadas asociadas a la explotación de Vaca Muerta.
El megaproyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanza a un ritmo que incluso sorprendió a sus propios desarrolladores. Con 437 kilómetros de extensión y una terminal marítima en Punta Colorada, el sistema de transporte de crudo se perfila como una infraestructura clave para que Argentina incremente de manera sostenida su capacidad de exportación de petróleo no convencional.
El ducto, impulsado por un consorcio de empresas encabezado por YPF e integrado por Vista, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol, se construye con el objetivo de transformar la evacuación de petróleo desde la cuenca neuquina.
En su fase inicial, la capacidad de transporte prevista será de 390.000 barriles diarios, ampliable a 550.000 en 2027, con la posibilidad de llegar a 700.000 barriles en una segunda etapa de expansión.
Un récord de soldaduras que aceleró el cronograma
El avance más significativo de los últimos meses fue la culminación del cierre metálico del ducto, alcanzado antes de los plazos proyectados. Así lo destacó Pablo Brottier, director ejecutivo comercial y de Desarrollo de Negocios de SACDE, durante su participación en el Energy Day organizado por Econojournal.
“La primera soldadura se hizo en mayo y la última en noviembre. En 150 días corridos, con lluvia, viento y frío, se completaron 440 kilómetros de un oleoducto fundamental para la Argentina”, subrayó Brottier, quien además sostuvo que este hito “demuestra que en la Argentina estamos capacitados para hacer los proyectos que se necesitan”.
Si bien el ducto ya está completamente soldado, aún restan obras especiales y el montaje de los sistemas superficiales necesarios para la operación plena.
Etapa crítica: instalación de superficie y pruebas hidráulicas
Según el cronograma vigente, las tareas de instalación de superficie —que incluyen la colocación de válvulas, sistemas de bombeo, automatismos y controles— continuarán hasta fines de 2025. A partir de allí, el proyecto se encaminará hacia uno de sus procesos más decisivos: las pruebas hidráulicas, que permitirán verificar la integridad, resistencia y seguridad del sistema.
En este punto, Alejo Calcagno, Operations Director – South Region de Techint E&C, detalló los tiempos previstos:
“Nos queda un camino para terminar lo que es el completamiento de la instalación de superficie y las pruebas hidráulicas, que esto nos va a llevar marzo, abril del año que viene. La idea es dejar todo listo un par de meses antes de tiempo”.
Calcagno también destacó los niveles de productividad alcanzados en la obra, resultado de un proceso de mejora continua en los proyectos ejecutados junto a SACDE.
Recordó que el equipo pasó de soldar 80 juntas por día en el gasoducto Perito Moreno, a 110 juntas en la reversión del Gasoducto Norte, para cerrar con un récord de 175 juntas diarias en el VMOS.
Una infraestructura estratégica para la próxima década
Esa eficiencia permitió adelantar la finalización del ducto en casi dos meses respecto del plan original.
Para 2026, el sistema VMOS deberá completar la integración con la terminal marítima de Punta Colorada, capaz de operar buques tipo VLCC, lo que abrirá la puerta al ingreso de Argentina con mayores volúmenes en el mercado global de crudo.
El Gobierno de Río Negro estima una inversión total cercana a los 2.000 millones de dólares, con un esquema que incluye cuatro estaciones de bombeo y 28 válvulas de bloqueo distribuidas a lo largo del oleoducto.
El megaproyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanza a un ritmo que incluso sorprendió a sus propios desarrolladores. Con 437 kilómetros de extensión y una terminal marítima en Punta Colorada, el sistema de transporte de crudo se perfila como una infraestructura clave para que Argentina incremente de manera sostenida su capacidad de exportación de petróleo no convencional.
El ducto, impulsado por un consorcio de empresas encabezado por YPF e integrado por Vista, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol, se construye con el objetivo de transformar la evacuación de petróleo desde la cuenca neuquina.
En su fase inicial, la capacidad de transporte prevista será de 390.000 barriles diarios, ampliable a 550.000 en 2027, con la posibilidad de llegar a 700.000 barriles en una segunda etapa de expansión.
Un récord de soldaduras que aceleró el cronograma
El avance más significativo de los últimos meses fue la culminación del cierre metálico del ducto, alcanzado antes de los plazos proyectados. Así lo destacó Pablo Brottier, director ejecutivo comercial y de Desarrollo de Negocios de SACDE, durante su participación en el Energy Day organizado por Econojournal.
“La primera soldadura se hizo en mayo y la última en noviembre. En 150 días corridos, con lluvia, viento y frío, se completaron 440 kilómetros de un oleoducto fundamental para la Argentina”, subrayó Brottier, quien además sostuvo que este hito “demuestra que en la Argentina estamos capacitados para hacer los proyectos que se necesitan”.
Si bien el ducto ya está completamente soldado, aún restan obras especiales y el montaje de los sistemas superficiales necesarios para la operación plena.
Etapa crítica: instalación de superficie y pruebas hidráulicas
Según el cronograma vigente, las tareas de instalación de superficie —que incluyen la colocación de válvulas, sistemas de bombeo, automatismos y controles— continuarán hasta fines de 2025. A partir de allí, el proyecto se encaminará hacia uno de sus procesos más decisivos: las pruebas hidráulicas, que permitirán verificar la integridad, resistencia y seguridad del sistema.
En este punto, Alejo Calcagno, Operations Director – South Region de Techint E&C, detalló los tiempos previstos:
“Nos queda un camino para terminar lo que es el completamiento de la instalación de superficie y las pruebas hidráulicas, que esto nos va a llevar marzo, abril del año que viene. La idea es dejar todo listo un par de meses antes de tiempo”.
Calcagno también destacó los niveles de productividad alcanzados en la obra, resultado de un proceso de mejora continua en los proyectos ejecutados junto a SACDE.
Recordó que el equipo pasó de soldar 80 juntas por día en el gasoducto Perito Moreno, a 110 juntas en la reversión del Gasoducto Norte, para cerrar con un récord de 175 juntas diarias en el VMOS.
Una infraestructura estratégica para la próxima década
Esa eficiencia permitió adelantar la finalización del ducto en casi dos meses respecto del plan original.
Para 2026, el sistema VMOS deberá completar la integración con la terminal marítima de Punta Colorada, capaz de operar buques tipo VLCC, lo que abrirá la puerta al ingreso de Argentina con mayores volúmenes en el mercado global de crudo.
El Gobierno de Río Negro estima una inversión total cercana a los 2.000 millones de dólares, con un esquema que incluye cuatro estaciones de bombeo y 28 válvulas de bloqueo distribuidas a lo largo del oleoducto.
La industria energética cerró una semana cargada de definiciones en la que quedó al descubierto un diagnóstico compartido: Argentina ingresó en una nueva fase del desarrollo energético, impulsada por Vaca Muerta, pero la infraestructura disponible y la capacidad de ejecución se aproximan a su techo.
Los anuncios de inversiones millonarias conviven con advertencias técnicas. Para Neuquén y Río Negro, epicentro operativo y logístico del sector, ese desbalance ya es palpable y condicionará la velocidad del crecimiento durante los próximos años.
El mapa de proyectos simultáneos se presenta ambicioso. La ampliación del Gasoducto Perito Moreno, adjudicada a inversión privada mediante el nuevo esquema de ENARSA, avanza con el objetivo de elevar el transporte entre Tratayén y Salliqueló e incorporar nuevas plantas compresoras. Su entrada en operación, prevista para 2027, busca destrabar el cuello que hoy impide llevar más gas de Vaca Muerta al AMBA y al Litoral.
.
Al mismo tiempo, el sector trabaja en la próxima frontera: el procesamiento del gas rico. TGS describió la profundización de los estudios para un sistema de 600 km hacia Bahía Blanca, con una nueva planta de fraccionamiento y capacidad de almacenaje. La expansión permitiría evacuar hasta 46 millones de m³/día de gas y generar flujos exportables de GLP y gasolina natural, una pieza estratégica para diversificar divisas.
En petróleo, la actividad se concentra en los ductos que nacen en Neuquén y desembocan en los puertos de exportación. Oldelval presentó en detalle el proyecto Duplicar Norte, una ampliación que sumará capacidad sobre el tramo Allen–Puerto Rosales y que se complementa con Duplicar Plus, ya avanzado. Ambos emprendimientos permitirán sostener la creciente producción neuquina sin restringir evacuación, un aspecto clave en un escenario donde el shale domina la curva de oferta.
Estas obras nacen en la región Comahue, pero su impacto es nacional: la Argentina se juega en ellas su capacidad para transformar el crecimiento de Vaca Muerta en exportaciones sostenidas.
Los constructores encendieron la alarma: falta capacidad para ejecutar todo al mismo tiempo
Un panel integrado por Sacde, Techint Ingeniería y Construcción y Contreras Hermanos en el EnergyDay organizado por Econojournal fue categórico: la suma de obras previstas para los próximos tres años supera la capacidad actual del sector para desplegar frentes simultáneos de gran escala. Esa tensión no responde solo a montos de inversión, sino a la disponibilidad de personal calificado, equipos de soldadura especializada, módulos compresores, válvulas importadas, logística pesada y supervisión técnica.
El mercado de infraestructura energética, coincidieron, vive un fenómeno inusual: compiten en paralelo los proyectos de transporte de gas, las ampliaciones de oleoductos, las expansiones en petroquímica, las obras eléctricas y la construcción asociada a proyectos futuros de GNL. En la práctica, el mayor riesgo no es la falta de proyectos, sino la saturación del aparato constructivo.
A esto se suma un factor que los ejecutores calificaron como decisivo: la previsibilidad contractual. La falta de criterios uniformes en redeterminación de precios, la volatilidad macroeconómica y los cambios normativos afectan la toma de decisiones para ampliar flotas, contratar personal estable o sumar equipamiento. Sin una hoja de ruta regulatoria consistente, la capacidad de ejecución se vuelve intermitente.
Neuquén y Río Negro frente al desafío operativo y territorial
La presión sobre la infraestructura no se limita a los ductos. Neuquén y Río Negro concentran los tramos críticos de la logística que sostiene al shale, y ya enfrentan limitaciones en rutas, áreas industriales, servicios urbanos y provisión de insumos.
La audiencia pública convocada esta semana en Cipolletti para evaluar el Estudio de Impacto Ambiental de Duplicar Norte refleja la necesidad de articular los tiempos regulatorios con el ritmo acelerado de obras. La aprobación ambiental se volvió un componente estructural de la ecuación: sin la licencia social, la inversión no avanza; con trámites demorados, el riesgo de congestionamiento operativo crece.
El entramado pyme neuquino —hoy indispensable en metalmecánica, montaje y servicios— encara un desafío doble. Debe escalar en capacidad y profesionalización para sostener la demanda de 2026–2029, pero también necesita capital y previsibilidad para asumir mayores riesgos. Las compañías operadoras coinciden en que la “última milla” será local, pero solo si la cadena regional logra consolidarse a tiempo.
Una ventana de oportunidad que exige coordinación, no solo inversión
Los encuentros de esta semana dejaron un mensaje claro: la expansión del sector energético argentino no se definirá por la disponibilidad de capital —que hoy es significativa— sino por la capacidad de ejecutar proyectos sin que se estrangulen entre sí.
La agenda para 2026–2029 ya está trazada: más transporte de gas, más oleoductos, más petroquímica, más exportación y más integración con mercados como Brasil, Chile y el GNL global. Sin embargo, esa hoja de ruta solo será viable si se evita que los cuellos de botella técnicos, regulatorios y logísticos limiten el crecimiento.
La industria energética cerró una semana cargada de definiciones en la que quedó al descubierto un diagnóstico compartido: Argentina ingresó en una nueva fase del desarrollo energético, impulsada por Vaca Muerta, pero la infraestructura disponible y la capacidad de ejecución se aproximan a su techo.
Los anuncios de inversiones millonarias conviven con advertencias técnicas. Para Neuquén y Río Negro, epicentro operativo y logístico del sector, ese desbalance ya es palpable y condicionará la velocidad del crecimiento durante los próximos años.
El mapa de proyectos simultáneos se presenta ambicioso. La ampliación del Gasoducto Perito Moreno, adjudicada a inversión privada mediante el nuevo esquema de ENARSA, avanza con el objetivo de elevar el transporte entre Tratayén y Salliqueló e incorporar nuevas plantas compresoras. Su entrada en operación, prevista para 2027, busca destrabar el cuello que hoy impide llevar más gas de Vaca Muerta al AMBA y al Litoral.
.
Al mismo tiempo, el sector trabaja en la próxima frontera: el procesamiento del gas rico. TGS describió la profundización de los estudios para un sistema de 600 km hacia Bahía Blanca, con una nueva planta de fraccionamiento y capacidad de almacenaje. La expansión permitiría evacuar hasta 46 millones de m³/día de gas y generar flujos exportables de GLP y gasolina natural, una pieza estratégica para diversificar divisas.
En petróleo, la actividad se concentra en los ductos que nacen en Neuquén y desembocan en los puertos de exportación. Oldelval presentó en detalle el proyecto Duplicar Norte, una ampliación que sumará capacidad sobre el tramo Allen–Puerto Rosales y que se complementa con Duplicar Plus, ya avanzado. Ambos emprendimientos permitirán sostener la creciente producción neuquina sin restringir evacuación, un aspecto clave en un escenario donde el shale domina la curva de oferta.
Estas obras nacen en la región Comahue, pero su impacto es nacional: la Argentina se juega en ellas su capacidad para transformar el crecimiento de Vaca Muerta en exportaciones sostenidas.
Los constructores encendieron la alarma: falta capacidad para ejecutar todo al mismo tiempo
Un panel integrado por Sacde, Techint Ingeniería y Construcción y Contreras Hermanos en el EnergyDay organizado por Econojournal fue categórico: la suma de obras previstas para los próximos tres años supera la capacidad actual del sector para desplegar frentes simultáneos de gran escala. Esa tensión no responde solo a montos de inversión, sino a la disponibilidad de personal calificado, equipos de soldadura especializada, módulos compresores, válvulas importadas, logística pesada y supervisión técnica.
El mercado de infraestructura energética, coincidieron, vive un fenómeno inusual: compiten en paralelo los proyectos de transporte de gas, las ampliaciones de oleoductos, las expansiones en petroquímica, las obras eléctricas y la construcción asociada a proyectos futuros de GNL. En la práctica, el mayor riesgo no es la falta de proyectos, sino la saturación del aparato constructivo.
A esto se suma un factor que los ejecutores calificaron como decisivo: la previsibilidad contractual. La falta de criterios uniformes en redeterminación de precios, la volatilidad macroeconómica y los cambios normativos afectan la toma de decisiones para ampliar flotas, contratar personal estable o sumar equipamiento. Sin una hoja de ruta regulatoria consistente, la capacidad de ejecución se vuelve intermitente.
Neuquén y Río Negro frente al desafío operativo y territorial
La presión sobre la infraestructura no se limita a los ductos. Neuquén y Río Negro concentran los tramos críticos de la logística que sostiene al shale, y ya enfrentan limitaciones en rutas, áreas industriales, servicios urbanos y provisión de insumos.
La audiencia pública convocada esta semana en Cipolletti para evaluar el Estudio de Impacto Ambiental de Duplicar Norte refleja la necesidad de articular los tiempos regulatorios con el ritmo acelerado de obras. La aprobación ambiental se volvió un componente estructural de la ecuación: sin la licencia social, la inversión no avanza; con trámites demorados, el riesgo de congestionamiento operativo crece.
El entramado pyme neuquino —hoy indispensable en metalmecánica, montaje y servicios— encara un desafío doble. Debe escalar en capacidad y profesionalización para sostener la demanda de 2026–2029, pero también necesita capital y previsibilidad para asumir mayores riesgos. Las compañías operadoras coinciden en que la “última milla” será local, pero solo si la cadena regional logra consolidarse a tiempo.
Una ventana de oportunidad que exige coordinación, no solo inversión
Los encuentros de esta semana dejaron un mensaje claro: la expansión del sector energético argentino no se definirá por la disponibilidad de capital —que hoy es significativa— sino por la capacidad de ejecutar proyectos sin que se estrangulen entre sí.
La agenda para 2026–2029 ya está trazada: más transporte de gas, más oleoductos, más petroquímica, más exportación y más integración con mercados como Brasil, Chile y el GNL global. Sin embargo, esa hoja de ruta solo será viable si se evita que los cuellos de botella técnicos, regulatorios y logísticos limiten el crecimiento.
Crecen las inversiones en Añelo, a 100 kilómetros de la ciudad de Neuquén. Hay demanda de viviendas para empleados de empresas petroleras.
Ubicada a 100 kilómetros de Neuquén, Vaca Muerta es sinónimo de largo plazo. La industria de oil y gas tiene crecimientos que suelen ser bastante pronunciados y escalonados y genera nuevos volúmenes de desarrollo en el mercado inmobiliario de Añelo.
La inversión inmobiliaria ofrece una rentabilidad que triplica la de mercados tradicionales como Buenos Aires. Este fenómeno se basa en el gigantesco potencial del yacimiento, que es el segundo más grande de gas no convencional y el cuarto de petróleo del mundo.Tiene al menos 30 años de explotación garantizada y está desarrollado apenas entre un 20% y 30% de su capacidad).
La clave del alto retorno es la marcada disparidad entre la baja oferta de viviendas y la altísima demanda de alojamiento por parte de las empresas petroleras. En ese contexto, la oferta de productos inmobiliarios va supliendo esta necesidad y, en general, corriendo por detrás a los clientes.
Empresas que demandan viviendas
“Esta demanda, dada por estas empresas que buscan mayor sofisticación y calidad de los departamentos. Además, exigen mejores ubicaciones y los servicios para que estén a disposición de los empleados”, explica Alejo García Guevara, director comercial de Dypsa, una de las empresas que está desarrollando en la zona.
El negocio en Añelo es netamente financiero y se enfoca en la renta por alquiler, no en la revalorización del inmueble.
“Por esta razón, los inversores, que son mayoritariamente nacionales de perfil medio y buscan diversificar su cartera, priorizan la entrega inmediata”, asegura Eduardo Bagnato.
En tanto, la tipología más demandada son los departamentos de dos y tres ambientes con dos baños, que deben incluir espacio de guarda para camionetas y amenities sociales.
.
“Aunque los costos de servicios en la Patagonia son un 50% más altos que en Buenos Aires, está compensado por los elevados precios de los alquileres”, asegura el directivo.
En tanto, Daniel Oks, fundador de la desarrolladora Desur dice que “Añelo es hoy la gran oportunidad inmobiliaria de nuestro país. Es posiblemente el único lugar donde las rentas y los precios de la propiedad en dólares subieron más que los costos de construcción”.
A su vez, resalta que “el desarrollo de Vaca Muerta apenas está en un 5% de su potencial, lo que implica un crecimiento sostenido de las inversiones y, con ellas, una fuerte y creciente demanda de infraestructura habitacional. Por eso, es clave desarrollar proyectos pensados para acompañar al crecimiento de la industria y, al mismo tiempo, mejorar la calidad de vida de los habitantes”.
El desarrollo de Vaca Muerta arrancó hace más de 10 años, ya hace más de 3 años que viene teniendo un desarrollo sostenido. “Anteriormente tuvo crecimientos y amesetamientos, hoy está teniendo ya una expansión sostenida que va a ir aumentando exponencialmente en los próximos años”, anticipa Luis Laorden, director de la desarrolladora ZLT.
Los proyectos uno por uno
Desarrollado por la firma Dysa, Wenelen Suites es una de las propuestas que tiene una buena rentabilidad neta proyectada del 12 % anual. La primera etapa incluye 28 unidades y acaba de lanzar la segunda etapa con 14 unidades. Las de dos ambientes, totalmente equipadas, cuestan US$ 128.800 y se ofrece financiación.
Añelo Central, el desarrollo inmobiliario premium que finalizó el Edificio 1, ya se encuentra cien por ciento alquilado, y lanzó la comercialización del Edificio 2. El proyecto contempla en una primera etapa seis edificios modulares de seis pisos, con más de 1500 plazas residenciales, espacios de coworking, gimnasio, microcine y salas de reuniones .
La firma Uno en Uno también desembarca con Nativa Housing, con 56 unidades y diseño contemporáneo.
“Un gran diferencial de este proyecto, es que ofrece a los inversores un modelo de gestión integral que incluye la administración, mantenimiento y cobro de alquileres, garantizando ingresos constantes y transparentes, sin necesidad de gestión por parte del propietario”, refiere Diego Rybka, uno de los socias de la desarrolladora.
Añelo Land, desarrollado por Aspa, tiene monoambientes de 28 m2 y dos ambientes de 42 m2 . Ya se terminaron tres de los siete módulos proyectados. Altos Neuquinos, desarrollado por Grupo Djamus, Mizrahi, Abadi y Asociados, son unidades de 35 m2 equipados que cuestan desde US$ 95 mil.
El proyecto Álamos, de la firma ZLT, lanzó la tercera etapa con 52 departamentos que se suman a los 114 construidos.
Desarrollos que apuestan a la arquitectura modular
Las propuestas de arquitectura modular también están presenten en Agrelo. “Cuarzo II es un proyecto premium concebido para acompañar el crecimiento de la zona y responder tanto a la demanda crítica de alojamiento como a las nuevas dinámicas urbanas”, explica Juan Pablo Rudoni, presidente de la Cámara Argentina de Construcción Modular Industrializada (Cacmi) y titular de Ecosan.
Añelo Central lanzó su segundo edificio. GentilezaAñelo Central lanzó su segundo edificio. Gentileza Este segundo edificio de la marca Cuarzo consolida el modelo de arquitectura modular inteligente desarrollado por Everhaus (unidad de negocios de Ecosan) y respaldado por Inversora Libertad, que combina innovación, sustentabilidad y rentabilidad.
Cada unidad se entregará totalmente equipada, mientras que el complejo sumará área comercial integrada, sector de usos múltiples y amenities pensados para la vida moderna. El diseño, a cargo del estudio BZZS.arq, combina funcionalidad, estética contemporánea y prácticas sostenibles que reducen el impacto ambiental y optimizan recursos.
Los parques industriales también forman parte de la oferta. Distrito Industrial Río Neuquén, desarrollado por la empresa Gran Valle Negocios. Se levanta en un predio de 114 hectáreas y está comercializado en un 40 % donde ya hay alrededor de 40 empresas.
.
También están Parque Industrial Único, que ocupa más de 500 mil m2 y es desarrollado por el municipio neuquino San Patricio del Chañar y Parque Industrial Vaca Muerta, de la firma ZLT.
En Añelo Land se terminaron tres módulos de siete. GentilezaEn Añelo Land se terminaron tres módulos de siete. Gentileza Estos complejos constituyen una gran oportunidad de inversión para pequeñas y medianas empresas e inversores que buscan ingresar al ecosistema energético de Vaca Muerta.
A pesar de los desfasajes entre los tiempos de la industria petrolera y los de los desarrolladores, no se espera una caída en la alta rentabilidad a mediano plazo, dado que todavía hay un gran déficit de viviendas por cubrir.
Crecen las inversiones en Añelo, a 100 kilómetros de la ciudad de Neuquén. Hay demanda de viviendas para empleados de empresas petroleras.
Ubicada a 100 kilómetros de Neuquén, Vaca Muerta es sinónimo de largo plazo. La industria de oil y gas tiene crecimientos que suelen ser bastante pronunciados y escalonados y genera nuevos volúmenes de desarrollo en el mercado inmobiliario de Añelo.
La inversión inmobiliaria ofrece una rentabilidad que triplica la de mercados tradicionales como Buenos Aires. Este fenómeno se basa en el gigantesco potencial del yacimiento, que es el segundo más grande de gas no convencional y el cuarto de petróleo del mundo.Tiene al menos 30 años de explotación garantizada y está desarrollado apenas entre un 20% y 30% de su capacidad).
La clave del alto retorno es la marcada disparidad entre la baja oferta de viviendas y la altísima demanda de alojamiento por parte de las empresas petroleras. En ese contexto, la oferta de productos inmobiliarios va supliendo esta necesidad y, en general, corriendo por detrás a los clientes.
Empresas que demandan viviendas
“Esta demanda, dada por estas empresas que buscan mayor sofisticación y calidad de los departamentos. Además, exigen mejores ubicaciones y los servicios para que estén a disposición de los empleados”, explica Alejo García Guevara, director comercial de Dypsa, una de las empresas que está desarrollando en la zona.
El negocio en Añelo es netamente financiero y se enfoca en la renta por alquiler, no en la revalorización del inmueble.
“Por esta razón, los inversores, que son mayoritariamente nacionales de perfil medio y buscan diversificar su cartera, priorizan la entrega inmediata”, asegura Eduardo Bagnato.
En tanto, la tipología más demandada son los departamentos de dos y tres ambientes con dos baños, que deben incluir espacio de guarda para camionetas y amenities sociales.
.
“Aunque los costos de servicios en la Patagonia son un 50% más altos que en Buenos Aires, está compensado por los elevados precios de los alquileres”, asegura el directivo.
En tanto, Daniel Oks, fundador de la desarrolladora Desur dice que “Añelo es hoy la gran oportunidad inmobiliaria de nuestro país. Es posiblemente el único lugar donde las rentas y los precios de la propiedad en dólares subieron más que los costos de construcción”.
A su vez, resalta que “el desarrollo de Vaca Muerta apenas está en un 5% de su potencial, lo que implica un crecimiento sostenido de las inversiones y, con ellas, una fuerte y creciente demanda de infraestructura habitacional. Por eso, es clave desarrollar proyectos pensados para acompañar al crecimiento de la industria y, al mismo tiempo, mejorar la calidad de vida de los habitantes”.
El desarrollo de Vaca Muerta arrancó hace más de 10 años, ya hace más de 3 años que viene teniendo un desarrollo sostenido. “Anteriormente tuvo crecimientos y amesetamientos, hoy está teniendo ya una expansión sostenida que va a ir aumentando exponencialmente en los próximos años”, anticipa Luis Laorden, director de la desarrolladora ZLT.
Los proyectos uno por uno
Desarrollado por la firma Dysa, Wenelen Suites es una de las propuestas que tiene una buena rentabilidad neta proyectada del 12 % anual. La primera etapa incluye 28 unidades y acaba de lanzar la segunda etapa con 14 unidades. Las de dos ambientes, totalmente equipadas, cuestan US$ 128.800 y se ofrece financiación.
Añelo Central, el desarrollo inmobiliario premium que finalizó el Edificio 1, ya se encuentra cien por ciento alquilado, y lanzó la comercialización del Edificio 2. El proyecto contempla en una primera etapa seis edificios modulares de seis pisos, con más de 1500 plazas residenciales, espacios de coworking, gimnasio, microcine y salas de reuniones .
La firma Uno en Uno también desembarca con Nativa Housing, con 56 unidades y diseño contemporáneo.
“Un gran diferencial de este proyecto, es que ofrece a los inversores un modelo de gestión integral que incluye la administración, mantenimiento y cobro de alquileres, garantizando ingresos constantes y transparentes, sin necesidad de gestión por parte del propietario”, refiere Diego Rybka, uno de los socias de la desarrolladora.
Añelo Land, desarrollado por Aspa, tiene monoambientes de 28 m2 y dos ambientes de 42 m2 . Ya se terminaron tres de los siete módulos proyectados. Altos Neuquinos, desarrollado por Grupo Djamus, Mizrahi, Abadi y Asociados, son unidades de 35 m2 equipados que cuestan desde US$ 95 mil.
El proyecto Álamos, de la firma ZLT, lanzó la tercera etapa con 52 departamentos que se suman a los 114 construidos.
Desarrollos que apuestan a la arquitectura modular
Las propuestas de arquitectura modular también están presenten en Agrelo. “Cuarzo II es un proyecto premium concebido para acompañar el crecimiento de la zona y responder tanto a la demanda crítica de alojamiento como a las nuevas dinámicas urbanas”, explica Juan Pablo Rudoni, presidente de la Cámara Argentina de Construcción Modular Industrializada (Cacmi) y titular de Ecosan.
Añelo Central lanzó su segundo edificio. GentilezaAñelo Central lanzó su segundo edificio. Gentileza Este segundo edificio de la marca Cuarzo consolida el modelo de arquitectura modular inteligente desarrollado por Everhaus (unidad de negocios de Ecosan) y respaldado por Inversora Libertad, que combina innovación, sustentabilidad y rentabilidad.
Cada unidad se entregará totalmente equipada, mientras que el complejo sumará área comercial integrada, sector de usos múltiples y amenities pensados para la vida moderna. El diseño, a cargo del estudio BZZS.arq, combina funcionalidad, estética contemporánea y prácticas sostenibles que reducen el impacto ambiental y optimizan recursos.
Los parques industriales también forman parte de la oferta. Distrito Industrial Río Neuquén, desarrollado por la empresa Gran Valle Negocios. Se levanta en un predio de 114 hectáreas y está comercializado en un 40 % donde ya hay alrededor de 40 empresas.
.
También están Parque Industrial Único, que ocupa más de 500 mil m2 y es desarrollado por el municipio neuquino San Patricio del Chañar y Parque Industrial Vaca Muerta, de la firma ZLT.
En Añelo Land se terminaron tres módulos de siete. GentilezaEn Añelo Land se terminaron tres módulos de siete. Gentileza Estos complejos constituyen una gran oportunidad de inversión para pequeñas y medianas empresas e inversores que buscan ingresar al ecosistema energético de Vaca Muerta.
A pesar de los desfasajes entre los tiempos de la industria petrolera y los de los desarrolladores, no se espera una caída en la alta rentabilidad a mediano plazo, dado que todavía hay un gran déficit de viviendas por cubrir.
El Energy Council reconoció los avances operativos, el impacto del Plan 4×4 y el proceso de modernización de YPF. La empresa alcanzó un crecimiento del 82% en la producción de shale oil y consolidó proyectos estratégicos como Vaca Muerta Oil Sur y Argentina LNG.
Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía en el marco de las jornadas de la World Energy Capital Assembly (WECA). La empresa YPF fue reconocida como la compañía regional del año por el Energy Council en Londres. El premio destaca los avances en eficiencia operativa junto al impacto concreto del Plan 4×4 y el proceso de modernización que la compañía viene impulsando.
.
El reconocimiento fue otorgado por los resultados alcanzados durante el último año, en el cual se registraron más de 200.000 barriles diarios de producción propia de shale oil, lo que equivale a un crecimiento del 82% en menos de dos años. Junto a avances en eficiencia operativa que ubican la producción no convencional de YPF a niveles de competitividad comparables con los de Estados Unidos.
Además, destacaron la consolidación de proyectos estratégicos como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y Argentina LNG. Dichos proyectos permitirán consolidar al país como un exportador de energía a nivel mundial.
El premio fue recibido por Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía en el marco de las jornadas de la World Energy Capital Assembly (WECA) en Londres.
“Estoy muy contento por haber recibido este reconocimiento internacional que confirma que estamos avanzando con decisión para alcanzar el objetivo de convertirnos en una empresa de clase mundial”, afirmó Marín.
El intendente Adrián Casadei anticipó que el Golfo San Matías será el nodo estratégico del proyecto de GNL.
El proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que unirá a Vaca Muerta con el Atlántico transformará por completo el rol del Golfo San Matías. Ya no será solo un destino turístico emblemático, sino la puerta de exportación del petróleo y el gas neuquino hacia los mercados globales.
Así lo explicó el intendente Adrián Casadei en diálogo con el programa Cumbre a la Carta, por AM Cumbre, donde analizó la magnitud del proyecto y su impacto en la economía local. Según adelantó, la llegada de contratistas, empresas de servicios y nuevas obras vinculadas al gasoducto ya marca un cambio visible en la dinámica de San Antonio y Las Grutas.
“Ya llegaron los primeros caños para hacer todo el gasoducto que va desde el gasoducto San Martín hasta el lecho marino”, detalló Casadei, subrayando que el movimiento logístico asociado al GNL comienza a sentirse en la vida cotidiana de la comunidad.
El intendente recordó que el primer buque de GNL funcionará vinculado al Gasoducto San Martín, pero remarcó que el segundo barco requerirá un ducto directo desde la Cuenca Neuquina. Ese enlace convertirá al VMOS en la principal válvula de exportación de Vaca Muerta, consolidando al Golfo San Matías como un nodo energético estratégico.
Casadei destacó además el peso del aporte neuquino en el proceso. “El Golfo San Matías será la puerta de salida del gas y del petróleo, que mayoritariamente los neuquinos tienen mucho que ver. Eso es resultado del trabajo que ha hecho el gobernador de Neuquén”, afirmó, marcando el carácter regional de la iniciativa.
.
Otro punto clave es la expansión de capitales neuquinos en la zona. El jefe comunal remarcó que la inversión ya se nota en departamentos, campos, complejos turísticos y desarrollos inmobiliarios. “Neuquén hace rato tomó a Las Grutas y la costa rionegrina como su balneario. Ahora, además, será su salida energética”, sintetizó.
En línea con la visión del gobernador neuquino Rolando Figueroa sobre aprovechar la ventana de oportunidad de Vaca Muerta, Casadei sostuvo que el desafío es transformar la renta energética en infraestructura. Entre las prioridades mencionó obras de agua y saneamiento, ampliaciones hospitalarias y mejoras de conectividad para acompañar el crecimiento.
También fue categórico respecto de la convivencia de actividades. “Nuestra responsabilidad es que ninguna actividad económica que se sume perjudique a las otras. El puerto, ALPAT, los olivares… nada de eso frenó al turismo. Lo mismo tiene que pasar con el GNL y con Vaca Muerta: tienen que complementar, no desplazar”, afirmó.
La referencia al VMOS sintetiza un cambio de escala: San Antonio Oeste pasa de ser un destino de turismo y pesca a un nodo logístico–energético integrado al entramado productivo de Vaca Muerta, con capacidad para atraer proveedores, empleo Calificado e inversiones de alcance nacional.
Glencore anuncia la re activación de operaciones en Alumbrera hacia fin es de 2026 , previendo el inicio de su producción para el primer semestre de 2028.
La decisión de reanudar la operaci ón , tras un per íodo de C uidado y Mantenimiento (C&M) iniciado en 2018, se basa en el contexto de un régimen fiscal robusto, que brinda un mayor apoyo a la inversión en la industria minera argentina , además del aumento sostenido de precios del cobre y el oro , y en las perspectivas positivas para ambas materias primas.
La planta concentradora y la infraestructura asociada a Alumbrera se han mantenido bajo un programa estructurado de C&M con una renovación o sustitución específica de ciertos equipos clave. Durante ese período el proyecto Alumbrera también continuó cumpliendo con sus obligaciones de rehabilitación.
Una vez que se obtengan todos los permisos y se encuentre plenamente operativa, se espera que Alumbrera produzca alrededor de 75.000 toneladas de cobre, 317.000 onzas de oro y 1.000 toneladas de molibdeno durante los cuatro años de operación.
.
Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, comentó: “Más allá de l os resultados económicos del reinicio de Alumbrera considerado de manera independiente, el mismo resulta un facilitador natural para MARA. Por un lado, reduce el riesgo de la puesta en marcha de la planta concentradora y de la logística de transporte , y reentrena a la fuerza laboral antes de obtener el primer mineral de l yacimiento Agua Rica . Adem ás, mantiene en funcionamiento infraestructuras críticas, que pueden compartirse con el proyecto, generando sinergias operativas ”.
“El reinicio de Alumbrera demuestra que la provincia de Catamarca puede desempeñar un papel clave en el desarrollo continuo de la industria minera local y nacional , y de sus respectivas economías. Este nuevo anuncio tiene lugar luego de la presentación de las solicitudes de adhesión de los proyectos de Glencore en Argentina, MARA y El Pach ón , al R égimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en agosto pasado . Asimismo , confío en que estos proyectos apoyarán la ambición del país de convertirse en uno de los principales productores mun diales de cobre.”
Síganos en las redes sociales:
Página 2 Alumbrera reanudará su operación, tras un período de Cuidado y Mantenimiento.
Para más información por favor contacte a:
Medios Verónica Morano veronica.morano@glencore.com.ar V www.glencore.com
Acerca de Glencore
Glencore es una de las mayores empresas de recursos naturales diversificados del mundo y una de las principales productoras y comercializadoras de más de 60 productos que hacen posible la vida cotidiana.
A través de una red de activos, clientes y proveedores que se extiende por todo el mundo, producimos, procesamos, reciclamos, nos abastecemos, comercializamos y distribuimos las materias primas que permiten la descarbonización, satisfaciendo a la vez las n ecesidades energéticas actuales.
Con más de 150.000 empleados y contratistas, y una fuerte presencia en más de 35 países, tanto en regiones consolidadas como emergentes en materia de recursos naturales, nuestras actividades de comercialización e industriales están respaldadas por una red mundial de más de 50 oficinas.
Los clientes de Glencore son consumidores industriales, como los de los sectores automovilístico, siderúrgico, de generación de energía, de fabricación de baterías y petróleo. También proporcionamos financiación, logística y otros servicios a productores y consumidores de productos básicos.
Glencore se enorgullece de ser miembro de los Principios Voluntarios de Seguridad y Derechos Humanos y del Consejo Internacional de Minería y Metales. Participamos activamente en la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas.
Respaldaremos el esfuerzo global para alcanzar los objetivos del Acuerdo de París a través de nuestro empeño para descarbonizar nuestra propia huella operativa.
Para más información, consultar nuestro Plan de Transición a la Acción Climática 2024 -2026 (Climate Action Transition Plan) disponible en nuestro sitio web, en la página glencore.com/publications.
Nota a los editores
Acerca de MARA
MARA es un proyecto minero de cobre, molibdeno, oro y plata ubicado en el oeste de Catamarca. Actualmente se encuentra en etapa de exploración avanzada.
El Proyecto MARA comprende el desarrollo del yacimiento Agua Rica, ubicado en Catamarca, utilizando la infraestructura de Alumbrera, que operó durante 20 años, hasta 2018. Glencore es el único propietario y operador del proyecto MARA. La producción media prevista es superior a 200.000 toneladas anuales de cobre en concentrado para los 10 primeros años.
Felipe Bayón, actual CEO de GeoPark (una compañía listada en la Bolsa de Nueva York y con el 98% de su operación en Colombia), compartió en una reciente entrevista su visión sobre la industria de hidrocarburos, la transición energética y los planes de crecimiento de la compañía.
La Transición Energética: Ordenada y Gradual
Bayón subraya que la transición energética debe ser ordenada, gradual y definida por cada país, teniendo en cuenta realidades como el acceso a la energía. Recalcó que:
El 85% de la matriz energética mundial sigue siendo petróleo, gas y carbón, como hace 30 años, lo que indica que la demanda continúa.
El enemigo son las emisiones, no las fuentes de energía.
La autosuficiencia de gas y petróleo es clave para Colombia, advirtiendo que la falta de gas alcanzará el 30% el próximo año.
La Apuesta por el Fracking y el Gas
El ex presidente de Ecopetrol fue enfático en que la manera más rápida para que Colombia resuelva la falta de gas en 18 a 24 meses es con el fracking. Citó el ejemplo de Vaca Muerta en Neuquén, Argentina, que hoy produce cuatro veces y media el gas de toda Colombia. Mencionó que el fracking tiene una intensidad de carbono mucho menor (8 kg de CO2 por barril) que el promedio de la industria (64 kg), según datos conocidos.
Crecimiento Internacional con Inversión en Argentina
GeoPark planea duplicar su tamaño en tres años gracias a una agresiva inversión en Vaca Muerta (Neuquén, Argentina).
Se espera pasar de 28.000 a 45.000 barriles equivalentes por día (boed).
Esto implica un incremento en el EBITDA anual de 300 millones a 650 millones de dólares.
Innovación y Tecnología
Bayón destacó que la industria está adoptando rápidamente la tecnología, mencionando el uso de la Inteligencia Artificial para:
Navegar pozos y optimizar la perforación.
Crear modelos sintéticos del subsuelo para predicciones más rápidas y acertadas.
El Sentido de Vida y Liderazgo
Finalmente, Bayón compartió que un momento clave en su vida fue su cirugía de cáncer de próstata en 2022. Este evento reforzó su filosofía de vida: “Estamos de paso y hay que vivir el hoy” y que el propósito superior está por encima de lo que uno específicamente hace, buscando siempre dejar una huella y ayudar a transformar vidas.
PCR, que también es fuerte en energías renovables, se asoció con una empresa norteamericana en el área Cherokee, en la cuenca Anadarko.
La petrolera más antigua de Argentina pone un pie en Estados Unidos con la compra de un área no convencional PCR nació como una subsidiaria de los ferrocarrilles, en 1921.
PCR, una empresa que nació en 1921 para proveer de petróleo a los ferrocarriles, dio un salto que venía analizando hace tiempo: puso un pie en el negocio de crudo no convencional en Estados Unidos.
A través de su subsidiaria norteamericana PCR Energy OK LLC compró una participación del 15% en un proyecto de desarrollo de hidrocarburos no convencionales denominado Cherokee, ubicado en la cuenca Anadarko, en el condado de Roger Mills, estado de Oklahoma. Anadarko es una de las cuencas más productivas de Estados Unidos. Si bien no es tan conocida como el Permian, tiene un costo de ingreso más bajo.
Según explicó PCR en una nota a la Comisión de Valores, el proyecto está orientado a la producción de shale oil y shale gas, y es operado por la compañía estadounidense Upland Exploration, una petrolera que se enfoca actualmente en el área Cherokee.
.
“El activo, en su totalidad, comprende aproximadamente 66.700 acres minerales, con seis pozos ya perforados y uno en perforación. El reservorio principal presenta alentadores niveles de productividad y, de acuerdo con el plan del operador, se prevé perforar sesenta (60) pozos en los próximos cuatro años”, detalló PCR, cuyo nombre original es Petroquímica Comodoro Rivadavia y es propiedad de dos familias argentinas
Para la empresa, “esta adquisición constituye un hito en el proceso de expansión internacional de PCR, permitiendo el acceso a un activo de calidad geológica ubicado en una zona con abundante infraestructura en la producción de hidrocarburos en los Estados Unidos”. No dio detalles sobre el costo de la compra ni cuánto deberá invertir a futuro.
.
Para PCR esta participación representan hoy sumar unos 520 barriles de petróleo equivalente (BOE) por día que contempla tanto gas como petróleo de un total de casi 21.000 BOE/día que tiene hoy la compañía entre Argentina y Ecuador. Pero como hay un plan de perforación en marcha esperan que siga creciendo en los próximos años.
Parques eólicos de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR)Parques eólicos de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) Hasta ahora, PCR tenía operaciones en petróleo y gas en La Pampa y Mendoza, con 11 áreas y 6 áreas de exploración y explotación en Ecuador.
Además, es fuerte en energías renovables y participa en el negocio de cemento en la Patagonia. En energía renovable, opera cinco parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW, ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.
5 claves del Contrato de Garantía Productiva (CGP)
