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La segunda edición de Tecpetrol Conecta reunió en Añelo a más de cincuenta jóvenes técnicos con empresas proveedoras de la cadena de valor de Vaca Muerta. 

El encuentro, realizado en el Hotel Shale, buscó acercar el mundo de la formación técnica a las necesidades reales de la industria hidrocarburífera. Participaron estudiantes y egresados de Neuquén capital, Centenario, Plottier, Senillosa, Cutral Co, Plaza Huincul, Añelo y Rincón de los Sauces, muchos de ellos formados en programas educativos impulsados por Tecpetrol en los últimos años.

Diez empresas proveedoras —entre ellas Cesetti Comunicaciones, Transportes Crexell, BMK, Equipel, Kompass, Justo Otero e Hijos, Quinar, Valvic, Electromontajes Badía y Marbar— presentaron sus operaciones y describieron los perfiles técnicos que hoy demanda la actividad. 

La cantidad de compañías participantes se duplicó respecto de la primera edición, lo que muestra un interés creciente por vincularse con el talento local.

El encuentro también contó con la presencia de autoridades municipales y provinciales, que destacaron la importancia de articular esfuerzos entre el sistema educativo, el sector privado y los gobiernos locales. 

La iniciativa se enmarca en un trabajo sostenido de Tecpetrol para fortalecer la empleabilidad regional a través de programas formativos, prácticas profesionalizantes y espacios de vinculación directa con la industria.

Para los jóvenes técnicos, la jornada ofreció una oportunidad concreta para comprender qué habilidades valora hoy la cadena de valor del shale neuquino: mantenimiento industrial, operación de equipos, seguridad, instrumentación, electricidad y competencias blandas vinculadas al trabajo en campo. 

Para las empresas, fue un espacio para identificar perfiles, anticipar necesidades y acercarse a una generación que ya se está formando con contenidos alineados a los desafíos de Vaca Muerta.

En una región donde la demanda de talento técnico crece año tras año, iniciativas como Tecpetrol Conecta ayudan a ordenar la transición entre la formación y el empleo. No solo fortalecen la trayectoria educativa de los jóvenes: también consolidan un ecosistema donde la capacitación, la industria y el desarrollo regional avanzan en la misma dirección.

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Los últimos resultados de perforación en el Proyecto Joaquín confirmaron interceptos de alta ley en varias zonas del distrito. La campaña, operada por Unico Silver, ya suma 56 pozos y más de 7.800 metros perforados, dentro de un programa mayor que alcanzará los 30.000 metros. 

El proyecto se ubica en el Macizo del Deseado, una de las regiones metalogénicas más activas del país.

En la zona Breccia Puntudo, los nuevos datos muestran intervalos con mineralización de plata y oro de alta ley. Se registraron tramos de 28 metros con 284 g/t AgEq, incluyendo 13 metros con 513 g/t AgEq.

También se identificaron sectores con picos de 1.800 g/t AgEq, lo que confirma el potencial del sistema. La estructura se extiende por más de tres kilómetros y había sido perforada de manera limitada en campañas anteriores.

En La Negra SE, la mineralización continúa abierta en profundidad y hacia el sudeste. Los pozos recientes arrojaron 38 metros con 195 g/t AgEq y 65 metros con 165 g/t AgEq, con zonas internas de mayor concentración. La continuidad del sistema sugiere un volumen mayor al estimado inicialmente. 

En paralelo, La Morocha SE aportó interceptos amplios, con 77 y 83 metros de mineralización consistente, lo que refuerza la escala del proyecto.

La compañía prepara una nueva estimación de recursos bajo estándar JORC, que servirá como base para el Estudio de Prefactibilidad. Dos equipos de perforación siguen activos en el distrito, lo que permitirá acelerar la definición del modelo geológico y avanzar hacia una evaluación económica más precisa.

Para los proveedores y operadores del sector, Joaquín empieza a perfilarse como un proyecto con múltiples frentes de trabajo y un horizonte de demanda creciente. La combinación de leyes atractivas, continuidad geológica y un programa de perforación en expansión abre oportunidades para servicios especializados, logística, perforación, análisis y equipamiento.

En un mercado donde cada nuevo distrito competitivo suma valor, Santa Cruz vuelve a mostrar que su potencial geológico sigue generando proyectos con proyección real.

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Mendoza aprobó la nueva Tecnicatura Superior en Minería, una carrera diseñada para formar técnicos capaces de operar en todas las etapas del desarrollo minero. La Dirección General de Escuelas oficializó el plan de estudios mediante la Resolución 724, habilitando su dictado en institutos estatales y privados de toda la provincia.

La tecnicatura apunta a cubrir una vacancia real en perfiles técnicos. El programa incluye contenidos de prospección, exploración, explotación, gestión de proyectos y sostenibilidad ambiental.

Además, incorpora prácticas profesionales obligatorias y módulos de innovación tecnológica, alineados con estándares internacionales del sector.

La carrera se implementará en todas las regiones educativas de Mendoza: Norte, Centro, Este, Valle de Uco y Sur. La provincia también gestionará la validación nacional ante el Ministerio de Educación y el Consejo Federal, lo que permitirá ampliar su reconocimiento académico y profesional.

El objetivo es acompañar el crecimiento de una industria que vuelve a ocupar un lugar estratégico en la matriz productiva local.

La tecnicatura no solo amplía la oferta educativa. También ordena el ecosistema productivo y crea una base de talento que la provincia necesita para competir en un mercado donde la disponibilidad de técnicos define la velocidad de los proyectos.

Para Mendoza, es una apuesta directa a la diversificación económica y a la construcción de capacidades que sostengan el desarrollo minero en el largo plazo.

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La Agencia Internacional de la Energía aprobó la liberación coordinada de 400 millones de barriles de reservas estratégicas. La medida responde al cierre parcial del Estrecho de Ormuz, un corredor que mueve cerca del 20% del petróleo mundial.

El organismo confirmó que la intervención busca estabilizar el mercado y evitar un shock de precios en un contexto de tensión geopolítica creciente.

El Brent superó los u$s 106 y el WTI avanzó por encima de los u$s 100 tras los ataques en la región. Además, la AIE informó que los países miembros aún disponen de 1.200 millones de barriles en reservas gubernamentales y otros 600 millones en reservas industriales obligatorias. Esta capacidad remanente permite nuevas intervenciones si la situación se deteriora.

Asia y Oceanía iniciaron la liberación inmediata. América y Europa lo harán hacia fin de marzo, siguiendo la logística de cada sistema energético. La AIE destacó que la coordinación entre los 32 países miembros es la mayor desde la creación del organismo en 1974. 

El flujo por Ormuz cayó a menos del 10% de los niveles previos al conflicto, lo que obligó a una acción rápida para evitar disrupciones severas en la oferta global.

El mercado sigue atento a la evolución del conflicto. Una interrupción prolongada en Ormuz podría afectar rutas marítimas, seguros de carga y costos logísticos. Además, podría acelerar la búsqueda de proveedores alternativos en África, América Latina y Estados Unidos. 

En paralelo, los países importadores analizan medidas para reducir volatilidad y sostener inventarios estratégicos.

La decisión también envía una señal al mercado: las economías avanzadas están dispuestas a actuar de manera coordinada para evitar un shock energético global.

En un escenario donde la seguridad de suministro vuelve al centro de la agenda, la capacidad de respuesta de la AIE se convierte en un factor clave para sostener inversiones, proteger cadenas de valor y reducir la volatilidad que afecta a productores, refinadores y consumidores por igual.

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Argentina Week 2026 cerró con anuncios de inversión por 16.150 millones de dólares, en un evento que combinó presencia federal, capital internacional y una agenda centrada en energía, minería y logística. La actividad comenzó en la sede de JP Morgan en Nueva York, donde el presidente Javier Milei expuso ante 300 empresarios y directivos de fondos globales. 

El Gobierno presentó su hoja de ruta para estabilizar la macroeconomía, reducir trabas regulatorias y acelerar proyectos de infraestructura orientados a la exportación. La delegación incluyó a doce gobernadores, lo que reforzó la señal de coordinación entre Nación y provincias en torno al perfil productivo del país.

Entre los anuncios más relevantes se destacó la inversión de 3.400 millones de dólares de Mercado Libre para expandir su red logística y tecnológica en Argentina, con la creación de 1.900 empleos directos. 

En el sector energético, Transportadora de Gas del Sur confirmó un plan de 3.000 millones de dólares para industrializar líquidos de gas natural en Vaca Muerta. A esto se suma el anuncio de Pampa Energía, que comprometió 1.200 millones de dólares para ingresar al RIGI y ampliar su capacidad en generación eléctrica, midstream y desarrollos vinculados a la cuenca neuquina. 

En minería, el proyecto Taca Taca en Salta ratificó inversiones para consolidar uno de los desarrollos de cobre más importantes del país, en un contexto global de alta demanda para la transición energética.

Las provincias también aprovecharon el encuentro para posicionar sus carteras productivas. El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, mantuvo reuniones para impulsar la eliminación de retenciones a hidrocarburos convencionales, reducir regalías en áreas marginales y eliminar aranceles a polímeros utilizados en recuperación terciaria. 

Desde Santa Cruz, el gobernador Claudio Vidal destacó que la provincia concentra el 49% de las exportaciones nacionales de oro y plata y confirmó la existencia de 10.000 toneladas de uranio certificadas en un yacimiento de 100.000 hectáreas, un dato que despertó interés entre fondos especializados en energía y minerales críticos.

El sector energético tuvo un protagonismo central. Horacio Marín, presidente de YPF, afirmó que Vaca Muerta podría generar entre 40.000 y 50.000 millones de dólares anuales en exportaciones hacia 2032, con la creación de más de 40.000 empleos.

Señaló que el desarrollo del GNL será determinante para convertir a Argentina en un polo exportador regional, y que la infraestructura de midstream será clave para sostener el crecimiento. La visión de YPF coincidió con la de varios gobernadores, que remarcaron la necesidad de acelerar gasoductos, plantas de procesamiento y obras logísticas que permitan escalar la producción.

Argentina Week 2026 dejó una señal clara: el país busca consolidar un modelo económico basado en exportaciones de alto valor, con energía y minería como motores principales. Los anuncios empresariales, la presencia de fondos internacionales y la participación activa de las provincias muestran un alineamiento poco frecuente en la política argentina reciente.

El desafío ahora es transformar los compromisos en proyectos concretos, con reglas estables, financiamiento accesible y una infraestructura capaz de sostener el salto productivo. En un escenario global competitivo, el país intenta reposicionarse como un destino confiable para el capital y como proveedor estratégico de recursos clave para la transición energética.

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Neuquén prepara una licitación para ofrecer nuevas áreas no convencionales en Vaca Muerta, luego del interés directo de Continental Resources, la petrolera estadounidense liderada por Harold Hamm. La compañía ya opera el bloque Los Toldos II Oeste, donde posee el 90% de participación, y ahora busca sumar dos o tres concesiones adicionales para ampliar su superficie en la cuenca.

El ministro de Energía, Gustavo Medele, confirmó que la empresa considera insuficiente el acreage actual para su escala operativa.

Además, la decisión surge de la gira oficial que el gobierno neuquino realizó en Estados Unidos, donde también se reunió con Chevron, que manifestó su intención de duplicar la producción en la formación.

En paralelo, la provincia destacó que la presencia de Continental —un actor clave del shale norteamericano— eleva el perfil internacional de Vaca Muerta y acelera la competencia por activos de alto potencial. 

El reciente decreto que formalizó el ingreso de la compañía al bloque Los Toldos II Oeste incluyó un pago de 9 millones de dólares a favor del Estado provincial, destinado a obras e infraestructura.

Por cercanía geológica, disponibilidad regulatoria y ubicación dentro de la ventana de shale oil, se estima que las áreas que podrían integrar la licitación son Aguada del Chañar, Aguada Federal Norte, Aguada Federal Sur, Cerro Arena, Cerro Las Minas, La Tropilla Norte y La Tropilla Sur. Son bloques libres o con actividad mínima, contiguos o próximos a Los Toldos II Oeste, y compatibles con el perfil operativo de Continental.

En este contexto, la licitación que prepara Neuquén apunta a captar inversiones de largo plazo en shale oil, con un marco regulatorio provincial activo y una demanda creciente de capital norteamericano. Para los proveedores y contratistas, la llegada de Continental y la expansión de Chevron anticipan un ciclo de mayor demanda de servicios, infraestructura y tecnología en la cuenca.

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Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), afirmó que Argentina “empieza a ser confiable” para los inversores, pero advirtió que Vaca Muerta ya alcanzó un nivel de desarrollo que exige un proyecto exportador de escala.

Su diagnóstico se apoya en datos oficiales del IAPG, de la Secretaría de Energía y del Gobierno de Neuquén, que muestran una producción en máximos históricos y un mercado interno que no puede absorber el crecimiento proyectado.

Según los registros oficiales más recientes, Vaca Muerta produce hoy alrededor de 600.000 barriles diarios de petróleo, lo que representa cerca del 70% de la producción nacional. Neuquén confirmó que la producción provincial creció 31% interanual y que las exportaciones alcanzaron 4.534 millones de dólares en 2025, con el petróleo representando el 96,7% del total.

Para López Anadón, estos números evidencian que la cuenca ya superó la etapa de desarrollo inicial y necesita infraestructura que permita colocar crudo y gas en mercados internacionales de manera estable y competitiva.

El contexto internacional también juega a favor. El Ministerio de Economía registra que el Brent superó los 100 dólares por barril tras la escalada del conflicto en el Estrecho de Ormuz, lo que reposiciona a Vaca Muerta como un proveedor sin riesgo geopolítico. Las operadoras, por su parte, ya presupuestaron sus planes de inversión con un crudo entre 55 y 60 dólares, por lo que los precios altos solo mejoran ingresos y márgenes.

Sin embargo, López Anadón advierte que la suba de tasas globales encarece el financiamiento para proyectos de infraestructura, lo que vuelve indispensable un marco regulatorio estable y previsible.

En materia de infraestructura, los avances oficiales muestran un escenario mixto. Enarsa confirma que el proyecto de GNL impulsado por YPF, PAE, Pampa, Harbour y Golar avanza en su etapa de ingeniería, mientras que el gasoducto al Golfo San Matías continúa en proceso de permisos y definiciones técnicas.

Ambos proyectos son considerados por el IAPG como pilares del futuro exportador argentino, pero aún no conforman un proyecto integral que ordene inversiones, logística y regulación.

Para López Anadón, la oportunidad es clara: Vaca Muerta puede convertirse en un proveedor estratégico de energía para la región y para Asia, pero solo si Argentina consolida un marco exportador que dé previsibilidad a largo plazo. La producción ya está, la demanda internacional existe y la geopolítica favorece a la cuenca.

Lo que falta es una decisión estructural que permita escalar infraestructura, asegurar financiamiento y convertir el potencial en divisas sostenidas. En un escenario global volátil, la mirada del IAPG funciona como un recordatorio de que la ventana de oportunidad está abierta, pero no lo estará para siempre.

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El IEFA Latam Forum reunirá en Buenos Aires a referentes de energía, minería, finanzas y tecnología, en una agenda que combina transición energética, competitividad regional y geopolítica. El cierre estará a cargo del ministro de Economía, Luis Caputo, en un gesto que busca reforzar el mensaje de estabilidad macro y apertura a inversiones internacionales.

El encuentro se realizará en el Hotel Four Seasons y contará con la presencia de gobernadores, CEOs y especialistas de alto perfil.

El foro mantiene un esquema de participación por invitación, con un núcleo estable de empresas internacionales que asistieron en ediciones anteriores. Entre las compañías energéticas globales que participaron previamente se encuentran TotalEnergies, Shell, Chevron, SLB, ExxonMobil y BP.

En paralelo, los fondos y bancos internacionales que formaron parte de ciclos anteriores incluyen BlackRock, JP Morgan, Goldman Sachs, Morgan Stanley, HSBC, Citi, Santander, BBVA y BTG Pactual. También participaron ejecutivos vinculados a proyectos de minerales críticos, como Glencore, Rio Tinto y Arcadium Lithium.

La edición de este año vuelve a poner el foco en Vaca Muerta, el litio y la infraestructura energética, tres ejes que concentran el interés de los inversores globales. Aunque la organización no publica la lista completa de invitados, la presencia recurrente de estas compañías confirma que la región sigue siendo un destino estratégico para el capital internacional.

Para los proveedores y desarrolladores locales, el foro funciona como un termómetro del apetito inversor y una señal de que la agenda energética argentina continúa alineada con las tendencias globales de demanda, tecnología y seguridad de suministro.

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El proyecto de Transportadora de Gas del Sur (TGS) por 3.000 millones de dólares, que ya se perfilaba como la obra llamada a cambiar la logística energética del país entre Vaca Muerta y Bahía Blanca, dio un paso clave: fue presentado oficialmente en el Puerto de Bahía Blanca, con el Consorcio de Gestión como anfitrión institucional.

La formalización en territorio bonaerense confirma que la iniciativa dejó de ser solo un anuncio estratégico y avanza como proyecto industrial concreto, anclado en el complejo petroquímico y logístico del sur bonaerense. 

La inversión apunta a ampliar la capacidad de procesamiento del gas de Vaca Muerta y a transformar a Bahía Blanca en el nodo central de industrialización y exportación de líquidos.

Según la presentación oficial, el plan de TGS incluye una nueva planta de procesamiento y fraccionamiento de gas natural, integrada al Complejo Mega dentro del ámbito portuario, con capacidad para producir GLP, etano, butano y otros líquidos asociados.

 El proyecto se conecta directamente con los gasoductos que traen gas desde la cuenca neuquina y se apoya en la infraestructura existente del polo petroquímico y del puerto de aguas profundas. 

Desde el Consorcio de Gestión destacan que la obra potenciará la matriz productiva regional, generará empleo industrial calificado y consolidará a Bahía Blanca como polo energético y petroquímico de escala internacional.

La megaobra se inscribe en la lógica de un sistema que ya no puede depender solo de gasoductos para evacuar el gas de Vaca Muerta, sino que necesita capacidad industrial para procesarlo y convertirlo en productos exportables. Al aumentar el fraccionamiento de líquidos, el proyecto de TGS contribuye a liberar el gas asociado que hoy condiciona el crecimiento de la producción de petróleo, al tiempo que abre una vía para incrementar exportaciones de GLP y etano.

 La validación territorial del monto de inversión y la participación activa del puerto marcan un cambio de fase: el proyecto deja de ser únicamente parte de un paquete de anuncios nacionales y se convierte en una apuesta industrial concreta, con impacto directo sobre la logística energética del país y sobre el desarrollo del sur bonaerense.

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La escalada del conflicto en Medio Oriente no solo disparó el precio internacional del crudo: también activó un mecanismo legal interno que eleva automáticamente las retenciones a las exportaciones de petróleo convencional en Argentina.

El aumento no surge de una decisión política discrecional, sino de la aplicación directa del Decreto 59/2026, que establece un esquema de retenciones móviles atado al valor del Brent. Con el barril superando los 100 dólares por la tensión en el Estrecho de Ormuz, el tributo pasó a ubicarse en el 8%, afectando especialmente a las cuencas maduras del país.

El decreto fija tres escalas: retención cero cuando el Brent se ubica por debajo de los 65 dólares, una alícuota reducida entre 65 y 80 dólares, y un 8% fijo cuando el precio supera ese umbral.

El objetivo declarado del esquema es evitar que los picos internacionales se trasladen al mercado interno y garantizar abastecimiento a las refinerías locales, obligando a las productoras a priorizar la venta doméstica de crudos pesados. La suba reciente del Brent, impulsada por el cierre parcial del Estrecho de Ormuz —por donde circula el 20% del petróleo mundial—, activó automáticamente el tramo superior del régimen.

El impacto legal recae principalmente sobre las provincias productoras de petróleo convencional, como Chubut, Santa Cruz, Mendoza y parte de Neuquén. En estas cuencas, donde los costos operativos son más altos y la productividad declina, la retención del 8% reduce márgenes y complica la continuidad de áreas maduras.

Los gobernadores patagónicos habían solicitado previamente la revisión del esquema, argumentando que la carga fiscal desincentiva inversiones en yacimientos que requieren incentivos específicos para sostener su actividad.

El mecanismo también expone la fragilidad de un sistema tributario que depende de variables externas. Un shock geopolítico a miles de kilómetros puede modificar de manera inmediata la carga fiscal sobre la producción local, sin intervención legislativa ni administrativa.

Para las empresas, esto implica operar bajo un régimen de volatilidad regulatoria que dificulta la planificación de inversiones y la previsibilidad de flujos de caja, especialmente en proyectos de recuperación secundaria y terciaria.

La activación del esquema legal reabre el debate sobre el rol del petróleo convencional en la matriz energética argentina. Mientras Vaca Muerta continúa expandiéndose, las cuencas maduras enfrentan un escenario de presión fiscal creciente y menor competitividad.

La discusión sobre incentivos, regalías y retenciones vuelve a ocupar el centro de la agenda, en un contexto donde la estabilidad normativa es clave para sostener la producción y evitar el cierre de áreas que aún aportan empleo, infraestructura y actividad económica en regiones dependientes del sector.

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La visita del embajador chino Wang Wei a Tierra del Fuego dejó una señal clara: China quiere profundizar su presencia en el sector energético argentino, con foco en la industrialización del gas y la expansión de la explotación hidrocarburífera en el extremo sur del país. 

El encuentro con el gobernador Gustavo Melella, difundido oficialmente por la provincia, confirmó el interés del gigante asiático en proyectos de gas offshore, infraestructura industrial y desarrollos vinculados a la cadena de valor energética. 

No se trató de una visita protocolar, sino de un movimiento diplomático y económico alineado con la estrategia global de Beijing de asegurar proveedores estables fuera de Medio Oriente.

Durante la reunión, Wang Wei destacó que Tierra del Fuego posee un “potencial estratégico” para inversiones conjuntas en gas e hidrocarburos, y expresó la voluntad de China de acompañar proyectos de industrialización, procesamiento y ampliación de infraestructura. 

Melella, por su parte, subrayó que la provincia necesita avanzar hacia un modelo que no solo extraiga gas, sino que lo transforme localmente para generar empleo, valor agregado y mayor autonomía energética. La coincidencia entre ambas partes abre la puerta a iniciativas que podrían incluir plantas de tratamiento, ampliación de capacidad offshore y desarrollos petroquímicos.

El interés chino se enmarca en un contexto global donde la demanda de gas crece y los países buscan diversificar proveedores ante la volatilidad geopolítica. 

Para Beijing, Tierra del Fuego representa una oportunidad de acceder a recursos energéticos en una región estable, con rutas marítimas estratégicas y potencial para proyectos de largo plazo. 

Para la provincia, la posibilidad de atraer capital chino implica avanzar en infraestructura crítica que hoy limita la expansión de su producción gasífera y petrolera.

La agenda energética fueguina también incluye la necesidad de modernizar instalaciones, ampliar redes de transporte y fortalecer la explotación offshore, un segmento donde China tiene experiencia tecnológica y capacidad de financiamiento. 

La provincia busca socios que permitan escalar proyectos que requieren inversiones intensivas y plazos prolongados, y la presencia del embajador indica que China evalúa seriamente ese rol. La cooperación podría extenderse a áreas como logística portuaria, plantas de procesamiento y desarrollos industriales vinculados al gas.

La visita de Wang Wei confirma que el sur argentino vuelve a posicionarse en el radar de las grandes potencias energéticas. En un escenario donde Vaca Muerta concentra la atención nacional, Tierra del Fuego emerge como un polo complementario con potencial para atraer inversiones estratégicas.

La posibilidad de que China participe en la industrialización del gas y en la expansión hidrocarburífera abre una nueva etapa para la provincia, que busca consolidar un perfil productivo basado en energía, industria y exportaciones. El desafío será transformar el interés diplomático en proyectos concretos que impulsen empleo, infraestructura y desarrollo sostenible en el extremo austral del país.

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San Juan se consolidó como una de las provincias de mayor crecimiento económico del país en las últimas dos décadas, con una expansión del 60,7% en su Producto Bruto Geográfico entre 2004 y 2024. 

El análisis de series históricas y de informes económicos recientes muestra un patrón consistente: la minería fue el motor estructural del crecimiento provincial, impulsada por la entrada en producción de Veladero en 2005 y, posteriormente, por Gualcamayo. 

La actividad minera generó empleo de alta remuneración, fortaleció la cadena de proveedores y elevó el consumo interno, lo que permitió que otros sectores crecieran sobre esa base.

La expansión minera no solo incrementó la producción y las exportaciones, sino que también activó un proceso de diversificación productiva que hoy se refleja en la metalmecánica, la logística, la industria calera y la vitivinicultura. 

La evidencia económica muestra que la diversificación no reemplaza a la minería: surge como consecuencia directa de su escala, su capacidad de tracción y su impacto territorial. 

El crecimiento de proveedores especializados, el aumento del consumo interno y la demanda de servicios industriales consolidaron un ecosistema económico más amplio y complejo.

El impacto exportador confirma esta dinámica. San Juan lidera las exportaciones de Cuyo, impulsada principalmente por oro y plata, lo que sostiene el ingreso de divisas y posiciona a la provincia como un actor clave en la macroeconomía regional.

Al mismo tiempo, la vitivinicultura recuperó dinamismo y se consolidó como el segundo complejo exportador provincial, lo que evidencia que la diversificación existe, pero continúa apoyada en la locomotora minera.

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El Gobierno nacional avanza en una reconfiguración profunda de la matriz productiva, con una estrategia que prioriza al agro, la energía y la minería como ejes del crecimiento económico. 

La administración sostiene que estos sectores concentran el mayor potencial exportador del país y que, en un contexto de restricciones fiscales y necesidad de divisas, deben convertirse en los motores del despegue. 

La industria tradicional, en cambio, atraviesa un proceso de ajuste marcado por una caída en la demanda interna y por niveles de capacidad instalada que se ubican en torno al 53%, con desempeños dispares entre ramas productivas.

La visión oficial se apoya en tres vectores: la expansión del complejo agroexportador, el salto energético asociado al desarrollo de Vaca Muerta y la consolidación de la minería a lo largo de la Cordillera. 

En este esquema, la energía barata y la disponibilidad de recursos naturales se presentan como ventajas competitivas que permitirían atraer inversiones, aumentar exportaciones y sostener un superávit comercial estructural. 

El Gobierno plantea que el país podría multiplicar por varias veces sus ventas externas de petróleo, gas y minerales, y que ese flujo de divisas es indispensable para estabilizar la macroeconomía.

El rediseño productivo convive con tensiones con sectores industriales que advierten por la pérdida de competitividad frente a la apertura comercial y la caída del consumo. Mientras algunas ramas vinculadas a la energía —como la refinación de petróleo, la metalurgia básica y la química— operan con niveles elevados de utilización, otras actividades orientadas al mercado interno muestran retrocesos significativos. 

La administración sostiene que la transición es inevitable y que la economía debe orientarse hacia sectores con capacidad de generar divisas, empleo calificado e inversiones de largo plazo.

En paralelo, el Gobierno impulsa reformas regulatorias para acelerar proyectos mineros, simplificar trámites y mejorar las condiciones de inversión. La eliminación de retenciones, la revisión de regímenes específicos y la unificación de criterios normativos forman parte de una agenda que busca posicionar a la minería como uno de los pilares del nuevo modelo económico.

La estrategia oficial apunta a que el agro, la energía y la minería funcionen como un bloque capaz de sostener el crecimiento, financiar la estabilidad y reordenar la estructura productiva del país.

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El Gobierno de Venezuela firmó un nuevo convenio energético con las compañías europeas Eni y Repsol para fortalecer el desarrollo del proyecto gasífero Cardón IV, uno de los activos estratégicos más importantes del país. El acuerdo fue oficializado en Caracas y encabezado por la presidenta encargada, Delcy Rodríguez, junto con la ministra de Hidrocarburos, Paula Henao, en un acto difundido por teleSUR, medio estatal venezolano.

Según el gobierno, el objetivo es consolidar la producción de gas para abastecimiento interno y exportación, en un contexto de reactivación económica y reposicionamiento internacional.

Rodríguez destacó que Cardón IV es clave para garantizar el suministro energético del país y avanzar hacia una mayor integración en los mercados globales de gas. Agradeció públicamente a Eni y Repsol por sostener sus operaciones en Venezuela incluso en momentos de restricciones externas, y afirmó que la cooperación con empresas europeas forma parte de una estrategia de diplomacia energética orientada a diversificar alianzas y atraer tecnología.

La ministra Henao agregó que el convenio permitirá ampliar capacidades operativas y mejorar la infraestructura asociada al proyecto.

El acuerdo se enmarca en la reforma parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, promulgada el 29 de enero de 2026, que modificó 18 artículos con el fin de modernizar el sector, atraer inversiones y facilitar la participación de empresas internacionales.

Según el gobierno venezolano, esta actualización normativa busca crear condiciones más competitivas para proyectos de gas y petróleo, especialmente aquellos con potencial exportador como Cardón IV. La reforma también apunta a mejorar la seguridad jurídica y acelerar la recuperación de la industria tras años de caída productiva.

Cardón IV es considerado por Venezuela como un pilar para la industrialización interna y la expansión de exportaciones de gas natural. El gobierno sostiene que el proyecto permitirá fortalecer la balanza energética y posicionar al país como un proveedor confiable en un mercado global marcado por la volatilidad geopolítica. 

En paralelo, Venezuela avanza en otros acuerdos con empresas internacionales, como la reciente cooperación con Shell para reactivar unidades estratégicas y ampliar la capacidad de procesamiento de hidrocarburos.

En este contexto, el convenio con Eni y Repsol refuerza la estrategia venezolana de recuperar protagonismo en la OPEP y OPEP+, garantizar suministro estable y contribuir al equilibrio del mercado internacional. Para la región, el avance de Cardón IV confirma que América Latina continúa siendo un actor relevante en el mapa energético global, con proyectos que combinan recursos abundantes, alianzas internacionales y marcos regulatorios en proceso de actualización.

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YPF dio un paso decisivo para asegurar el financiamiento del proyecto Argentina LNG, la mayor apuesta energética del país en medio siglo. La compañía negocia con Banco Santander un crédito por 8.000 millones de dólares, un monto que cubriría casi la mitad de la inversión necesaria para alcanzar la decisión final de inversión (FID) antes de fin de año.

El movimiento confirma que el megaproyecto de licuefacción de gas de Vaca Muerta ya ingresó en la agenda de los grandes bancos globales.

El financiamiento forma parte de un paquete total estimado en 17.000 millones de dólares. JP Morgan actúa como asesor financiero y ya contactó a más de 200 bancos internacionales, de los cuales 90 manifestaron interés en participar. La escala del proyecto, su horizonte exportador y la presencia de socios globales como ENI y ADNOC despertaron la atención de fondos soberanos, bancos multilaterales y entidades especializadas en infraestructura energética.

YPF también mantiene conversaciones con Saudi Aramco, que evalúa incorporarse como socio estratégico.

Para Santander, el acuerdo representa una oportunidad para consolidarse como el principal financiador de infraestructura energética en América Latina. El banco ya lideró el project finance del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, por 2.000 millones de dólares, la operación más grande de la historia argentina en ese formato.

Su participación en Argentina LNG reforzaría su posición en un sector que demanda financiamiento de largo plazo, ingeniería financiera compleja y capacidad de estructurar operaciones multimoneda.

El proyecto Argentina LNG es clave para transformar el perfil energético del país. Permitirá exportar gas de Vaca Muerta a mercados de Asia y Europa, diversificar ingresos y generar un flujo estable de divisas.

La infraestructura prevista incluye una planta de licuefacción de gran escala, ampliaciones de gasoductos y obras complementarias para garantizar la evacuación del gas. La magnitud del proyecto exige un marco regulatorio estable, contratos de largo plazo y una coordinación estrecha entre empresas, bancos y organismos del Estado.

El avance en el financiamiento muestra que Argentina puede atraer capital global cuando combina recursos de clase mundial, socios internacionales y una estrategia clara de inserción en mercados energéticos.

Si el país logra sostener previsibilidad y acelerar la ejecución de infraestructura, Argentina LNG puede convertirse en un proyecto transformador, capaz de posicionar a Vaca Muerta como un proveedor estructural de gas para un mundo que busca seguridad energética y diversificación

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La Argentina Week en Nueva York dejó una señal contundente para el mercado energético internacional: Vaca Muerta volvió al radar de los grandes fondos y de las petroleras globales. La combinación de productividad, costos competitivos y potencial exportador generó un clima de optimismo que no se veía desde antes de la pandemia.

Las reuniones entre empresas, bancos y fondos mostraron un interés concreto por financiar proyectos de shale, infraestructura y exportación.

Los inversores destacaron la madurez operativa alcanzada por la cuenca. La curva de aprendizaje redujo costos, mejoró la eficiencia en perforación y consolidó un modelo industrial capaz de competir con cuencas de Estados Unidos. Este salto técnico, sumado a la necesidad global de diversificar proveedores, posicionó a Vaca Muerta como un activo estratégico para fondos de Estados Unidos, Europa y Medio Oriente.

Entre los actores que participaron de las reuniones hubo supermajors como Chevron, ExxonMobil y Shell; compañías ya instaladas como YPF, Vista y Pampa Energía; y fondos como BlackRock, JP Morgan, Goldman Sachs, Mubadala y QIA.

El foco estuvo puesto en proyectos de mediano y largo plazo: ampliaciones de oleoductos, nuevas plantas de tratamiento, infraestructura de evacuación y, especialmente, iniciativas vinculadas al gas natural licuado. La posibilidad de que Argentina se convierta en un exportador estable de LNG volvió a ser parte de la agenda.

Los fondos también analizaron oportunidades en infraestructura crítica. Empresas como TC Energy, Enbridge y Golar LNG evaluaron proyectos de transporte, almacenamiento y licuefacción. La presencia de Petronas y Sinopec mostró que Asia sigue mirando a Vaca Muerta como un proveedor confiable en un contexto global marcado por tensiones geopolíticas y competencia por recursos.

La euforia que dejó la Argentina Week no es solo un fenómeno de mercado. Es la confirmación de que el país tiene un activo energético capaz de atraer capital global si ofrece previsibilidad, reglas claras y velocidad en la ejecución de infraestructura. La ventana de oportunidad está abierta y el interés internacional es real.

Si Argentina logra consolidar un marco estable, Vaca Muerta puede convertirse en uno de los motores de inversión más importantes de la región y en un proveedor estratégico para un mundo que busca seguridad energética y diversificación

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Miguel Galuccio, CEO y fundador de Vista, recibió el premio “Empresario Argentino del Año” durante Argentina Week, el evento que AmCham organiza en Nueva York para promover inversiones y fortalecer el vínculo entre empresas de ambos países.

El reconocimiento destacó su rol en la expansión del shale oil en Vaca Muerta y la consolidación de Vista como la segunda productora de petróleo del país.

El jurado valoró la capacidad de Galuccio para atraer capital internacional, ejecutar planes de crecimiento sostenido y profesionalizar la operación energética en un contexto global volátil. Vista logró aumentar su producción, mejorar eficiencia y posicionarse como una de las compañías con mejor desempeño operativo del sector.

La empresa también avanzó en proyectos de descarbonización y en la adopción de estándares internacionales de gobernanza.

Argentina Week reunió a ejecutivos, fondos de inversión y funcionarios de Estados Unidos y Argentina. La energía fue uno de los ejes centrales del encuentro, con foco en el potencial exportador de Vaca Muerta y en la necesidad de reglas estables para escalar inversiones.

Galuccio remarcó que la competitividad del shale argentino depende de infraestructura, financiamiento y un marco regulatorio previsible.

El reconocimiento a Galuccio refleja el interés global por el desarrollo energético argentino y la importancia de contar con empresas capaces de ejecutar proyectos de escala internacional.

La consolidación de líderes corporativos con trayectoria técnica y visión estratégica fortalece la credibilidad del sector y abre oportunidades para atraer capital en un momento clave para la transición energética y el crecimiento del país.

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Aunque la energía dominó la agenda pública de la Argentina Week en Nueva York, la minería tuvo un capítulo clave en las reuniones privadas entre fondos, bancos y compañías globales. Los minerales críticos —litio y cobre— se consolidaron como activos estratégicos para la transición energética, y Argentina apareció como uno de los países con mayor potencial de crecimiento en la próxima década.

A diferencia de otros sectores, la minería argentina busca consolidar a los actores que ya operan en el país, pero también atraer nuevos jugadores globales capaces de aportar capital, tecnología y velocidad de ejecución.

En litio, participaron compañías con operaciones activas o en expansión —Arcadium Lithium (Livent–Allkem), Ganfeng, POSCO, Lithium Americas y Tibet Summit— que evalúan nuevas etapas de inversión en proyectos como Sal de Vida, Cauchari–Olaroz, Sal de Oro y Pozuelos–Pastos Grandes. 

En cobre, el interés se concentró en proyectos avanzados como Josemaría, Los Azules, Taca Taca y MARA, impulsados por empresas presentes en la región como Lundin Mining, First Quantum, Glencore y Rio Tinto.

La presencia de estos actores confirma que la Argentina Week funcionó como un espacio para profundizar compromisos existentes, pero también para abrir la puerta a nuevos inversores institucionales y fondos soberanos.

Los bancos globales —JP Morgan, Santander, Bank of America— y fondos de Medio Oriente analizaron la viabilidad financiera de los grandes proyectos de cobre y litio, que requieren inversiones de largo plazo y marcos fiscales estables. Las conversaciones giraron en torno a tres condiciones centrales: estabilidad fiscal a 30 años, reglas claras para exportaciones y retenciones, y un marco ambiental alineado con estándares internacionales. 

La infraestructura logística —energía, rutas, ferrocarril y puertos— también fue un punto crítico en las reuniones, especialmente para proyectos de cobre que dependen de corredores bioceánicos.

La Argentina Week dejó una señal clara: la minería argentina está activamente buscando nuevos jugadores globales, al mismo tiempo que consolida a los que ya están. Las empresas presentes en Nueva York representan el núcleo del mercado mundial de minerales críticos y ven en Argentina una oportunidad concreta para escalar producción en un contexto de demanda creciente por baterías, electromovilidad y energías renovables.

Si el país logra ofrecer previsibilidad y acelerar permisos, puede transformar su cartera de proyectos en inversiones efectivas y consolidarse como un proveedor estratégico en la cadena global de minerales críticos.

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La aceleración de los planes de inversión en Vaca Muerta abrió una paradoja que ya se siente en Neuquén y Río Negro: mientras las operadoras y empresas de servicios anuncian proyectos de escala global, la oferta de personal calificado no alcanza para sostener el ritmo de crecimiento.

El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) proyecta que, hacia 2030, la industria necesitará entre 30.000 y 43.000 trabajadores directos adicionales solo para perforación, completación y operaciones. El déficit de talento se convirtió en uno de los principales cuellos de botella del shale argentino.

En este contexto, miles de personas buscan ingresar al sector, pero la mayoría queda fuera de los procesos de selección por errores metodológicos básicos. El envío de CV genéricos, sin oficio definido ni certificaciones técnicas, es uno de los filtros automáticos más frecuentes.

Las compañías no buscan “gente para petróleo”; buscan perfiles operativos concretos, con habilidades prácticas, cultura de seguridad y disponibilidad real para trabajar por diagrama en entornos exigentes.

Los reclutadores coinciden en que el primer paso para ser empleable es construir una identidad laboral operativa. Un CV efectivo debe comenzar con un perfil claro —“Operario industrial”, “Técnico electromecánico”, “Ayudante de perforación”— y detallar tareas concretas, incluso si provienen de otras industrias. La clave es demostrar transferencia industrial: mantenimiento preventivo, operación de equipos, reducción de paradas, trabajo bajo normas de seguridad.

Las competencias técnicas deben ocupar un lugar central, junto con certificaciones como Trabajo en Altura, Espacios Confinados, Manejo Defensivo, HSE, soldadura API/ASME u operación de maquinaria pesada.

La industria también demanda adaptabilidad. El régimen laboral petrolero —turnos rotativos, trabajo en campo, jornadas prolongadas, clima extremo— es un filtro invisible que muchos candidatos desconocen. Las empresas valoran la disponibilidad explícita para diagramas, reubicación y trabajo nocturno.

En paralelo, LinkedIn se volvió una herramienta crítica: los reclutadores utilizan filtros por palabras clave como “Seguridad Industrial”, “Operación de Equipos”, “Normas HSE” o “Trabajo por Diagrama”, por lo que optimizar el perfil digital es parte del proceso de inserción.

El crecimiento del gas natural licuado (GNL) agrega una dimensión nueva. La transición de Vaca Muerta hacia un ecosistema industrial completo —con plantas de proceso, ductos de alta presión, terminales marítimas y logística exportadora— multiplicará la demanda de técnicos especializados.

Los perfiles emergentes incluyen operadores de plantas de tratamiento, soldadores de alta presión, instrumentistas, técnicos eléctricos de potencia, especialistas HSE con estándares internacionales y profesionales de logística energética orientada a la cadena LNG.

El desafío es claro: Vaca Muerta tiene empleo asegurado, pero no tiene suficientes personas preparadas. La ventana de oportunidad es histórica para quienes decidan profesionalizarse en oficios industriales.

Si Argentina logra cerrar el gap de talento, podrá sostener la expansión del shale, ejecutar los proyectos de infraestructura y consolidarse como proveedor energético global. El futuro laboral del país está íntimamente ligado a su capacidad de formar técnicos expertos para la nueva era industrial que ya comenzó.

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La minería argentina atraviesa una etapa de expansión acelerada y enfrenta un desafío estructural: necesita más talento técnico y gerencial del que hoy existe en el país. En ese contexto, se lanzó un programa internacional de becas orientado a formar a la próxima generación de líderes del sector, con foco en litio, cobre y minerales críticos para la transición energética.

La iniciativa es impulsada por la Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM), el Gobierno de Canadá, el IICA y universidades especializadas en minería responsable.

El programa apunta a profesionales jóvenes, técnicos avanzados y perfiles con potencial de liderazgo que puedan ocupar posiciones clave en proyectos de gran escala. La formación incluye módulos en gestión minera moderna, estándares ESG, relacionamiento comunitario, gobernanza, operaciones, tecnología y sostenibilidad.

La participación de Canadá —uno de los países con mayor reputación global en minería responsable— aporta estándares internacionales y acceso a instituciones educativas de referencia.

La demanda de talento en Argentina es creciente. Los proyectos de litio en Catamarca, Salta y Jujuy requieren cuadros técnicos capaces de operar plantas de proceso, gestionar estándares ambientales y liderar equipos en entornos de alta complejidad. En cobre, los desarrollos de Josemaría, Los Azules, Taca Taca y MARA necesitan profesionales con formación en ingeniería, planificación, logística y gestión de grandes proyectos.

La brecha entre la oferta de talento y las necesidades reales del sector se amplía a medida que avanzan los planes de inversión.

Para quienes quieran postularse, la información oficial se canaliza por tres vías: CAEM, que publica las convocatorias y requisitos; la Embajada de Canadá, que difunde los programas de formación y becas vinculadas al sector; y el IICA, que participa en los módulos de gobernanza y sostenibilidad.

Las universidades asociadas replican las convocatorias en sus plataformas, pero la inscripción siempre se inicia en los canales institucionales de CAEM y Canadá. Allí se detallan fechas, formularios, criterios de selección y modalidades de cursada.

El programa de becas busca cerrar el déficit de talento mediante capacitación intensiva y acceso a redes internacionales. La iniciativa también apunta a fortalecer la gobernanza del sector, incorporando buenas prácticas de transparencia, diálogo social y sostenibilidad.

Para las empresas, contar con profesionales formados bajo estándares globales es un requisito para acceder a financiamiento internacional y cumplir con las exigencias de los mercados de minerales críticos.

La minería argentina está en un punto de inflexión. La combinación de proyectos de litio en expansión, desarrollos de cobre de escala mundial y la creciente demanda global por minerales estratégicos exige una nueva generación de líderes técnicos y gerenciales.

El lanzamiento de este programa de becas es una señal de que el país comienza a preparar el capital humano necesario para sostener su crecimiento y posicionarse como un actor relevante en la cadena global de la transición energética.

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India enfrenta una de las tensiones energéticas más fuertes de los últimos años. Sus reservas de gas licuado de petróleo cayeron a niveles críticos y el país dispone de apenas diez días de stock para abastecer a hogares, industrias y al sector gastronómico, que depende casi por completo del GLP para cocinar.

La situación obligó al gobierno indio a activar compras de emergencia y pagar primas récord en un mercado global condicionado por la volatilidad geopolítica y la competencia por cargamentos disponibles.

En ese escenario, Argentina emergió como un proveedor inesperado pero decisivo. Dos buques de GLP ya fueron despachados y un tercero, el MGC Astor, zarpó desde Bahía Blanca rumbo al puerto de Haldia. La operación se concretó en un contexto de precios excepcionalmente altos: India aceptó pagar entre 350 y 400 dólares por tonelada por encima del valor de referencia para asegurar suministro inmediato.

La logística argentina, con plantas de TGS y MEGA operando a plena capacidad, permitió responder con rapidez a una demanda que otros proveedores tradicionales no pudieron cubrir.

La crisis india se explica por una combinación de factores: tensiones en Medio Oriente que afectan rutas marítimas, menor disponibilidad de cargamentos spot en Asia y un aumento estacional del consumo doméstico. Para Nueva Delhi, la prioridad es sostener el abastecimiento de GLP en un país donde más de 300 millones de personas dependen del cilindro para cocinar.

La presión política interna aceleró las compras y abrió una ventana para nuevos proveedores.

Para Argentina, la oportunidad es doble. Por un lado, mejora el ingreso de divisas en un momento de precios internacionales altos. Por otro, posiciona al país como un actor confiable en un mercado asiático que demanda flexibilidad, cumplimiento y capacidad de respuesta.

La infraestructura de Bahía Blanca, sumada a la experiencia operativa de las empresas locales, permite competir en nichos donde la velocidad y la disponibilidad son más importantes que la escala.

El episodio muestra cómo la infraestructura energética argentina puede insertarse en cadenas globales de valor cuando se combinan capacidad técnica, logística eficiente y condiciones de mercado favorables.

Si el país consolida esta presencia en Asia, podría abrir una vía estable de exportaciones de GLP y fortalecer su perfil como proveedor energético en un mundo que busca diversificar riesgos y asegurar suministros críticos

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El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) confirmó que destinará fondos de inversión “robustos” para la Argentina, en un mensaje que va más allá de la coyuntura y apunta a reconstruir la capacidad del país para ejecutar proyectos de infraestructura, energía y desarrollo productivo.

El anuncio fue realizado por el presidente del organismo, Ilan Goldfajn, quien destacó que el BID está dispuesto a acompañar al país con financiamiento de escala, siempre que los proyectos cumplan criterios de impacto, transparencia y sostenibilidad.

El organismo multilateral administra una de las carteras más grandes de la región en Argentina, con proyectos activos en transporte, energía, agua, modernización del Estado y desarrollo territorial. La nueva etapa de financiamiento incluirá obras de infraestructura logística, corredores bioceánicos, ampliación de redes energéticas, digitalización de servicios públicos y programas de integración social.

El BID también evalúa líneas específicas para transición energética, eficiencia industrial y proyectos vinculados a minerales críticos, donde la demanda global exige estándares ambientales y de gobernanza cada vez más estrictos.

Goldfajn remarcó que el BID busca alinear financiamiento público con inversión privada, especialmente en sectores donde el capital internacional requiere garantías institucionales para ingresar. En este sentido, el organismo está trabajando con bancos globales, fondos soberanos y agencias de crédito a la exportación para estructurar financiamiento mixto en proyectos de largo plazo.

La prioridad es impulsar obras que reduzcan costos logísticos, mejoren la competitividad y generen empleo sostenible.

El anuncio se produce en un momento en el que la Argentina necesita recomponer su capacidad de inversión pública y recuperar acceso a financiamiento internacional. Para los mercados, el respaldo del BID funciona como un indicador de confianza institucional: implica que el país mantiene una relación activa con organismos multilaterales y que existe una hoja de ruta para ejecutar proyectos estratégicos.

Además, el BID exige estándares de transparencia y eficiencia que elevan la calidad de los proyectos y facilitan la participación del sector privado.

La señal del BID es clara: la Argentina sigue siendo un destino relevante para el financiamiento multilateral y cuenta con apoyo para avanzar en su agenda de desarrollo. La clave será transformar estos anuncios en proyectos concretos, con ejecución eficiente y capacidad de generar resultados visibles en infraestructura, energía y productividad.

En un contexto de restricciones fiscales, los fondos “robustos” del BID pueden convertirse en el motor que permita reactivar obras estratégicas y mejorar la competitividad del país en la próxima década.

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El Gobierno oficializó la Resolución 60/2026 y reordenó el esquema estacional que determina cómo se actualiza el precio del gas que llega a hogares, comercios e industrias. La medida vuelve a dividir el año en dos períodos: invierno, del 1° de mayo al 30 de septiembre, y verano, del 1° de octubre al 30 de abril.

Con este cambio, la Secretaría de Energía busca que las tarifas reflejen con mayor precisión el costo real del gas que compran las distribuidoras.

El ajuste reemplaza el esquema vigente desde 2018, que había vinculado las actualizaciones a los cuadros tarifarios semestrales. Ese modelo había generado desfasajes entre el costo del gas en boca de pozo y el precio que pagaban los usuarios finales.

La Ley 24.076 establece que el precio debe seguir el costo de adquisición y que las variaciones deben trasladarse sin generar pérdidas ni ganancias para transportistas y distribuidoras. La resolución retoma ese criterio técnico y lo incorpora al proceso de normalización tarifaria previsto para 2026.

El nuevo esquema también influye en el cálculo de subsidios. En invierno, cuando aumenta la demanda residencial, el Estado suele cubrir una parte mayor del costo del gas. Con el reordenamiento estacional, el Gobierno busca que el consumo subsidiado sea más previsible y que los usuarios tengan señales de precio más claras. El objetivo es reducir la volatilidad y evitar saltos bruscos en la factura final.

Los aumentos comenzarán a aplicarse desde abril y tendrán impacto pleno entre abril y junio, según cada distribuidora. La Secretaría de Energía anticipó que el nuevo esquema permitirá ordenar el flujo de caja del sistema, mejorar la planificación de compras de gas y reducir la presión fiscal asociada a los subsidios. También facilitará la coordinación con la Revisión Tarifaria Integral 2025–2030, que definirá el sendero de precios para los próximos años.

La reorganización del calendario tarifario es un paso clave dentro del proceso de normalización del sector energético. Un esquema estacional claro mejora la previsibilidad, ordena incentivos y permite que el sistema avance hacia una estructura más sostenible. Si se sostiene en el tiempo, puede fortalecer la inversión en producción, transporte y distribución, y consolidar un mercado de gas más competitivo y estable para toda la cadena.

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La Argentina Week 2026 concluyó en Nueva York con un mensaje central: los proyectos de inversión de gran escala que avanzan bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) comienzan a ganar visibilidad internacional y respaldo institucional.

En el cierre del evento, realizado en las oficinas de Microsoft en Times Square, AmCham Argentina entregó distinciones a compañías que demostraron compromiso sostenido con la inversión productiva, la transparencia y el desarrollo económico del país.

Entre los reconocidos se destacó Los Azules, el proyecto cuprífero de Andes Corporación Minera (McEwen Copper), que recibió una Mención Especial por su avance bajo el RIGI y su rol estratégico en la transición energética global. La distinción fue entregada por el ministro de Economía, Luis Caputo, ante más de 270 empresarios, inversores y funcionarios.

El reconocimiento también incluyó a empresas de los sectores energético e infraestructura que están ejecutando inversiones de largo plazo.

La presencia de Rob McEwen, Michael Meding y el gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, reforzó el posicionamiento del proyecto como uno de los activos mineros más relevantes del país. Los Azules es el primer proyecto de cobre en obtener aprobación integral bajo el RIGI, con un plan de inversión registrado de USD 2.670 millones y permisos ambientales vigentes desde 2024.

Su Estudio de Factibilidad proyecta un CAPEX inicial de USD 3.170 millones, un VAN de USD 2.900 millones al 8% y una TIR cercana al 20%, con potencial de duplicarse a precios actuales del cobre.

El reconocimiento a Los Azules se inscribe en una semana marcada por reuniones con fondos globales, bancos internacionales y organismos multilaterales que evaluaron oportunidades en energía, minería, infraestructura y tecnología.

La Argentina Week 2026 funcionó como una plataforma para mostrar proyectos concretos, marcos regulatorios estables y una agenda de inversión orientada a exportaciones, competitividad y transición energética.

El mensaje final del evento fue claro: la Argentina busca consolidar a los inversores que ya están en el país y atraer nuevos jugadores capaces de aportar capital, tecnología y velocidad de ejecución. Los proyectos que avanzan con estándares internacionales —como Los Azules— se convierten en casos testigo de la nueva etapa de inversiones que el país aspira a escalar en los próximos años.

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Transportadora de Gas del Sur (TGS) avanza con la mayor inversión energética de su historia: USD 3.000 millones para construir un corredor industrial completo entre Tratayén (Neuquén) y Bahía Blanca, destinado a procesar, transportar, fraccionar y exportar los líquidos del gas natural de Vaca Muerta.

No se trata solo de un ducto: el proyecto incluye dos plantas industriales nuevas, una en Neuquén y otra en Buenos Aires, además de una terminal marítima refrigerada para exportación.

La obra, que se encuentra en etapa final de decisión (FID), demandará 45 meses de ejecución, generará 4.000 empleos directos y 15.000 indirectos, y atravesará cuatro provincias. La traza del poliducto —de 573 a 700 kilómetros, según la configuración final de ramales— conectará la planta de procesamiento de Tratayén con el polo petroquímico bahiense, cruzando Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires.

En Tratayén, TGS construirá una planta de procesamiento de gas rico con capacidad para 40 a 43 millones de m³/día, diseñada para separar y estabilizar los líquidos (C3, C4 y C5+). La producción estimada es de 2,8 millones de toneladas anuales, que luego viajarán por el poliducto hacia el Atlántico.

En Bahía Blanca, el proyecto contempla una planta de fraccionamiento de 90.000 barriles diarios, capaz de producir 2,7 millones de toneladas anuales de propano, butano y gasolina natural. El complejo incluirá tanques refrigerados de 100.000 m³ para propano, 70.000 m³ para butano y dos tanques de 30.000 m³ para gasolina natural, además de una terminal marítima especializada para exportación en White–Galván.

La magnitud del proyecto anticipa una demanda inédita de proveedores. La construcción del ducto requerirá miles de toneladas de cañerías API de 20 pulgadas, soldadura automática y manual, sidebooms, retroexcavadoras, topadoras, estaciones de bombeo, válvulas de alta presión y sistemas SCADA.

Las plantas industriales demandarán obra civil pesada, estructuras metálicas, equipos rotantes, skids de bombeo, instrumentación y control, sistemas contra incendio, subestaciones eléctricas, líneas de media tensión y montaje electromecánico integral.

La logística será crítica: el proyecto movilizará miles de camiones durante casi cuatro años, exigirá permisos viales especiales, cruces de ríos y rutas, servidumbres de paso y campamentos industriales en cuatro provincias. También se requerirán servicios ambientales, consultoras de impacto social, seguridad industrial y equipamiento de protección personal en grandes volúmenes.

El impacto económico es directo. TGS proyecta exportaciones por USD 1.200 a 2.000 millones anuales y un movimiento adicional de 3 millones de toneladas por año en el complejo portuario White–Galván. Para Bahía Blanca, la obra consolida su rol como nodo energético y petroquímico del país; para Neuquén, asegura capacidad de procesamiento para sostener el crecimiento de Vaca Muerta.

La decisión final de inversión se espera para las próximas semanas. Si se confirma, la obra comenzará en 2026 y abrirá un ciclo de demanda sostenida para contratistas, metalúrgicas, ingenierías, transportistas y proveedores industriales de todo el país.

El proyecto de TGS redefine la infraestructura energética argentina. No es un ducto: es un sistema industrial completo que transforma el gas rico de Vaca Muerta en productos exportables a escala global. La instalación de dos plantas nuevas, sumada a la terminal marítima y al poliducto, abre una ventana de oportunidades inédita para proveedores.

La obra marcará el ritmo de la cadena de valor energética durante los próximos cuatro años y posicionará a Argentina en una nueva liga logística y productiva.

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Chevron reforzó su visión sobre el papel estratégico de la Argentina en el mercado energético global. En un contexto de demanda mundial en crecimiento, la compañía afirmó que el país es un actor central para abastecer petróleo y gas en los próximos años.

La petrolera destacó la calidad de los recursos, la competitividad de Vaca Muerta y el impacto de las reformas económicas en la previsibilidad del clima de inversión.

La empresa señaló que la demanda global de energía volverá a marcar un récord en 2026. El crecimiento de Asia, la expansión industrial y la necesidad de combustibles para transporte y petroquímica sostienen un mercado que sigue siendo profundo y dinámico. En ese escenario, Argentina aparece como un proveedor relevante por su escala, su productividad y su potencial de expansión.

Chevron remarcó que las inversiones energéticas de largo plazo requieren estabilidad macroeconómica, reglas claras y libertad para mover capital. La compañía valoró las reformas orientadas al mercado, la disciplina fiscal y la desregulación como señales que fortalecen la confianza de los inversores.

También destacó el impacto del régimen de incentivos a grandes inversiones y los acuerdos bilaterales que buscan facilitar el comercio y la cooperación tecnológica.

La petrolera es uno de los actores más importantes de Vaca Muerta. Junto a YPF impulsó el desarrollo de Loma Campana, el proyecto que abrió el shale argentino al mundo. La empresa considera que la combinación de recursos de clase mundial, competitividad operativa y un marco regulatorio estable puede convertir a la Argentina en un proveedor energético de escala global.

El mensaje de Chevron confirma una tendencia: el mundo necesita más energía y busca proveedores confiables. Argentina tiene recursos, talento y capacidad industrial para ocupar ese lugar. Si sostiene estabilidad macroeconómica y reglas previsibles, puede transformar su potencial en inversiones duraderas, infraestructura estratégica y una inserción global más sólida.

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La Organización de Países Exportadores de Petróleo mantuvo sin cambios su previsión de demanda global de crudo para los próximos años. El cartel proyecta un consumo en torno a los 106,5 millones de barriles diarios en 2026 y 107,8 millones en 2027, apoyado en un crecimiento económico mundial cercano al 3% anual y en la expansión sostenida de Asia, con China e India como principales motores.

El informe destaca que el aumento del consumo estará impulsado por los combustibles para el transporte, la recuperación plena de la aviación comercial y una actividad industrial, agrícola y de la construcción todavía robusta en países no pertenecientes a la OCDE.

La demanda se desplaza geográficamente, pero no se reduce: el mundo sigue necesitando petróleo para mover carga, personas y producción.

En paralelo, la Agencia Internacional de la Energía decidió liberar alrededor de 400 millones de barriles de sus reservas estratégicas para compensar riesgos de interrupción de suministro vinculados a tensiones en rutas críticas como el estrecho de Ormuz. Es una señal clara: los reguladores están dispuestos a usar su “colchón” de seguridad para evitar un shock de oferta y moderar la volatilidad de precios.

Para los países productores y las cadenas de valor asociadas, el mensaje es doble. Por un lado, la demanda estructural de crudo se mantiene firme en el mediano plazo. Por otro, la coordinación entre grandes consumidores y organismos multilaterales busca evitar crisis abruptas que frenen inversión o destruyan actividad.

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La comisión de Hidrocarburos, Energía y Comunicaciones de la Legislatura de Neuquén inició el análisis del proyecto que propone crear un régimen de regalías para las empresas dedicadas a la explotación minera en la provincia. La iniciativa fue presentada por el gobernador Rolando Figueroa el 1 de marzo, durante la apertura del período de sesiones ordinarias.

El proyecto establece una alícuota que oscilará entre el 2% y el 3% sobre el valor de boca de mina, según el proceso que se realice sobre el mineral en origen. Las empresas que agreguen valor dentro de la provincia tributarán el 2%, mientras que aquellas que comercialicen el recurso sin elaboración deberán abonar el 3%.

Al explicar los alcances de la propuesta, el presidente de la comisión, Damián Canuto, señaló que el objetivo es “monetizar nuestros recursos” y generar una compensación para la provincia por la extracción de recursos naturales no renovables del suelo y subsuelo neuquino.

El proyecto también incorpora alícuotas diferenciadas, una tasa específica para garantizar el control de la actividad y la creación del Fondo de Desarrollo Minero y Sustentabilidad Ambiental (FODEMSA).

Durante la misma reunión, los diputados comenzaron a analizar una actualización del Código de Procedimiento Minero, cuya normativa vigente data de 1970 y no incorpora los criterios ambientales posteriores a la reforma constitucional de 1994. La propuesta busca digitalizar trámites, habilitar expediente electrónico, incorporar herramientas tecnológicas y unificar plazos conforme al nuevo Código Procesal Civil.

Para continuar con el análisis, la comisión convocará a funcionarios de la Dirección de Minería y solicitará al Ministerio de Turismo y Medio Ambiente un informe sobre la asignación de tierras destinadas a la extracción de áridos en la zona de Pulmarí.

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Neuquén cerró 2025 con un desempeño histórico: exportó USD 4.534 millones, un crecimiento del 18,8% interanual que consolidó a la provincia como el principal polo energético del país. El 96,7% de esas ventas externas provino de petróleo y gas, impulsadas por la expansión de Vaca Muerta y por una infraestructura que hoy permite evacuar volúmenes récord.

La producción provincial alcanzó 566.966 barriles diarios de petróleo, el nivel más alto registrado, mientras que el gas llegó a 113,92 millones de m³/día, con una participación no convencional del 90,75%. Este salto productivo se tradujo en un aumento sostenido de exportaciones hacia los mercados del USMCA y de la ALADI, que absorbieron más de USD 3.700 millones en crudo neuquino.

El crecimiento se explica por la actividad de los principales operadores de la cuenca. En petróleo, los bloques más dinámicos fueron Bandurria Sur, Lindero Atravesado, Mata Mora Norte, La Angostura Sur II y Rincón de Aranda, donde las compañías ampliaron capacidad, incorporaron nuevos pads y aceleraron la curva de aprendizaje del shale. En gas, los proyectos de Sierra Chata, La Calera, Aguada Pichana Este, Bandurria Sur y La Angostura Sur II sostuvieron la oferta en niveles récord.

La infraestructura acompañó el salto productivo. Oldelval completó ampliaciones que permiten evacuar la nueva producción hacia el Atlántico, mientras que OTASA incrementó los envíos a Chile con un crecimiento del 82% en el primer trimestre de 2025. A esto se suma el avance del Vaca Muerta Oil Sur, el oleoducto que conectará la cuenca con Punta Colorada para exportación directa.

A pesar de estos números, la formación está lejos de su techo. Solo el 8% de Vaca Muerta está explotado, según datos técnicos de YPF, y menos del 15% tiene actividad exploratoria o pilotos en marcha. Más del 80% de la superficie permanece intacta, sin pozos ni infraestructura. Este nivel de subdesarrollo relativo explica por qué la producción sigue creciendo aun con inversiones moderadas y por qué la curva de expansión tiene décadas por delante.

El resultado es un cambio estructural: Argentina pasó de un déficit energético de USD 7.000 millones a un superávit de USD 8.000 millones, con una proyección oficial que estima USD 30.000 millones de saldo positivo en los próximos cinco años si la infraestructura continúa expandiéndose al ritmo actual.

Vaca Muerta está mostrando su escala real. La combinación de operadores con músculo financiero, infraestructura en expansión y mercados externos demandantes está transformando a Neuquén en un actor energético de peso global. El dato clave es que este salto exportador se logró con apenas una fracción mínima de la formación en desarrollo. Para la Argentina, esto abre una ventana estratégica: más divisas, más actividad y un sector energético que ya opera con lógica de largo plazo.

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Quintana Energy consolidó su posición como el operador más activo en la lengua mendocina de Vaca Muerta tras completar la sísmica 3D en el bloque Cañadón Amarillo, una superficie de 202,5 km² ubicada en el sur provincial.

La adquisición de datos, realizada junto a TSB, demandó una inversión de USD 4 millones y utilizó diez vibradores sísmicos para obtener un modelo de subsuelo de alta resolución.

La ministra de Energía de Mendoza, Jimena Latorre, destacó que Quintana es hoy la empresa que “más rápido avanza” en la exploración no convencional de la provincia. El proyecto entra ahora en la etapa de procesamiento y modelado geológico, paso previo a la definición de las primeras locaciones de perforación.

La actividad se desarrolla en un contexto donde Mendoza busca consolidar su propia ventana de shale. Además de Quintana Energy, la provincia cuenta con compromisos de YPF, que ya perforó dos pozos y tiene un tercero programado en los bloques CNVII y CNVIIA, y con la presencia de operadores como Aconcagua Energía, Phoenix Global Resources y El Trébol, que avanzan en estudios y reprocesamiento sísmico en áreas como Payún Oeste y Paso de las Bardas Norte.

La zona con potencial no convencional supera los 800 km², y la sísmica de Quintana Energy es la más extensa realizada hasta ahora en la provincia. El objetivo es determinar continuidad de roca, espesores, presión de poro y calidad de la ventana térmica, variables clave para evaluar la viabilidad de un desarrollo shale en la región.

Si los resultados técnicos acompañan, Mendoza podría sumar una nueva frontera productiva al mapa energético nacional, con un desarrollo que complementaría la ventana neuquina de Vaca Muerta.

La exploración en Mendoza dejó de ser un ejercicio preliminar. Con la sísmica 3D de Quintana Energy y los compromisos de YPF, la provincia ingresa en una fase técnica seria. El desafío será validar la roca y demostrar continuidad con la ventana neuquina. Si eso ocurre, Mendoza puede convertirse en la próxima frontera del shale argentino.

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Vaca Muerta atraviesa el mayor ciclo de actividad de su historia y eso se refleja en los salarios. Con casi 100.000 etapas de fractura acumuladas, una producción que rozó los 880.000 barriles diarios en diciembre y un objetivo de llegar al millón de barriles/día en 2026, la demanda de personal técnico está en máximos históricos.

Las operadoras y empresas de servicios compiten por talento en un mercado de pleno empleo, impulsado por obras como Vaca Muerta Sur, Duplicar Norte, la ampliación del Gasoducto Perito Moreno y nuevos proyectos midstream.

El resultado es una estructura salarial que se ubica entre las más altas del país. Los relevamientos privados del sector muestran que los sueldos petroleros en la Cuenca Neuquina alcanzan cifras históricas, con brechas de hasta $7 millones frente a otras regiones.

La brecha patagónica es contundente: un Gerente de Planta puede ganar $21,6 millones en la Patagonia, frente a $17,3 millones en Buenos Aires y $14,2 millones en el NEA.

Los análisis de mercado coinciden en que la combinación de factores es clara:

• Escasez de perfiles técnicos especializados.

• Expansión simultánea de obras midstream y downstream.

• Alta rotación y competencia entre operadoras y contratistas.

• Digitalización del campo (automatización, SCADA, telemetría).

• Aislamiento geográfico y diagramas exigentes.

La industria opera al límite de su capacidad y necesita asegurar talento crítico para sostener el ritmo de perforación, fractura y construcción de infraestructura.

• Ingenieros de pozo y reservorio

• Especialistas en logística midstream

• Operadores de maquinaria pesada y sidebooms

• Soldadores API

• Expertos en automatización y SCADA

La proyección del sector estima que la expansión de la cuenca generará 40.000 nuevos empleos directos e indirectos hacia fin de la década.

• 2.300 fracturas mensuales como nuevo piso operativo.

• Inversiones crecientes en infraestructura para evacuar crudo y gas.

• Mayor complejidad técnica en pozos horizontales de 3.000 a 3.500 metros.

• Competencia entre operadoras por asegurar equipos y cuadrillas completas.

El mercado laboral de Vaca Muerta entró en una fase de competencia abierta por talento. Los salarios récord no son un fenómeno aislado: son la consecuencia directa de un ecosistema que opera en máxima expansión, con obras estratégicas, producción en niveles históricos y una demanda técnica que supera ampliamente la oferta. Para las empresas, el desafío es retener perfiles críticos; para los trabajadores, es el mejor momento de la década para ingresar o escalar en la industria.

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La exploración en la Cuenca Argentina Norte atraviesa una transición. Las operadoras que trabajaron en los bloques CAN 107 y CAN 109 completaron la etapa sísmica, pero no avanzaron hacia la perforación exploratoria. La industria ahora observa con atención la nueva campaña que comenzará en el offshore uruguayo.

Los bloques frente a Mar del Plata abarcan más de 15.000 km² en aguas que van desde los 200 hasta los 2.500 metros. La inversión en estudios sísmicos superó los 90 millones de dólares. Los datos fueron procesados, pero no se solicitó el permiso para perforar un pozo, un paso clave para validar la presencia de hidrocarburos.

El antecedente inmediato es el pozo Argerich x-1, perforado en 2024 en el bloque CAN 100, que no mostró indicios claros de petróleo. Estos resultados iniciales no descartan el potencial regional, pero sí obligan a recalibrar expectativas y avanzar con mayor evidencia técnica.

Mientras tanto, Uruguay inicia una campaña sísmica de gran escala en varias áreas de su plataforma marítima. Si los datos confirman un sistema petrolero activo, el impacto será regional: un hallazgo del lado uruguayo revaloriza de inmediato la Cuenca Argentina Norte y puede reactivar la perforación en los bloques locales.

La industria offshore opera con probabilidades de éxito exploratorio cercanas al 7%. Para descartar un área se necesitan decenas de pozos, no uno. Por eso, la pausa actual no implica un retroceso, sino una etapa de maduración técnica.

El offshore argentino no se detiene: se recalibra. La industria avanza por ciclos y la evidencia regional puede acelerar la próxima etapa. Uruguay abre una ventana de oportunidad que, si confirma potencial, reposicionará al Mar Argentino como un activo estratégico para diversificar la matriz energética, atraer inversión y desarrollar cadenas de valor portuarias y de servicios.

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Chubut presentó en Nueva York una agenda centrada en atraer inversiones para energía, tecnología y logística. La provincia expuso su potencial ante fondos internacionales y empresas globales, con especial interés en proyectos de data centers impulsados por compañías tecnológicas de primera línea.

La delegación provincial destacó que la Patagonia reúne condiciones únicas para infraestructura digital: clima frío, disponibilidad de energía, grandes extensiones de terreno y costos operativos competitivos. Estos factores permiten pensar en centros de datos de escala, integrados a un sistema energético confiable y diversificado.

El gobernador Ignacio Torres subrayó que la estrategia provincial apunta a generar previsibilidad y reglas claras para inversores. Señaló que el contexto global coloca a la Argentina en un lugar estratégico por sus recursos energéticos, su capacidad logística y su potencial en economía del conocimiento.

La comitiva incluyó representantes del sector sindical y de empresas energéticas, que remarcaron la importancia de mostrar una agenda articulada entre Estado, trabajadores y compañías. La presencia conjunta busca transmitir estabilidad, capacidad operativa y visión de largo plazo.

Chubut apuesta a consolidarse como un polo energético y tecnológico. La provincia combina experiencia en hidrocarburos y gas, infraestructura portuaria y logística, recursos humanos calificados y un fuerte potencial para energías renovables y servicios digitales. La articulación de estos sectores abre oportunidades para proyectos de alto impacto en la región.

La Patagonia puede transformarse en un hub de energía y tecnología si sostiene previsibilidad y cooperación público–privada. Chubut busca capitalizar su ventaja competitiva: recursos, clima, infraestructura y talento. En un mundo que demanda más energía y más capacidad digital, la provincia se posiciona para atraer inversiones de largo plazo y generar desarrollo sostenido.

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Chevron y Shell iniciaron negociaciones avanzadas para operar activos clave de petróleo y gas en Venezuela, luego del cambio político producido tras la captura de Nicolás Maduro. Las conversaciones se desarrollan bajo un nuevo marco regulatorio que habilita a compañías extranjeras a producir, exportar y comercializar hidrocarburos venezolanos con mayor autonomía operativa.

Las dos petroleras estadounidenses evalúan incorporarse a proyectos de alto potencial en la Faja del Orinoco y en zonas productoras de crudo liviano y gas en el oriente del país. Entre las áreas en análisis se encuentran:

• Petropiar (Chevron): proyecto de crudo extrapesado en la Faja del Orinoco, donde la compañía busca ampliar capacidad y obtener mayor control operativo.

• Ayacucho 8 (Chevron): bloque con reservas significativas de crudo extrapesado, con posibilidad de un nuevo contrato de producción.

• Carito y Pirital (Shell): campos ubicados en el estado Monagas, con producción de crudo liviano y gas asociado, estratégicos para exportación.

La nueva legislación venezolana permite que empresas internacionales operen incluso con participación accionaria minoritaria, eliminando restricciones históricas que limitaban la gestión directa de los proyectos. Este cambio abre la puerta a inversiones en infraestructura, recuperación secundaria, mejoramiento de crudos y ampliación de capacidad instalada.

Estados Unidos anunció que supervisará los acuerdos para garantizar seguridad jurídica y cumplimiento normativo, lo que otorga previsibilidad adicional para las compañías interesadas. Chevron y Shell analizan planes de expansión que incluyen modernización de instalaciones, incremento de producción y desarrollo de proyectos integrados orientados a exportación.

Las negociaciones avanzan en paralelo a la revisión de activos existentes, la evaluación de nuevas oportunidades de exploración y la redefinición del rol de PDVSA en los futuros contratos.

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Pampa Energía pidió ingresar al RIGI con una inversión de USD 4.500 millones para desarrollar Rincón de Aranda, uno de los bloques de shale oil de mayor crecimiento en Neuquén.

Es la mayor apuesta concentrada en un solo activo en la historia de la compañía y un movimiento que confirma que el nuevo ciclo de inversiones en Vaca Muerta ya empezó.

El proyecto incluye más de 100 pozos nuevos, plantas de tratamiento, oleoductos, gasoductos y la conexión directa con el sistema de VMOS. La empresa busca acelerar la producción, extender el plateau y duplicar el output hacia 2027. El RIGI, ampliado recientemente para incluir upstream, permite blindar la inversión con estabilidad fiscal y libre disponibilidad de divisas.

Rincón de Aranda está ubicado entre Añelo y Rincón de los Sauces, dos polos urbanos que ya funcionan como base logística del shale. No hace falta montar una ciudad nueva, pero sí habrá expansión de servicios, alojamiento, transporte y parques industriales.

La inversión derrama en más de 200 rubros y moviliza a toda la cadena de valor: perforación, completación, transporte de agua y arena, ingeniería, construcción, energía eléctrica y servicios industriales.

El impacto laboral es directo. En pico de obra, el proyecto puede generar entre 1.500 y 2.000 empleos, más otros 3.000 a 5.000 indirectos en proveedores, logística y servicios. En operación, sostendrá entre 400 y 600 puestos permanentes. Para Neuquén, significa más regalías, más infraestructura y más producción exportable.

Una inversión de USD 4.500 millones no es un anuncio: es un cambio de escala. Vaca Muerta entra en una etapa donde los proyectos integrales —upstream, midstream e infraestructura— se financian con reglas claras y visión de largo plazo.

El desarrollo de Rincón de Aranda consolida el corredor Añelo–Rincón de los Sauces y empuja a toda la cadena de valor. Es el tipo de apuesta que transforma territorio, empleo y exportaciones. Vaca Muerta está entrando en su década decisiva.

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Río Negro dio el golpe inesperado en Vaca Muerta.

El pozo más productivo de enero no estuvo en Neuquén, sino en el bloque Confluencia Sur, operado por Phoenix Global Resources. La compañía alcanzó una producción de 2.720 barriles diarios, un nivel que desplazó a desarrollos históricos de la cuenca.

El pozo PET.RN.CoS.x-3 (h) logró ese resultado con una rama lateral de 3.000 metros, una profundidad final de 6.350 metros y 105 etapas de fractura. Además, Phoenix confirmó que incorporará una nueva torre de perforación para acelerar el desarrollo del bloque.

Por otra parte, el desempeño del pozo reabre un debate técnico clave: la “lengua” de Vaca Muerta bajo Río Negro podría tener un potencial mayor al previsto. Analistas advierten que se necesita repetitividad para confirmar tendencia, pero el dato ya modificó el mapa productivo del shale.

En paralelo, la provincia busca consolidar su rol dentro de la cuenca. Phoenix es hoy la principal productora de petróleo en Río Negro y avanza con un plan de inversión que incluye más pozos horizontales y mayor capacidad de fractura.

El pozo récord no es solo un dato operativo. Es una señal estratégica.

Río Negro empieza a disputar un espacio que hasta ahora era exclusivo de Neuquén. Si la repetitividad acompaña, la cuenca podría expandirse hacia el este y sumar un nuevo polo de desarrollo. Para un país que necesita más producción, más exportaciones y más divisas, cada sorpresa positiva en Vaca Muerta es una oportunidad para acelerar el crecimiento.

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La Secretaría de Inteligencia publicó un mensaje inusual sobre el rol estratégico de la energía en el mundo actual.

El organismo afirmó que los países que garantizan abastecimiento y capacidad de exportación no solo crecen. Además, acumulan poder en un escenario global marcado por la competencia por recursos críticos.

El comunicado destaca que Vaca Muerta ya posiciona a la Argentina como un actor relevante. Las proyecciones oficiales estiman que, para 2026, las exportaciones energéticas podrían superar los u$s 18.000 millones anuales. Ese flujo de divisas tendría impacto directo en la balanza comercial y en la estabilidad macroeconómica.

Por otra parte, la SIDE advierte que esa centralidad implica riesgos crecientes. Entre ellos menciona injerencia externa, presión sobre infraestructuras críticas, espionaje, ciberataques y presencia de organizaciones criminales en cadenas logísticas y contratos estratégicos.

El organismo sostiene que proteger un activo de esta magnitud exige información precisa y análisis permanente del contexto internacional.

En paralelo, el mensaje aparece en un momento de fuerte tensión global por energía y recursos críticos. Europa busca proveedores estables de gas. Estados Unidos compite por minerales estratégicos. China expande su influencia en infraestructura energética. A la vez, la IA acelera la demanda eléctrica mundial.

La SIDE no habla solo de seguridad. Habla de desarrollo.

El comunicado reconoce que Vaca Muerta dejó de ser un recurso económico para convertirse en un activo geopolítico. Si Argentina quiere transformar ese potencial en exportaciones, estabilidad macro e inversiones, necesita protegerlo como lo que es: un componente central de su poder nacional.

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El gasoducto de 478 kilómetros que unirá Tratayén con el Golfo San Matías avanza hacia su definición final. En abril, Southern Energy (SESA) adjudicará la obra que permitirá alimentar su proyecto de GNL en Río Negro.

La licitación atrajo a dos jugadores internacionales con experiencia directa en ductos de gran escala: Pumpco, de Estados Unidos, y Bonatti, de Italia.

Por una parte, Pumpco llega respaldada por MasTec, uno de los mayores grupos de infraestructura energética de Estados Unidos. La empresa construyó tramos de gasoductos estratégicos en el shale norteamericano, incluidos proyectos de 36 y 42 pulgadas.

Su principal fortaleza es la velocidad de ejecución y la capacidad de movilizar equipos grandes en trazados extensos, un punto clave para una obra que atraviesa zonas rurales y semiáridas.

Por otra parte, Bonatti aporta un perfil distinto. La compañía italiana tiene más de 70 años de experiencia en ingeniería y construcción de ductos de exportación.

Trabajó para ENI, Total, Shell y BP en Europa, África y Medio Oriente. Además, conoce el sistema argentino: participó en obras de TGS, TGN y en tramos del Neuba II. Su diferencial es la solidez técnica en proyectos EPC y en ductos de alta presión.

En paralelo, ambas empresas se asociaron con contratistas locales para operar en territorio argentino. Pumpco integra un consorcio con Bonatti y Contreras Hermanos, mientras que Bonatti también compite por tramos específicos del ducto. La planta compresora, en tanto, se definirá entre OPS, Pecom, Contreras y Víctor Contreras.

La competencia entre Pumpco y Bonatti muestra que el gasoducto de SESA ya trasciende la escala local. Es una obra que atrae a contratistas globales con experiencia en exportación energética.

Para Argentina, esto significa algo más que un ducto: es un paso concreto hacia un proyecto de GNL con proyección internacional. Si la obra avanza en tiempo y forma, el país sumará capacidad para exportar gas y consolidar un nuevo vector de desarrollo.

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Río Negro presentó en Nueva York un paquete de proyectos energéticos por más de USD 36.000 millones, en el marco de la Argentina Week organizada por el Council of the Americas.

El gobernador Alberto Weretilneck expuso ante fondos, bancos y empresas internacionales una hoja de ruta que combina petróleo, gas, GNL, logística, minería y energías renovables.

El plan incluye obras estratégicas como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que ya supera el 50% de avance y permitirá sumar una nueva salida al mar para el crudo de la cuenca. También contempla terminales de exportación, infraestructura portuaria y proyectos vinculados al desarrollo del GNL, un segmento que la provincia considera clave para la próxima década.

Por otra parte, Río Negro presentó oportunidades en minería —incluidas arenas para fracking— y en energías renovables, con proyectos eólicos e hidroeléctricos. La provincia busca posicionarse como un nodo logístico y energético complementario a Neuquén, con la ventaja de su ubicación costera y su cercanía a Vaca Muerta.

En paralelo, Weretilneck destacó ante inversores la estabilidad política y la previsibilidad jurídica de la provincia. El mensaje oficial fue claro: Río Negro quiere convertirse en la puerta atlántica de la energía argentina, con infraestructura en marcha y un portafolio de proyectos listo para financiamiento internacional.

El desembarco de Río Negro en Wall Street muestra un cambio de escala. La provincia dejó de hablar solo de potencial y pasó a mostrar obras concretas, cifras grandes y una estrategia de inserción global.

En un escenario donde la competencia por capital es feroz, llevar un plan de USD 36.000 millones es una señal de ambición y de posicionamiento. Río Negro quiere jugar en la mesa grande de la energía.

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El embajador de China en Argentina, Wang Wei, visitó Tierra del Fuego y confirmó que el país asiático ya tiene inversiones activas en la provincia.

El gobernador Gustavo Melella destacó que la nueva usina de Ushuaia es uno de los proyectos en marcha y aseguró que “vendrán muchas más” iniciativas financiadas por capital chino.

La comitiva diplomática y empresarial mantuvo reuniones con el Gobierno provincial para analizar oportunidades en energía, hidrocarburos, vivienda, turismo, acuicultura e industria electrónica. También se discutieron proyectos vinculados a Huawei, que evalúa alternativas para producir y exportar desde la isla.

Por otra parte, China mostró interés en sectores estratégicos como la industrialización del gas, la petroquímica, las energías renovables y la logística antártica. La delegación destacó que Tierra del Fuego tiene “gran potencial para el desarrollo sostenible” y que la relación bilateral puede profundizarse con nuevos acuerdos.

En paralelo, Melella presentó la infraestructura productiva de la provincia, que incluye más de 1.200 pozos perforados, redes de transporte y capacidad para proyectos de transición energética. La visita concluyó con la declaración de Wang Wei como Huésped de Honor.

La presencia del embajador chino no fue protocolar. Fue una misión económica. China ya está invirtiendo en Tierra del Fuego y busca ampliar su presencia en sectores clave.

Para la provincia, es una oportunidad de financiamiento y desarrollo. Para China, es un punto estratégico en el extremo sur del continente, con acceso al Atlántico Sur y a la logística antártica.

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El gobernador Rolando Figueroa viajó a Nueva York con una agenda propia para posicionar a Neuquén en el centro del debate energético internacional.

Su participación en la Argentina Week, organizada por el Council of the Americas, lo mostró como uno de los mandatarios patagónicos con discurso más definido sobre el rumbo del sector.

Figueroa planteó que Argentina pasó de un paradigma de escasez a uno de abundancia en gas y petróleo, y que Neuquén debe liderar la transición hacia los proyectos de GNL. También destacó que la provincia ofrece incentivos fiscales que la vuelven más competitiva frente a otros destinos de inversión, un mensaje dirigido directamente a fondos y empresas estadounidenses.

Por otra parte, el gobernador buscó diferenciarse dentro del mapa político nacional. Habló de un “Estado ordenado”, de reducción de deuda y de la necesidad de reinvertir la renta del subsuelo en turismo, producción y tecnología. Su discurso apuntó a mostrar gestión, previsibilidad y autonomía, en un contexto donde los gobernadores buscan mayor protagonismo frente al Gobierno nacional.

En paralelo, Figueroa compartió panel con mandatarios de Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Corrientes. La presencia conjunta de gobernadores dialoguistas reforzó la idea de una liga provincial que busca influir en la agenda económica y energética del país.

La gira de Figueroa fue política antes que económica. Neuquén salió a buscar inversiones, sí, pero también a marcar posición en el nuevo tablero federal.

El gobernador quiere que la provincia sea un actor central en la discusión sobre GNL, energía y desarrollo. Y en Nueva York dejó claro que su estrategia es construir poder desde la gestión y desde la previsibilidad.

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Desde la torre del JP Morgan, en plena Argentina Week, José Luis Manzano dejó una definición que sacudió el clima de cautela: “La economía no está estancada, crece”.

Lo dijo frente a fondos, bancos y CEOs globales, y lo respaldó con señales concretas de capital entrando al país. Para él, el nuevo ciclo ya empezó y los sectores transables serán los que marquen el ritmo.

Manzano identifica cuatro motores que pueden cambiar la escala del país: Vaca Muerta, la minería, el agro y la tecnología. En energía, destacó la llegada de Harold Hamm —uno de los mayores referentes del shale en Estados Unidos— como señal de confianza en el potencial argentino.

En minería, mencionó inversiones de Rio Tinto, Vicuña y proyectos de tierras raras, uranio, cobre y litio que ya están en etapa de expansión. En agro, subrayó que la recuperación productiva y la mejora de precios internacionales están generando un nuevo piso de actividad. Y en tecnología, remarcó que las empresas argentinas volvieron a acceder al mercado financiero estadounidense.

Por otra parte, el empresario sostuvo que el clima en Wall Street cambió. Hay expectativa, interés y una lectura más pragmática del proceso argentino. La presencia de gobernadores, funcionarios y empresas en Nueva York envió una señal de continuidad institucional que los fondos valoran. “Hay capital mirando a la Argentina, y eso no pasaba hace años”, afirmó.

En paralelo, Integra Capital —su grupo— avanza con perforaciones en Neuquén y Río Negro, proyectos mineros, energía solar y presentaciones bajo el RIGI. Manzano anticipó que participará en privatizaciones y que evalúa activos de downstream. Su mensaje es claro: la inversión ya empezó y se va a acelerar si se sostienen las reglas.

La mirada de Manzano refleja un cambio profundo: la economía argentina empieza a apoyarse en sectores que generan dólares, empleo e inversión real. Energía, minería, agro y tecnología están traccionando un reordenamiento estructural que va más allá del rebote.

Si el flujo de capital se mantiene, el país puede pasar de la supervivencia al crecimiento sostenido. Es un mensaje que no niega los desafíos, pero reconoce algo que ya se ve en los números y en la calle: la economía se está moviendo.

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Las estaciones de servicio de Neuquén volvieron a apuntar contra las tasas municipales que se aplican sobre cada litro de combustible vendido.

La Cámara del sector advirtió que la carga fiscal local se volvió “un problema grave” para la actividad y que afecta la competitividad de toda la cadena.

El reclamo se intensificó después de que el Gobierno nacional obligara a los surtidores a informar públicamente si el precio final incluye tasas municipales. La medida expuso que varios municipios de la provincia aplican recargos que elevan el valor del combustible y generan un esquema tributario que el sector considera “distorsivo”.

Por otra parte, los expendedores señalan que la presión fiscal municipal se suma a impuestos nacionales y provinciales, lo que deja a las estaciones en una situación cada vez más ajustada. También advierten que la caída del consumo y el aumento de costos operativos agravan el escenario.

En paralelo, la Secretaría de Energía sostiene que las tasas locales afectan la transparencia del precio y generan diferencias entre localidades vecinas. Por eso, la resolución nacional busca que el consumidor conozca qué parte del valor del combustible corresponde a tributos municipales.

La actualización del esquema de regalías es una oportunidad para ordenar un sistema que quedó viejo y avanzar hacia un desarrollo más federal. La redistribución reconoce que la actividad petrolera ya no se concentra en pocos municipios y que el impacto territorial es más amplio.

Es lógico que quienes pierdan participación expresen su malestar, pero el nuevo índice permite que más localidades accedan a recursos y que la renta del subsuelo se distribuya con criterios técnicos y actuales. Río Negro busca equilibrar el mapa productivo y acompañar el crecimiento de toda la región.

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La minería se consolidó como el principal motor de empleo privado en Jujuy.

Según datos oficiales del Ministerio de Minería, el 72% de los trabajadores de los proyectos mineros son jujeños, un nivel de contratación local que supera ampliamente el promedio nacional y que refleja la madurez del sector en la provincia. El crecimiento del litio —con Olaroz y Cauchari como ejes— impulsó la demanda de técnicos, operarios, mantenimiento, transporte y servicios industriales.

El impacto no se limita al empleo directo. La cadena de valor local está en plena expansión: una sola operadora gastó $60.000 millones en proveedores jujeños durante el último año. Transporte, catering, perforación, logística, construcción, insumos y servicios especializados forman parte de un ecosistema que se volvió estratégico para la economía provincial.

La política de contenido local, sumada a la distancia de los salares y a los programas de capacitación, explica por qué la minería jujeña tiene uno de los niveles más altos de empleo local del país.

El salto productivo también empuja la profesionalización. La provincia incorporó estándares internacionales como EITI, que exige transparencia en pagos, regalías y datos de producción. Esto fortalece la confianza de las comunidades y de los inversores, y permite que el crecimiento del sector se traduzca en más oportunidades laborales y más desarrollo territorial.

El litio no solo mueve exportaciones: mueve trabajo real. La minería jujeña muestra que cuando hay reglas claras, contenido local y proyectos de escala, el empleo se multiplica y la cadena de valor se vuelve protagonista.

El 72% de mano de obra local y los $60.000 millones en proveedores son señales de un modelo que funciona y que puede replicarse en otras provincias. La minería está generando trabajo, arraigo y desarrollo donde antes no había alternativas productivas.

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La visita del embajador italiano Fabrizio Nicoletti dejó un mensaje que trasciende la diplomacia: Italia está reposicionando a la Argentina como un socio energético estratégico, en un momento en que Europa busca diversificar proveedores y reducir su dependencia del gas ruso y de la inestabilidad en Medio Oriente.

El giro no es retórico. La petrolera estatal italiana ENI ya forma parte del proyecto Argentina LNG, junto a YPF y la estadounidense XRG, una iniciativa que podría convertir al país en exportador global de gas licuado a partir de Vaca Muerta. Para Italia, que combina industria pesada con escasez de recursos naturales, la ecuación es simple: Argentina tiene energía; Italia tiene tecnología, capital y mercado.

Nicoletti lo planteó con claridad: la relación bilateral entra en una etapa donde la complementariedad productiva es el eje. Italia es una potencia industrial sin materias primas; Argentina es un país con recursos energéticos y minerales críticos que necesita tecnología, financiamiento y acceso a mercados.

Esa convergencia explica por qué Roma fue decisiva para destrabar el acuerdo Mercosur–Unión Europea después de dos décadas de bloqueo.

El embajador destacó que las pymes italianas, columna vertebral del aparato industrial europeo, ven en la estabilización macro argentina “una autopista” para invertir. Estas empresas son líderes globales en equipamiento para oil & gas, válvulas industriales, compresión, instrumentación, ingeniería de ductos, eficiencia energética y tecnologías de transición. Su desembarco podría elevar estándares, ampliar la oferta de proveedores y generar alianzas con pymes locales.

La agenda bilateral también incluye cooperación científica y tecnológica bajo el Plan de Acción 2025–2030 firmado por Meloni y Milei, con foco en investigación, formación académica y transferencia de conocimiento. La energía —desde hidrocarburos hasta renovables y captura de carbono— aparece como uno de los capítulos centrales.

• Upstream: más tecnología para perforación, automatización y recuperación mejorada.

• Midstream: proveedores italianos para ductos, compresión y plantas modulares.

• LNG: ENI aporta ingeniería, financiamiento y acceso a compradores europeos.

• Servicios petroleros: oportunidades de joint ventures con pymes italianas.

• Transición energética: know-how en renovables, hidrógeno y eficiencia industrial.

• Mercados: certificaciones y estándares europeos que habilitan exportaciones de largo plazo.

Italia no viene por nostalgia ni por afinidad cultural: viene por energía. Y cuando una potencia industrial europea entra en Vaca Muerta, la cadena de valor completa se reconfigura. Desde el pozo hasta el LNG, desde la metalmecánica hasta la certificación ambiental, la presencia italiana puede acelerar inversiones, abrir mercados y elevar estándares. La diplomacia cultural quedó atrás; empieza la diplomacia energética. Y ahí, Argentina tiene algo que Europa necesita.

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La escalada del conflicto en Medio Oriente volvió a encender las alarmas del mercado energético global. En las últimas horas, el Brent y el WTI treparon hasta US$117 por barril, los valores más altos desde 2022, impulsados por el cierre del Estrecho de Ormuz y la incertidumbre sobre la duración del conflicto.

Los futuros ya descuentan escenarios de hasta US$157, mientras que Qatar advirtió que el barril podría llegar a US$150 si la crisis se prolonga.

El estrecho es un punto crítico para el comercio mundial: por allí circula cerca del 20% del petróleo global y más del 25% del GNL. Con refinerías afectadas, rutas marítimas bloqueadas y tankers sin destino, la volatilidad domina los mercados. Asia ya siente el impacto con subas de hasta 70% en combustibles y petroquímicos, mientras China negocia con Irán para asegurar el flujo de crudo y GNL que representa casi la mitad de su matriz energética.

En paralelo, el mercado del carbón también registró aumentos de hasta 15%, cerrando en US$135 por tonelada, lo que amplifica la presión sobre industrias intensivas en energía. La tensión se extiende a toda la cadena: desde petroquímicos hasta insumos para renovables, que dependen de metales y procesos vinculados al carbón y al petróleo.

Para Argentina, el impacto es directo. Analistas anticipan una suba superior al 15% en combustibles por el atraso de precios y la presión internacional. Además, un barril por encima de los US$120 mejora los ingresos por exportaciones de Vaca Muerta, pero también encarece insumos críticos para la industria y el transporte.

La crisis en Medio Oriente vuelve a mostrar que la energía es el corazón de la geopolítica global. Un barril en zona de US$120–150 redefine balances fiscales, altera flujos comerciales y acelera decisiones de inversión. Para Argentina, el desafío es doble: aprovechar el impulso exportador de Vaca Muerta y, a la vez, contener el impacto interno de un shock internacional que vuelve a poner al mundo en modo incertidumbre.

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Los países del G7 abrieron la puerta a utilizar sus reservas estratégicas de petróleo para estabilizar el mercado, en medio de la escalada de precios provocada por la guerra en Medio Oriente y el riesgo de un cierre prolongado del estrecho de Ormuz.

Los ministros de Finanzas mantuvieron una videoconferencia en la que coincidieron en “adoptar todas las medidas necesarias” para contener la volatilidad de los hidrocarburos.

El ministro francés Roland Lescure, cuyo país preside el G7, explicó que se está analizando “de cerca cómo estabilizar los flujos y el mercado”, y admitió que el plan podría incluir la liberación coordinada de reservas estratégicas. Por ahora, no se registran problemas de aprovisionamiento de petróleo ni de gas en Europa o Estados Unidos, pero el temor es que un cierre duradero de Ormuz o daños mayores en refinerías del Golfo Pérsico tensionen aún más la oferta.

En las últimas horas, el Brent llegó a superar los US$119 por barril, con subas intradía de más del 30%, que se suman a un avance acumulado cercano al 20% en la semana. La preocupación central del G7 es que la combinación de precios altos y riesgo geopolítico termine trasladándose a inflación, costos logísticos y competitividad industrial en las principales economías desarrolladas.

Los países miembros de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), entre ellos todos los del G7, están obligados a mantener reservas equivalentes a al menos 90 días de importaciones para responder a situaciones excepcionales. Desde 1973, esas reservas se liberaron solo en cinco ocasiones, las dos últimas en 2022, durante la crisis energética derivada de la invasión rusa a Ucrania.

España, por ejemplo, cuenta con 96 días de reservas, combinando stock público y privado.

La tensión actual se explica por el rol crítico del estrecho de Ormuz, por donde circula alrededor de una quinta parte de los hidrocarburos que se consumen en el mundo, con destino mayoritario a Asia.

El cierre de facto por parte de Irán o la destrucción de infraestructura clave en el Golfo Pérsico son los escenarios que el mercado descuenta como riesgo y que el G7 intenta amortiguar con señales de coordinación.

La posible liberación de reservas estratégicas muestra que el mundo desarrollado no está dispuesto a dejar que la geopolítica defina en soledad el precio de la energía. El G7 usa una herramienta de “última instancia” para enviar un mensaje: hay capacidad de respuesta coordinada frente a shocks de oferta.

Para países productores emergentes como Argentina, este contexto combina oportunidad y desafío: Vaca Muerta gana relevancia como proveedor confiable, pero se mueve en un tablero donde las decisiones de las grandes potencias pueden moderar los picos de precios y exigir más competitividad estructural.

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Río Negro logró revertir su declino petrolero y alcanzó en enero su mayor nivel de producción en cinco años, impulsada por el avance del shale en su porción de Vaca Muerta. La provincia produjo 23.536 barriles diarios, un salto que la posiciona como la segunda jurisdicción del país —después de Neuquén— en capitalizar el desarrollo no convencional.

El crecimiento se explica por la puesta en marcha de siete pozos shale operados por Phoenix Global Resources, liderada por el rionegrino Pablo Bizzotto y controlada por el grupo suizo Mercuria. Estos pozos aportaron 8.501 barriles diarios, equivalentes al 36% de toda la producción provincial. En términos simples: uno de cada tres barriles extraídos en Río Negro ya proviene del shale.

Tres pozos comenzaron a producir a fines de 2024 en el área Confluencia Norte, replicando el modelo neuquino de ramas horizontales extendidas. Luego se sumaron cuatro pozos adicionales hacia fines de 2025, con resultados aún más sólidos, consolidando la recuperación.

El contraste con la producción convencional es marcado: mientras el shale crece, el convencional cayó de 20.614 barriles diarios en 2021 a 13.939 en enero de 2026. El tight también retrocede. El repunte provincial se explica exclusivamente por la ventana petrolera de Vaca Muerta.

• Capex perforará un pozo shale en Cinco Saltos Norte.

• PAE avanzará con un pozo horizontal de 2.000 metros en Cinco Saltos Sur.

• PAE + TanGo Energy perforarán dos pozos adicionales en Loma Guadalosa.

A diferencia de Neuquén, donde el gas tiene un peso creciente, en Río Negro el desarrollo apunta casi exclusivamente al petróleo, por las características geológicas de la formación en esa zona. El desafío será sostener el ritmo de perforación para compensar el declino natural de los pozos shale, más acelerado que el convencional.

La recuperación de Río Negro confirma que Vaca Muerta dejó de ser un fenómeno exclusivamente neuquino y empieza a expandirse territorialmente. El shale se convierte en un motor regional capaz de revertir declinos estructurales y atraer inversión privada sostenida.

Para la Argentina, esto significa más producción, más exportaciones y más provincias integrándose a la matriz energética del futuro. La ventana petrolera rionegrina recién empieza y ya muestra que tiene escala para jugar en grande.

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El sistema exportador de Vaca Muerta sumó un hito clave: Puerto Rosales superó los 100 buques petroleros cargados desde 2025, consolidándose como uno de los nodos logísticos más dinámicos del país. La operación número cien estuvo a cargo del Aqua Legacy, un Aframax de 250 metros que embarcó 111.600 m³ de crudo argentino con destino a refinerías de Richmond, en la costa oeste de Estados Unidos.

El dato sintetiza la transformación que vivió la terminal Rosa Negra, operada por Otamerica, desde su inauguración. En menos de dos años, pasó de ser un proyecto de ampliación portuaria a convertirse en una pieza central del sistema que permite que el shale argentino llegue a los mercados internacionales. La terminal ya opera con dos posiciones de amarre y avanza en la construcción de una tercera, lo que ampliará aún más su capacidad de carga.

La infraestructura acompañó este salto: un muelle offshore a 2 kilómetros de la costa, tanques que elevan la capacidad de almacenamiento a 780.000 m³, y un sistema de bombeo que permite sostener un flujo continuo de exportación. Todo esto se integra con la red de Oldelval, que transporta el crudo desde la Cuenca Neuquina hasta la costa bonaerense.

El crecimiento de Puerto Rosales es un reflejo directo del aumento de la producción de shale oil en Vaca Muerta y del avance del sistema logístico que la sostiene. Los cargamentos ya salen hacia Estados Unidos, Europa y Asia, y la terminal se consolidó como un punto estratégico para la expansión exportadora del país.

El hito de los 100 buques no es un número: es una señal. Muestra que la Argentina empieza a jugar en el mercado global con infraestructura, escala y continuidad. Cuando un puerto que hace pocos años operaba de manera limitada se convierte en un hub exportador de clase mundial, queda claro que Vaca Muerta ya no es solo producción: es logística, inversión y presencia internacional. El país empieza a construir un sistema energético que genera divisas de manera sostenida.

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Chubut formalizó un cambio profundo en las reglas del juego para el petróleo convencional: promulgó la Ley XVII N°164, que aprueba el acuerdo firmado con Nación y las operadoras para eliminar o reducir retenciones a la exportación, a cambio de una condición central: las empresas deberán reinvertir los ingresos adicionales en los yacimientos de la provincia.

El esquema se articula con el Decreto 59/2026, que flexibilizó los derechos de exportación para el crudo convencional. Pero el beneficio no es automático: cada operadora deberá destinar los recursos incrementales a exploración, desarrollo y explotación, con foco en áreas maduras, marginales o en declino, un punto crítico para la cuenca del Golfo San Jorge.

La ley habilita al Ministerio de Hidrocarburos provincial a definir montos, metodologías y compromisos específicos por concesión, y permite firmar acuerdos individuales con cada empresa según la realidad productiva de cada bloque. También establece un régimen de sanciones en caso de incumplimiento, bajo la Ley XVII N°102.

El acuerdo tendrá una vigencia inicial de dos años, con posibilidad de prórroga por otros dos. En paralelo, el Ejecutivo provincial deberá reglamentar en un plazo máximo de 60 días el mecanismo para calcular las inversiones adicionales que deberán realizar las operadoras.

La norma fue sancionada por la Legislatura el 2 de marzo y promulgada por el gobernador Ignacio Torres mediante el decreto 235, publicado el 9 de marzo en el Boletín Oficial.

Chubut decidió mover el tablero: si el convencional está en declino, la respuesta no es resignarse, sino alinear incentivos. Eliminar retenciones sin pedir nada a cambio sería un subsidio; hacerlo exigiendo reinversión es una política productiva. El acuerdo obliga a las operadoras a volver a poner plata en el subsuelo, en los equipos y en las áreas maduras.

Es un mensaje claro: la exportación es bienvenida, pero tiene que dejar algo más que divisas. Es una señal de que las provincias petroleras empiezan a construir sus propios marcos de desarrollo.

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El ministro de Economía, Luis Caputo, volvió a instalar la narrativa de un nuevo ciclo exportador basado en energía y minería, al asegurar que la minería será “otro boom impresionante” para la economía argentina. Lo dijo en el 7° Foro de Inversiones y Negocios en Mendoza, donde destacó que el país atraviesa “la primera vez con orden macro por decisión política” y que ya hay US$ 25.000 millones en proyectos aprobados y otros US$ 42.000 millones en evaluación, principalmente bajo el RIGI.

Caputo proyectó que la balanza energética y minera podría alcanzar US$ 75.000 millones en 2035, más de dos veces y media el aporte actual del agro. Según el ministro, el crecimiento se apoyará en Vaca Muerta, en los grandes proyectos de cobre y litio, y en la llegada de inversiones intensivas en capital que ya muestran un “ratio de aprobación casi del 100%” dentro del régimen.

En paralelo, la escalada del conflicto en Medio Oriente llevó el barril de petróleo a US$ 100, lo que genera un impacto inmediato en la macro argentina. Cada suba de US$ 10 en el precio del crudo puede aportar entre US$ 1.300 y US$ 3.000 millones adicionales en exportaciones energéticas. Con estos valores, las ventas externas de petróleo podrían pasar de US$ 6.400 millones en 2025 a US$ 9.400 millones, según estimaciones privadas.

El economista energético Daniel Dreizzen proyecta que, con un Brent sostenido en tres dígitos, la balanza energética podría cerrar el año con un superávit de US$ 12.300 millones, unos US$ 4.400 millones más que el año anterior.

Caputo, sin embargo, rechazó que el shock externo vaya a trasladarse al dólar o a la inflación local, y aseguró que la macro “está sólida” y que el Banco Central continúa comprando divisas incluso en este contexto.

El Gobierno está construyendo un relato económico donde energía + minería reemplazan al agro como motor de divisas. La suba del petróleo le da aire inmediato a la macro, mientras el RIGI promete inversiones de largo plazo. Pero el escenario es dual: más dólares por exportaciones, sí; pero también más presión inflacionaria y un mundo en tensión.

El boom que proyecta Caputo depende tanto de la geopolítica como de la capacidad del país para sostener reglas estables y convertir promesas en producción real.

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La séptima edición del Foro de Inversiones & Negocios reunió en Mendoza a más de 1.500 empresarios, inversores y funcionarios, consolidándose como uno de los encuentros de negocios más relevantes del país.

Bajo el lema “Nuevo tiempo para confiar y crecer”, el evento fue inaugurado por el gobernador Alfredo Cornejo y el ministro de Economía, Luis Caputo, en un contexto donde la atracción de capitales es prioridad política y económica.

Durante dos jornadas, el Hotel Hilton Mendoza fue escenario de paneles sobre macro y microeconomía, energía, petróleo, minería, innovación, logística, agroindustria y tecnología, además de mesas sectoriales que funcionaron como espacios de vinculación directa entre inversores y empresas.

El Gobierno provincial y el Consejo Empresario Mendocino (CEM) destacaron que el objetivo central fue generar oportunidades concretas de inversión y fortalecer la red empresarial de la región.

El ministro de Producción, Rodolfo Vargas Arizu, subrayó que “cada vez hay más interés en invertir en Mendoza”, especialmente en desarrollos agrícolas, ganaderos y mineros. Aseguró que los inversores perciben “seguridad jurídica y estabilidad”, dos atributos que la provincia busca instalar como diferencial competitivo.

Las mesas de inversiones fueron uno de los espacios más concurridos, con temáticas que abarcaron desde software y servicios tecnológicos hasta petróleo, minería, logística, salud, aeroespacial, real estate, energías y turismo. El subsecretario de Industria, Comercio y Logística, Alberto Marengo, destacó que “la gente se va muy contenta” y que el nivel de participación “levanta la vara para la próxima edición”.

El foro también incluyó Innova Invest, donde once fondos de inversión evaluaron proyectos locales de alto potencial y analizaron oportunidades de financiamiento para emprendimientos mendocinos.

El Foro de Inversiones no fue solo un evento: fue una demostración de fuerza del ecosistema empresario mendocino. En un país donde la macro se mueve entre tensiones externas y reformas internas, Mendoza eligió enviar un mensaje claro: hay clima de negocios, hay proyectos y hay capital dispuesto a escuchar.

La provincia se posiciona como un territorio donde la palabra “inversión” no es un slogan, sino una agenda concreta. Y en un momento donde la confianza es un activo escaso, reunir a 1.500 actores del sector privado es, en sí mismo, un gesto político.

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Shell Argentina formalizó su incorporación como socia del Instituto Vaca Muerta (IVM), la plataforma educativa creada por la industria para formar el talento técnico que demandará la expansión del no convencional. La adhesión coloca a la compañía dentro de un esquema colaborativo que ya integran YPF, TotalEnergies, Vista, Chevron y Pluspetrol, junto a más de 20 empresas de servicios.

Del acto participaron Germán Burmeister (Shell Argentina, Chile y Uruguay), Horacio Marín (YPF) y Lisandro Deleonardis (IVM). La llegada de Shell refuerza el peso institucional de un proyecto que apunta a resolver uno de los desafíos más críticos del sector: la disponibilidad de mano de obra calificada, con formación específica y estándares alineados a la operación real de Vaca Muerta.

El IVM brindará capacitación técnica gratuita, con certificación del Consejo Provincial de Educación de Neuquén. Su inauguración será el 16 de marzo en el Polo Tecnológico de Neuquén, donde funcionarán simuladores, laboratorios y talleres equipados con tecnología de última generación. Una segunda sede en Río Neuquén contará con un pozo escuela para prácticas de campo.

Para Shell, la formación de talento es un componente estratégico. “La educación y la formación de talentos son pilares fundamentales para el desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Burmeister. La visión coincide con la de YPF, que impulsa un modelo de capacitación colaborativa para sostener la productividad, la eficiencia y la seguridad en operaciones cada vez más complejas.

La red del IVM incluye a Halliburton, San Antonio, DLS Archer, Calfrac, PECOM, Clear, Duralitte, NOV, SIAM y otras compañías clave de la cadena de valor. El objetivo es acelerar la formación de perfiles técnicos preparados para incorporarse rápidamente a la actividad, en un contexto donde la demanda laboral crece al ritmo de nuevos proyectos, más equipos y mayor infraestructura.

La incorporación de Shell al Instituto Vaca Muerta consolida un movimiento estratégico de toda la industria: profesionalizar el capital humano para sostener la curva de crecimiento del shale. La formación técnica deja de ser un complemento y pasa a ser infraestructura esencial, al mismo nivel que ductos, plantas y equipos. El IVM es la apuesta colectiva para que Vaca Muerta pueda competir globalmente con productividad, seguridad y talento propio.

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La empresa Alberta realizará el 17 de marzo en Buenos Aires la primera edición de Vaca Muerta Experience, un encuentro orientado a inversores interesados en proyectos inmobiliarios vinculados al desarrollo energético de la cuenca.

El evento se hará desde las 16 en el SUM Terraza de Avenida Corrientes 420 y reunirá a inversores individuales e institucionales en una ronda de negocios enfocada en oportunidades asociadas al crecimiento de la actividad hidrocarburífera.

El eje central será la presentación de Añelo Boulevard, un desarrollo urbano pensado para cubrir la demanda corporativa que generan las operaciones petroleras. El proyecto se ubicará en Añelo, considerado el principal centro operativo de Vaca Muerta, y abarcará 20 hectáreas divididas en 16 manzanas. Incluirá 1.128 unidades funcionales destinadas al alojamiento de trabajadores y equipos vinculados a la industria energética.

Según el plan presentado por Alberta, el complejo tendrá capacidad para 3.773 camas, orientadas principalmente a operadoras petroleras y empresas de servicios. Durante el encuentro, los asistentes podrán evaluar oportunidades de participación como inversores dentro del desarrollo inmobiliario.

El CEO de Alberta, Federico Kreplak, explicó que el evento fue diseñado para quienes buscan involucrarse en el crecimiento de uno de los polos de inversión más relevantes del país. La jornada incluirá presentaciones de oportunidades concretas, además de espacios de networking entre empresas, inversores y actores del sector energético.

La propuesta también busca conectar a inversores que ya participan en Vaca Muerta con aquellos interesados en ingresar al negocio inmobiliario vinculado a la actividad petrolera. En los últimos años, Alberta desarrolló distintos proyectos de infraestructura logística en la región, entre ellos parques logísticos en Neuquén, Añelo y Fernández Oro, destinados al almacenamiento, tránsito pesado y manejo de cargas.

La firma también informó el desarrollo de un software de gestión hotelera y la creación de una unidad de seguridad privada habilitada en la provincia para brindar servicios de vigilancia y monitoreo en complejos habitacionales e industriales.

A estos servicios se suman propuestas de facility management, mantenimiento y limpieza orientadas a la operación de instalaciones vinculadas al sector energético.

En paralelo, Alberta participa en obras vinculadas al transporte de gas producido en Vaca Muerta. Junto a IDERO, la compañía fue adjudicada para construir y equipar obradores en General Acha, Doblas y Chacharramendi, localidades asociadas al sistema de transporte operado por Transportadora de Gas del Sur (TGS).

Vaca Muerta empieza a generar su propio ecosistema de inversión fuera de Neuquén. El Experience del 17 de marzo busca ampliar la base de capital para proyectos urbanos y logísticos que hoy corren detrás del ritmo de producción. Añelo necesita infraestructura para sostener la próxima fase del shale, y el mercado inmobiliario se convierte en un actor clave para esa expansión.

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Javier Milei viaja a Nueva York para encarar su misión más ambiciosa desde que llegó al poder: convencer a banqueros y grandes compañías de que Argentina está lista para recibir inversiones en escala.

El viaje coincide con la Argentina Week, organizada por JP Morgan y Bank of America, y busca enviar un mensaje político clave: continuidad, estabilidad y un rumbo económico que trascienda al Gobierno.

El Presidente llega con una agenda diseñada para captar capital en sectores estratégicos.

Según la información confirmada, el Gobierno presentará tres grandes bloques:

• Argentina necesita créditos externos para refinanciar deuda.

• El Riesgo País sigue arriba de los 500 puntos, un piso que el Gobierno no logra perforar.

El foco estará en minería y energía:

• Litio, cobre y oro

• Vaca Muerta como activo estrella

• Taca Taca (Salta)

• Josemaría (San Juan)

• MARA (Catamarca)

• Empresas estatales

• Hidrovía

• Ferrocarriles

• Corredores viales

• Belgrano Cargas

Es la parte más sensible políticamente, pero también la que más interés despierta en fondos especializados.

La gira incluye una reunión con los principales CEOs del sector energético global.

• Mark Nelson (Chevron)

• Harold Hamm (Continental Resources)

• Miguel Galuccio (Vista Energy)

• Horacio Marín (YPF)

• Marcelo Mindlin (Pampa Energía)

• Marcos Bulgheroni (PAE)

El objetivo es claro: posicionar a Argentina como exportador neto de energía y futuro jugador del GNL.

El Gobierno sabe que los inversores miran más allá de un mandato.

• Alfredo Cornejo (Mendoza)

• Ignacio Torres (Chubut)

• Marcelo Orrego (San Juan)

• Claudio Vidal (Santa Cruz)

• Rolando Figueroa (Neuquén)

• Raúl Jalil (Catamarca)

• Carlos Sadir (Jujuy)

• Gustavo Sáenz (Salta)

La presencia de provincias mineras y petroleras refuerza la narrativa de estabilidad federal.

Hasta ahora, Argentina solo logró emitir deuda en dólares bajo legislación local.

Las privatizaciones muestran interés mayormente doméstico, no internacional.

La misión en Nueva York busca revertir esa tendencia y abrir la puerta a capitales globales.

Lectura estratégica: Milei apuesta a la política exterior como motor económico

• Reposicionar a Argentina en el radar global

• Mostrar gobernabilidad y continuidad

• Consolidar alianzas con provincias clave

• Convertir la narrativa promercado en compromisos concretos

La pregunta es si la gira logrará transformar interés en inversión real.

El escenario está armado. Los actores están presentes.

Ahora falta lo más difícil: cerrar acuerdos.

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El gobernador Ignacio Torres viajó a Nueva York con un objetivo claro: posicionar a Chubut en la agenda global de inversiones. Invitado por Presidencia para participar de la Argentina Week, el mandatario mantuvo reuniones con bancos, fondos y corporaciones tecnológicas.

La gira incluyó un encuentro clave con Amazon, que evalúa instalar un data center en la Patagonia.

Torres fue el único gobernador presente en la reunión organizada por JP Morgan, donde participaron 30 CEOs globales y el ministro de Economía, Luis Caputo.

El encuentro abordó temas de financiamiento, infraestructura y oportunidades en sectores estratégicos como energía, pesca y economía del conocimiento.

La presencia de ejecutivos de primer nivel confirma que las provincias empiezan a jugar un rol más activo en la búsqueda de capital internacional.

Uno de los momentos más relevantes de la gira fue el desayuno de trabajo con directivos de Amazon.

La compañía analiza instalar un data center en la región, un proyecto que podría transformar la matriz productiva de Chubut.

• Energía renovable a bajo costo.

• Clima frío que reduce gastos de refrigeración.

• Subzona franca de Trelew como incentivo fiscal.

• Conectividad internacional en expansión.

El interés de Amazon no es menor: un data center de escala global genera empleo calificado, infraestructura digital y nuevas cadenas de valor.

Torres anunció que enviará a la Legislatura un proyecto para crear un marco normativo específico para data centers.

• Dar previsibilidad regulatoria.

• Atraer inversiones tecnológicas.

• Convertir a Chubut en un hub digital del Cono Sur.

Es una señal clara para los inversores: la provincia quiere competir en sectores de alto valor agregado.

• Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy.

• Directivos de Pecom.

• Representantes de la industria pesquera.

La presencia de líderes del sector energético y exportador muestra que la estrategia provincial apunta a integrar industrias tradicionales con nuevas economías.

La gira de Torres refleja un cambio profundo.

Las provincias ya no esperan que la inversión llegue: salen a buscarla.

Chubut combina recursos naturales, energía competitiva y una posición geográfica estratégica.

Si logra atraer a Amazon y consolidar un marco regulatorio moderno, puede convertirse en un polo digital y energético con impacto nacional.

La oportunidad está sobre la mesa. El desafío será convertir interés en inversión y anuncios en proyectos concretos.

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El sector petrolero mendocino atraviesa una transformación profunda. El Plan Andes, la estrategia de YPF para reordenar su portafolio de áreas convencionales, avanza con fuerza y abre un nuevo capítulo para la provincia.

La compañía decidió concentrar inversiones en activos de mayor productividad y poner en venta seis áreas maduras, un movimiento que reconfigura el tablero energético regional.

El Plan Andes no es una retirada. Es una reasignación de capital.

YPF busca enfocarse en proyectos con mejor retorno y dejar espacio para que operadores especializados tomen el control de campos convencionales con declino natural.

• Chachahuén Sur

• Puesto Hernández

• Cerro Morado Este

• Chihuidos Sierra Negra

• Cerro Fortunoso

• Valle del Río Grande

El proceso está siendo gestionado por el Banco Santander, lo que garantiza competencia y transparencia.

La industria petrolera argentina vive un punto de inflexión.

La expansión de Vaca Muerta elevó los estándares de productividad y modificó la lógica de inversión. Los pozos no convencionales producen más, más rápido y con mayor eficiencia. Eso obliga a las cuencas tradicionales —como la mendocina— a replantear su estrategia.

Mendoza tiene historia, infraestructura y talento. Pero necesita atraer nuevos jugadores que puedan maximizar el potencial de sus yacimientos maduros.

El gobierno mendocino sigue de cerca el proceso. La venta de áreas puede:

• Atraer empresas medianas con foco en recuperación secundaria y terciaria.

• Sostener empleo y actividad en zonas petroleras históricas.

• Impulsar inversiones en tecnología para mejorar factores de recobro.

• Diversificar la matriz energética provincial.

La clave será cómo se articule la transición para evitar caídas abruptas en producción y actividad.

La compañía conservará los proyectos con mayor potencial y su complejo industrial de Luján de Cuyo, pieza central del downstream regional.

La decisión confirma que Mendoza sigue siendo parte del mapa estratégico de la empresa, aunque con un perfil distinto.

El Plan Andes abre un espacio que el mercado venía esperando.

Las áreas maduras pueden ser altamente rentables para operadores con estructuras más livianas y foco técnico.

Para Mendoza, la transición puede convertirse en una oportunidad de reconversión productiva, con más inversión, más competencia y más tecnología.

La industria cambia. Y la provincia se mueve para no quedar atrás.

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El petróleo Brent volvió a romper un umbral psicológico. Superó los USD 90 por barril y encendió alertas en todo el mundo. La escalada bélica en Medio Oriente impulsó un salto de más del 5% en una sola rueda, con un impacto directo sobre logística, energía y precios globales.

Para Argentina, el movimiento tiene un doble efecto: más dólares por exportaciones, pero también mayor presión sobre los combustibles.

El conflicto en el estrecho de Ormuz —por donde pasa casi el 20% del petróleo mundial— volvió a tensionar la oferta global. El mercado reaccionó rápido. El barril tocó los USD 91,5 y consolidó una tendencia alcista que ya se siente en toda la cadena energética.

Para la economía argentina, el impacto es inmediato. Por cada USD 10 de aumento en el Brent, el país suma USD 1.300 millones adicionales por exportaciones. Son dólares de alta calidad, que fortalecen la balanza comercial y mejoran la hoja de balance macro.

El salto del crudo encarece la importación de energía. Solo en GNL, Argentina deberá pagar USD 500 millones extra si los precios se mantienen en estos niveles durante el invierno. Ese diferencial presiona sobre tarifas, costos logísticos y competitividad industrial.

Además, el mercado local de combustibles ya anticipa ajustes. Horacio Marín, presidente de YPF, fue claro: si el Brent se sostiene por encima de USD 80, el traslado a precios es inevitable. Con el barril arriba de USD 90, el aumento es cuestión de tiempo.

El Gobierno y las petroleras coinciden en un punto: evitar un shock inflacionario. Por eso, los ajustes serán escalonados. La estrategia busca amortiguar el impacto sobre transporte, alimentos y logística, tres sectores sensibles en la dinámica de precios.

Una oportunidad que depende de la infraestructura

El contexto global favorece a Vaca Muerta. Pero la capacidad de capturar ese beneficio depende de la infraestructura. El país todavía necesita completar obras clave para ampliar la evacuación de gas y petróleo. Sin esos proyectos, parte del potencial exportador queda limitado.

El salto del Brent confirma que la energía volvió a ser un factor central en la economía global. Para Argentina, el movimiento abre una ventana de oportunidad. Más exportaciones, más divisas y un sector con capacidad de traccionar crecimiento.

Pero también exige equilibrio. El desafío será administrar el impacto interno sin frenar la competitividad. En un mundo donde la geopolítica define precios, la estabilidad energética se convierte en un activo estratégico.

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

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

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

• Decisión política sostenida

• Reglas claras

• Debate social sin extremos

• Controles ambientales crecientes

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

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

• Vicuña

• Los Azules

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

Ese enfoque implica:

• Monitoreo ambiental independiente

• Acceso público a la información

• Tecnología de punta para control hídrico

• Sanciones reales cuando algo se hace mal

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

• Cobre para electrificación

• Litio para baterías

• Oro como reserva de valor

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

• Proveedores locales fuertes

• Capacitación técnica

• Infraestructura compartida

• Regalías que se traduzcan en obras, educación y salud

• Agregado de valor cuando sea posible

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

• Estabilidad

• Consenso social

• Proyectos de clase mundial

• Gobernanza ambiental moderna

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

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

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

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

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

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

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

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

• Equipos jóvenes.

• Procesos ágiles.

• Foco en productividad.

• Compromiso con la eficiencia.

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

• Liberalización de exportaciones, clave para atraer capital.

• Disciplina macroeconómica, que reduce volatilidad.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• Proyectos con avances concretos

• Más de ocho expositores especializados

• Participación activa de ONG vinculadas a la política energética futura

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

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

• Mayor institucionalidad

• Procesos más transparentes

• Un marco regulatorio moderno

• Crecimiento sostenido del sector

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

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

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

Lectura estratégica: Mendoza quiere volver al mapa minero

• Institucionalidad

• Participación social

• Visión de largo plazo

• Articulación público–privada

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

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

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

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

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

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

• Autoridades energéticas de la región

• Cámaras empresarias

• Fabricantes de equipos

• Proveedores tecnológicos

• Operadores y distribuidores de GLP

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

• Seguridad y operación del GLP

• Marcos regulatorios en evolución

• Dinámica comercial y precios

• Innovación tecnológica

• El rol del GLP en la transición energética

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

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

• Fabricantes de equipos

• Proveedores de tecnología

• Empresas de servicios

• Startups del sector energético

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

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

• Bajo impacto ambiental

• Versatilidad en hogares e industrias

• Rol como energía de transición

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

Ese entendimiento fortalece la integración energética latinoamericana.

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

• Reposicionar al país en la agenda energética regional

• Atraer inversiones

• Mostrar capacidades técnicas e industriales

• Impulsar acuerdos comerciales

• Integrarse a una red de cooperación internacional

El GLP es parte del presente y del futuro energético.

Y Argentina decidió ocupar un lugar central en esa conversación.

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

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

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

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

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

• Mayor previsibilidad para la planificación operativa.

• Reducción del riesgo de desabastecimiento en picos de demanda.

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

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

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

• Camiones cisterna.

• Operadores mayoristas.

• Distribución a estaciones y grandes clientes.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• La energía como motor de integración territorial.

• La industria como puente entre regiones.

• La logística como ventaja competitiva.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• Presiones de poro elevadas, aptas para fractura hidráulica.

• Mineralogía favorable, con buena respuesta mecánica.

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

• Un pozo vertical y dos horizontales.

• 12 etapas de fractura hidráulica.

• Inversión inicial superior a US$ 17 millones.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• Resistencia a la presión

• Permeabilidad de la fractura

• Estabilidad mecánica del reservorio

• Eficiencia de extracción

Un método automatizado permite:

• evitar transportar arena que no cumple estándares,

• mejorar la eficiencia operativa,

• reducir costos logísticos,

• estandarizar la calidad entre proveedores.

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

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

• trituración,

• molienda,

• clasificación granulométrica,

• lixiviación.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• Inversiones sostenidas que superan los USD 6.500 millones acumulados.

• Eficiencia operativa creciente, con costos en baja.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1) El desembarco de Chevron cambia el tablero

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

• terminal portuaria en Dock Sud con capacidad de almacenamiento,

• oleoductos conectados a refinerías,

• participación relevante en lubricantes,

• y una red de estaciones con presencia nacional.

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

2) Más competencia y nuevas marcas en el mercado

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

• presión competitiva sobre las grandes marcas,

• mejoras en precios mayoristas,

• inversiones en imagen y servicios,

• y un mercado más diversificado.

3) El negocio vuelve a atraer inversores

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

• márgenes más previsibles,

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

• crecimiento de tiendas y gastronomía,

• posibilidad de asociarse a nuevas banderas con mejores condiciones.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El shock global expone la vulnerabilidad estructural del país:

• depende de GNL importado para cubrir picos invernales,

• tiene infraestructura limitada para evacuar gas y petróleo,

• y opera con precios internos dolarizados.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La apuesta de Glencore tiene impacto directo en:

• inversiones de largo plazo,

• empleo calificado,

• infraestructura regional,

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• contratos supervisados,

• operaciones con traders autorizados,

• pagos bajo mecanismos controlados,

• y monitoreo de destino final del crudo.

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

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

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

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

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

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

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

• Mayor superávit energético, clave para sostener reservas.

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

• Un rol creciente de Vaca Muerta como amortiguador macroeconómico.

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

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

Pero la combinación de:

• el Gasoducto Néstor Kirchner,

• la expansión de oleoductos,

• la mejora en eficiencia operativa,

• y la crisis geopolítica externa,

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

Los informes de bancos y consultoras coinciden en tres señales:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• Estados Unidos vuelve a mirar el shale argentino.

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

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

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

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

• más actividad de perforación y completamiento,

• mayor rotación de equipos,

• nuevos estándares operativos,

• y un aumento en la demanda de servicios locales.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Quiénes marcan el pulso del fracking

• YPF: 1.087 etapas (46% del total).

• Vista Energy: 284.

• Pampa Energía: 238.

• Tecpetrol: 174.

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

• TotalEnergies: 140.

• PAE: 90.

• Shell: 54.

• Phoenix: 11.

En servicios especiales:

• Halliburton: 982 etapas.

• SLB: 715.

• Tenaris: 325.

• Calfrac: 218.

• SPI: 131.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La misión mendocina en la PDAC estuvo encabezada por:

• Hebe Casado, vicegobernadora

• Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente

• Jeronimo Shantal, director de Minería

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

• El avance del PSJ San Jorge

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

• La búsqueda de capital extranjero para diversificar la matriz productiva

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

San Jorge es propiedad de:

• Zonda Metals GmbH (Suiza) – accionista mayoritaria

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

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

La aprobación de la DIA permite:

• Avanzar en factibilidad económica

• Definir costos, infraestructura y proyección de producción

• Establecer criterios de cumplimiento regulatorio y gestión de riesgo

• Competir en mejores condiciones por financiamiento internacional

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

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

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

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

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

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

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

Para Argentina, la operación representa:

• nuevas divisas por exportación de gas,

• mayor utilización de infraestructura de transporte,

• consolidación de Vaca Muerta como proveedor regional.

Para Brasil:

• reducción de costos energéticos,

• menor exposición al mercado volátil del GNL,

• diversificación del suministro en un contexto de transición energética.

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

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

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

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

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

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

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

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

• Operador Side Boom / 0.E.2

• Operador de Topadora

• Operador de Grúa <60T

• Soldador API Pipeline Doble Junta

• Topógrafo

Requisitos excluyentes

• Ser mayor de edad

• Residencia en Río Negro

• Disponibilidad para traslado y permanencia en Catriel

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El plenario reúne a:

• Recursos Naturales y Ambiente, presidida por José Peluc.

• Asuntos Constitucionales, encabezada por Nicolás Mayoraz.

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

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

• Mantiene la protección absoluta de glaciares visibles.

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

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

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

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

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

• Las áreas periglaciares funcionan como reservas estratégicas de agua.

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

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

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

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

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

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

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

El showroom integra:

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

• Equipamiento de última generación para entornos industriales.

• Simuladores y estaciones de prueba para operaciones críticas.

• Soluciones de conectividad y redes diseñadas para yacimientos.

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

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

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

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

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

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

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

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

• Atención inmediata a empresas que trabajan en campo.

• Pruebas en condiciones reales, no simuladas.

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

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

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

• Obliga a otros proveedores a actualizar su oferta.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• India estudia rutas marítimas alternativas para garantizar abastecimiento.

• China monitorea inventarios y contratos spot ante posibles interrupciones.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• señales de desaceleración económica global,

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

• expectativas de menor demanda en Asia,

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

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

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

• inflación persistente,

• tasas internacionales en revisión,

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

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

El dólar vuelve a presionar: impacto directo en energía

• Oficial: $1.425 (+0,71%)

• Tarjeta: $1.853 (+0,71%)

• Blue: $1.435 (0,00%)

• CCL: $1.482 (+0,75%)

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

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

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

• pero lo pierden por el lado cambiario,

• mientras los exportadores enfrentan menores ingresos,

• y los mercados financieros se refugian en activos defensivos.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Entre los rubros con mayor potencial se destacan:

• metalmecánica y fabricación de componentes,

• fundiciones y aceros especiales,

• construcción y movimiento de suelos,

• servicios logísticos y transporte,

• madera, textiles y soluciones modulares para campamentos,

• mantenimiento industrial y servicios técnicos especializados.

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

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

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

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