La industria de Oil&Gas enfrenta desafíos operativos complejos: temperaturas extremas, alta presión, equipos en funcionamiento continuo y exposición a productos líquidos o gaseosos propios de la industria. En este contexto, seleccionar la grasa lubricante adecuada es fundamental para proteger componentes críticos, evitar paradas no programadas y maximizar la vida útil de los activos.
Con el objetivo de acompañar a ingenieros de mantenimiento y operadores en su toma de decisiones, expertos de Mobil elaboraron una guía técnica con criterios fundamentales para la selección, aplicación, compatibilidad y almacenamiento de grasas industriales. El contenido está especialmente pensado para equipos como válvulas, bombas, cabezales, actuadores y compresores que operan en tierra o en plataformas offshore.
Mezclar grasas de diferentes marcas, especialmente aquellas con distintos espesantes, pueden generar alteraciones en la consistencia. Esta tendencia se acentúa a medida que aumenta la temperatura de funcionamiento o la velocidad de cizallamiento de la mezcla. A temperaturas elevadas, las grasas incompatibles también pueden presentar una separación anormal del aceite.
A su vez, durante las aplicaciones, estas mezclas de grasas incompatibles pueden causar fallas como fugas, envejecimiento prematuro o un sangrado insuficiente del aceite en las zonas de contacto. Incluso, los aditivos pueden llegar a actuar en sentido contrario, afectando negativamente las funciones de lubricación, como la protección contra la fricción, el desgaste, la oxidación o la corrosión, generando fallas en el equipo (comprometiendo, por ejemplo, sistemas de lubricación automática y equipos de perforación).
Recomendación:
Ante una situación donde la mezcla sea inevitable, se sugiere realizar pruebas de compatibilidad previas, retirar la mayor cantidad posible de grasa anterior y relubricar con mayor frecuencia hasta lograr el reemplazo total.
¿Cómo elegir la viscosidad adecuada para los rodamientos?
En ambientes con amplias variaciones térmicas (ej. pozos en invierno o plataformas marinas), definir la viscosidad correcta es crucial. Consultar el manual del equipo, como primera instancia, o la recomendación del fabricante del rodamiento son las principales fuentes de consulta.
En algunos otros casos se puede requerir un cálculo EHL (elasto-hidrodinámico), que considera el tamaño, la velocidad y la temperatura de operación para definir la viscosidad óptima del aceite base.
¿Cuáles son los distintos tipos de espesantes de grasas? ¿Qué diferencias presentan cada una?
Los diferentes espesantes confieren a cada grasa características y propiedades únicas, lo que permite que ciertas grasas tengan un mejor rendimiento que otras en ciertas aplicaciones.
De todos los distintos tipos de espesantes disponibles en el mercado, los recomendados para esta industria son:
· Complejo de litio: para aplicaciones multipropósito a temperaturas y cargas moderadas a altas. · Poliurea: para aplicaciones de alta temperatura y larga duración. Gran estabilidad térmica para motores y generadores auxiliares. · Sulfonato de calcio: para aplicaciones con alta exposición al agua y cargas elevadas. ideal para sistemas en offshore.
¿Qué es el grado NLGI y cómo influye en el desempeño?
El número de consistencia NLGI -o grado NLGI- es una escala de clasificación estándar establecida por el Instituto Nacional de Grasas Lubricantes (NLGI – USA) para especificar el grado de dureza o fluidez de una grasa, según su tasa de penetración, especificada por la Sociedad Americana para Pruebas y Materiales (American Society for Testing and Materia -ASTM). Los grados NLGI varían de acuerdo a su fluidez entre 000 y 6: 000 (muy fluida), 00 (fluida), 0 (semifluida), 1 (muy suave), 2 (suave), 3 (Semisólida), 4 (sólida), 5 (muy sólida) y 6 (extremadamente sólida).
Su elección depende del diseño del rodamiento, la velocidad de operación y las condiciones ambientales. Por ejemplo, las aplicaciones subterráneas, donde se requiere una buena retención por presencia de agua, suelen demandar grasas más consistentes.
Un grado NLGI 2 es el más común en bombas y sistemas sellados. En zonas donde la grasa debe permanecer en su sitio pese a vibraciones o cargas (ej. cabezales de pozo), se puede requerir un grado NLGI superior.
En resumen, una lubricación técnica bien planificada sumada a buenas prácticas de aplicación y mantenimiento reduce costos, mejora la seguridad operativa y extiende la vida útil de los activos críticos en campos petroleros. Y siempre consultar el manual del equipo o del fabricante de los componentes.
Acerca de la marca de lubricantes Mobil
Con más de 150 años en el mercado, con productos y servicios marcados por la innovación y tecnología, los lubricantes Mobil están presentes en los más diversos segmentos del mercado: llevar astronautas al espacio, sectores industriales, cultivos de tierras agrícolas, transporte terrestre, aéreo y marítimo, automóviles, motocicletas y camiones, pero, sobre todo, la movilidad de las personas. Es así que la marca está en constante movimiento para seguir contribuyendo a la evolución y nuevos logros, siempre enfocados en la performance, productividad y eficiencia. Si hay movimiento, hay Mobil.
Acerca de Moove
Moove, multinacional brasileña perteneciente al Grupo Cosan, es uno de los mayores productores y distribuidores de lubricantes y bases lubricantes de Brasil, con presencia en 11 países de América (Brasil, Estados Unidos, Argentina, Bolivia, Paraguay y Uruguay) y Europa (Reino Unido, Portugal, Francia y España). Desarrolla productos y servicios de lubricación especializados que son esenciales para mover y brindar una mayor eficiencia en equipos industriales y vehículos comerciales y de pasajeros.
La firma británica AVEVA considera que petróleo, gas y minería son los sectores que impulsarán la economía nacional. También prevé que habrá fuerte desarrollo en el área de infraestructura.
La multinacional de origen británico AVEVA, líder global en software industrial, prevé lograr un crecimiento significativo en Argentina, de la mano de la expansión que proyecta en industrias como minería y petróleo y gas en los próximos años.
En ese marco, destaca oportunidades de crecimiento derivadas de las inversiones en torno al yacimiento de hidrocarburos no convencionales Vaca Muerta. Además, identifica inversiones por parte de actores tradicionales como YPF, Tecpetrol, Pan American Energy y la firma de ingeniería Worley.
Su producto estrella para acompañar esa dinámica empresarial es la plataforma Connect, desarrollada por la compañía y presentada en sociedad durante la Feria Hannover Messe en abril de este año.
Esa plataforma, alimentada por IA en la nube, permite a las empresas unificar inteligencia y conocimientos que integran su cadena de valor en un ecosistema de datos completo, mejorado con análisis e inteligencia artificial para capacitar a sus equipos para diseñar de manera más inteligente, optimizar la operación y mejorar la rentabilidad.
Federico Hernández, vicepresidente de AVEVA para América latina, compartió -durante una entrevista con Ámbito- la visión de la compañía sobre el contexto actual de Argentina. “También vemos oportunidades en el área de infraestructura, ya que el país demandará nuevos gasoductos, carreteras, adecuaciones portuarias y plantas de tratamiento de agua”, detalló.
Periodista: ¿Qué hace AVEVA y cómo funciona su plataforma Connect?
Federico Hernández: Somos básicamente una compañía tecnológica global que opera y acompaña a sus clientes en todos los segmentos industriales, desde la fase de diseño, que es la primera fase cuando se diseña una planta, a la fase de construcción, que es cuando se está construyendo una planta.
Por ejemplo, una petrolera está construyendo una nueva planta y requiere de información y de seguimiento, no solo de los costos, sino también de cómo va a llevar adelante esa construcción, a la fase de operación que es cuando ya está operando la planta, entonces requiere poder interactuar con los procesos, poder trabajar con la automatización y demás, hasta la fase de optimización.
Nuestra plataforma “Connect” es una plataforma agnóstica en la nube, que permite que todas estas fases que interactúan a lo largo del ciclo de vida que tiene cualquier compañía industrial, puedan unificarse en esta plataforma. Y cuando hablo de agnóstico es porque no solamente AVEVA permite que su propia tecnología esté alojada en esta nube, interactúe, se intercambien datos, se pongan en contexto y se tomen decisiones con esos datos, sino que también el cliente puede integrar otras tecnologías que pueda tener.
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Somos una compañía global que sirve a más del 90% de las principales compañías del mundo en la industria. Y cuando digo en la industria me refiero a todo tipo de industrias, desde las energéticas, petróleo y gas, minería, en lo que se refiere a commodities, por supuesto, en todo lo que tiene que ver con las alimenticias que producen productos que están empaquetados.
En Argentina servimos a las principales compañías del país en estos segmentos. Ya sea algunas en la fase de producción, otras en producción y optimización. Cuando hay algún proyecto en una planta, utilizan nuestra tecnología para el diseño de esa planta, para la construcción, etc.
P: ¿Con qué otras industrias trabajan en Argentina además de energía y minería?
FH: Petróleo, gas y minería claramente en Argentina hoy son los sectores que más dinámicos están. Pero también las principales automotrices globales utilizan tecnología de AVEVA en distintas fases. Para ir a un extremo, también tenemos clientes que usan nuestra tecnología para la automatización de sus edificios. O sea, todo aquello que tenga un sensor y que requiere una automatización, requiere tecnología para poder administrarlo, para poder operarlo, para poder tener esos datos y poder tomar decisiones con esos datos. Servimos también a compañías de aguas, que utilizan nuestra tecnología para monitorear sus instalaciones. También hay compañías de tabaco. Aceiteras. Puertos. Es difícil ser específico porque realmente es muy amplio el espectro donde actuamos.
En la situación actual de Argentina, claramente los sectores más dinámicos, donde estamos viendo más inversiones son petróleo, gas, energía, minería, incluyendo lo que pasa con el litio.
P: ¿Puede dar algún ejemplo práctico de la aplicación de la plataforma?
FH: Nuestra tecnología permite que los clientes puedan tener una planificación colaborativa. Me voy a salir un poquito de Argentina pero creo que es un ejemplo muy representativo: el puerto de Rotterdam. Hoy están planificando, un ecosistema de hidrógeno, cómo gestionar la energía para que esa energía se utilice de manera eficiente, no impacte en mayor costo pero tampoco en mayores emisiones. Y bueno, todo eso se hace justamente a través de esta tecnología donde vos podés poner en una plataforma como Connect para integrar esos datos; correlacionarlos, ponerlos en contexto y que cada una de las partes actuantes tengan esa información en tableros de comando o en tableros de información para ver en contexto lo que ellos necesitan y tomar decisiones. O monitorear el proceso o interactuar con los procesos.
P: ¿Y puede citar algún caso en Argentina?
FH: No tengo autorización para mencionar los nombres de los clientes, pero tenemos casos bien concretos en Argentina. Por ejemplo, en las principales petroleras del país nuestra tecnología ayuda a monitorear el proceso, a operar sus pozos. Pueden estar viendo en vivo y en directo la producción. Están pudiendo ajustar los parámetros del proceso para poder optimizarlo. Con esos datos que salen de esa parte del proceso, a su vez, los pueden integrar a sus sistemas de gestión empresarial. Pueden tener toda la parte de la cadena de valor e ir viendo, por ejemplo, qué insumos requieren comprar, qué mantenimiento requieren realizar a sus equipamientos, etcétera. También pueden entender cómo optimizar el consumo de energía, cómo hacer el seguimiento de las emisiones. En las refinerías hoy están utilizando nuestra tecnología, por ejemplo, no solo para monitorear procesos en vivo y en directo, para operar las plantas, sino también para simular escenarios y poder hacer optimizaciones del todo el proceso en tiempo real.
P: ¿Qué están observando en el desarrollo de los sectores de energía y minería en Argentina?
FH: Lo que estamos viendo en Argentina desde el último año y medio es que hay un dinamismo muy grande particularmente en todo lo asociado a Vaca Muerta, pero también en lo que es la minería. Cuando hablamos de minería, no solamente es lo que estamos viendo en San Juan, que tiene un potencial impresionante; también está el litio, que es un segmento dentro de la minería que viene creciendo exponencialmente. También vemos dinamismo en las inversiones en compañías energéticas. Estamos observando un nivel de inversión muy, muy importante.
En este marco, lo que veo no es sólo expansión, sino también veo mucho trabajo en lo que es optimización y eficiencia. La búsqueda de optimización y eficiencia de las compañías para producir más y expandirse, pero también para hacerlo de una manera eficiente. Eso es lo que estamos viendo particularmente.
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Es cierto que cuando miramos el resto de los sectores, vemos que aún no se están expandiendo como la energía y la minería. Pero esos sectores que no se están expandiendo sí están muy enfocados en invertir en lo que es optimización y eficiencia. Porque está claro que Argentina, en general, necesita que su matriz sea más competitiva y más eficiente.
Entonces, cuando hablamos de eficiencia no solo hablamos de reducción de costos. Eso se puede ver claramente reflejado a través de un proceso en toda su cadena de valor más eficiente. O sea, pudiendo hacer más con menos.
Tengo la oportunidad de ser parte de distintos comités en distintas cámaras en Argentina y un aspecto común es este. La expectativa positiva, por un lado, en los segmentos que aún no están viviendo ese dinamismo. Y el foco específico en cómo ser más competitivos, en cómo ser más eficientes.
P: ¿Qué otro aspecto considera que es imprescindible abordar?
FH: Otro elemento no menor a los anteriores tiene que ver con el talento. Una conversación recurrente entre las empresas es cómo desarrollar el talento, cómo atraer talento. Ese es un aspecto no menor para el crecimiento que se ve a futuro para Argentina. Y la tecnología es un habilitador para eso. En un caso concreto, una de las principales petroleras del país actualmente utiliza nuestra tecnología para entrenar a los nuevos talentos en cómo operar sus procesos; en cómo poder ejecutar esa operación bajo los estándares que la compañía tiene. Cómo optimizar esos procesos.
Se utiliza, por ejemplo, nuestra tecnología con realidad aumentada, donde esas personas que a lo mejor se incorporaron hace poco o que tienen un tiempo en la empresa, están desarrollándose en sus conocimientos, en su experiencia. Entonces con la tecnología tienen virtualmente acceso a toda su planta, pueden simular distintos tipos de escenarios, pueden interactuar directamente con el proceso.
La inteligencia artificial que tenemos incorporada en nuestros sistemas es un habilitador para eso, para captar el talento y ayudarlo a desarrollarse.
P: ¿Por el seguimiento de los sectores industriales que realiza la compañía, qué perspectivas ve para la economía argentina?
FH: Tenemos estos sectores que claramente son los que están creciendo más fuertemente, los más dinámicos, y realmente no solo vemos hacia atrás, sino hacia adelante, un nivel de inversión muy importante, un nivel de desarrollo, un potencial increíble. Y también vemos ese potencial para el resto de la economía. Pero tal vez, hay muchos sectores que aún están en una fase distinta, muy asociados a esto, a ser más eficientes, más competitivos. En ese sentido, la tecnología es un habilitador.
La ANP informó que se registró un salto productivo que consolida a los yacimientos del presal como el principal motor de la matriz energética del país. Petrobras explica el 90% de la producción.
Brasil cerró octubre de 2025 con un desempeño energético que marcó un punto de inflexión para su industria de hidrocarburos. Las cifras oficiales mostraron un aumento significativo en la extracción combinada de petróleo y gas, lo que reforzó la importancia de la actividad en aguas profundas y consolidó una tendencia expansiva que se sostuvo a lo largo del año.
La Agencia Nacional de Petróleo (ANP) destacó que estos resultados se enmarcan en un proceso de maduración operativa de los principales proyectos del país, especialmente en las áreas donde se concentra la producción marítima. El crecimiento de la oferta de petróleo fue uno de los motores del nuevo registro.
La extracción diaria superó los cuatro millones de barriles, impulsada por la puesta en marcha de unidades adicionales y por la estabilidad técnica en los campos ya desarrollados. Esta dinámica reflejó un mayor rendimiento por pozo y una optimización de los sistemas de bombeo, que permitieron incrementar el volumen disponible para refinación y exportación.
Al compararla con los meses previos, la ANP señaló que se alcanzó un nivel de producción “compatible con la curva de expansión prevista por los operadores”.
En paralelo, el gas natural acompañó el ritmo ascendente. La inyección diaria a la red nacional creció con respecto a septiembre y también frente al mismo período del año anterior, resultado de una mayor integración entre las plataformas y la infraestructura costa adentro.
El avance de la producción se explicó en parte por el aumento de la capacidad de tratamiento en las unidades flotantes, un punto clave para mejorar la disponibilidad del recurso y reducir los niveles de venteo.
El Presal como protagonista en Brasil
El presal continuó siendo el núcleo productivo del país. Las áreas bajo ese régimen aportaron más de cuatro millones de barriles equivalentes diarios y se consolidaron como los principales reservorios de petróleo y gas en explotación.
La ANP sostuvo que esta porción del Atlántico “representa la base estructural del abastecimiento nacional”, un reconocimiento que reafirma la centralidad técnica y económica de esos desarrollos para la política energética brasileña.
Brasil, Sector energético, Petróleo, Gas natural, Petrobras, Producción offshore, Presal, Industria hidrocarburífera, ANP, Petrobras lidera un mes récord para la producción brasileña.
Dentro de esa región, el campo de Búzios alcanzó en octubre su mejor desempeño en varios años y se ubicó como el mayor productor de petróleo del país. Su operación se apoyó en la incorporación de nuevas plataformas de gran capacidad y en la estabilidad operativa alcanzada en los pozos más recientes.
De manera complementaria, el campo de Mero encabezó la producción de gas natural, consolidando un avance que lo proyecta como uno de los polos más relevantes para los próximos ciclos de inversión.
El impulso offshore
Las plataformas ubicadas en aguas profundas aportaron la inmensa mayoría del petróleo nacional y un porcentaje sustancial del gas. Esta concentración es el resultado de un proceso de inversión sostenida en tecnología submarina, sistemas de seguridad, logística de abastecimiento y embarcaciones de apoyo.
Aunque estos proyectos implican altos costos iniciales, el desempeño del último año evidenció que su productividad genera un equilibrio favorable entre gastos y rendimiento.
La diversidad empresarial también se hizo visible. Cuarenta y seis compañías participaron en las operaciones del mes, distribuidas en más de doscientos bloques activos con distintos regímenes de explotación.
La documentación oficial que acompaña la cesión de las áreas hidrocarburíferas de YPF a la empresa provincial Terra Ignis Energía S.A. —registrada bajo el N° 27065 y ratificada por Decreto Provincial N° 2705/25— fue revisada en exclusiva para este portal.
El expediente, presentado al Poder Legislativo el 14 de noviembre de 2025, confirma el traspaso del 100% de participación de YPF en las concesiones Lago Fuego, Los Chorrillos y Tierra del Fuego (Fracciones A -b – c -d y E) y la prórroga de concesiones por diez años.
Sin embargo, el archivo también expone ausencias críticas, ambigüedades contractuales y condiciones que repiten errores observados en provincias como Santa Cruz y Chubut.
En una operación realizada a contrarreloj y sin ningún tipo de escrutinio público, el gobierno de Tierra del Fuego autorizó la salida total de YPF de la provincia y la entrega de todas sus áreas de petróleo y gas a una empresa desconocida, Terra Ignis Energía S.A., con beneficios fiscales tan extraordinarios que expertos consultados por este portal los califican de «Poco transparente y carente de soporte técnico, administrativo, ambiental y financiero»
Bocadepozo.com.ar accedió en exclusiva al paquete completo de documentos –Decreto, Acuerdo de Prórroga y Proyecto de Ley– que detallan el traspaso. Los papeles, que nunca fueron difundidos por el gobierno provincial, exponen una negociación opaca que se cocinó en apenas cuatro días hábiles y que ahora la Legislatura fueguina está presionada a aprobar como simple trámite.
LO QUE REVELAN LOS DOCUMENTOS EXCLUSIVOS:
EL RELOJ DE LA OPACIDAD: El 10 de noviembre de 2025, YPF y Terra Ignis firman el convenio privado. El 13 de noviembre, el gobernador Gustavo Melella ya está firmando el Acuerdo de Prórroga con Maximiliano D’Alessio, presidente de la misteriosa Terra Ignis. El 14 de noviembre, se firma el Decreto 2705/25 que lo autoriza todo. No hubo tiempo para preguntas.
LA «CAJA NEGRA» FAVORECIDA: Los documentos no incluyen balances, historial operativo ni demostración de solvencia de Terra Ignis. Solo figuran un domicilio en Río Grande y el nombre de su presidente. A esta empresa fantasma se le entregan las concesiones de Lago Fuego, Los Chorrillos y Tierra del Fuego, que incluyen la estratégica Planta San Sebastián, vital para el procesamiento de gas que calefacciona a los fueguinos.
EL FESTÍN FISCAL (ART. IV DEL ACUERDO):
Regalías reducidas al 12% y eliminación del Canon Diferencial (un ingreso clave para la provincia basado en la producción).
Vacaciones fiscales totales por 3 años: No pagará Ingresos Brutos, tasas ambientales ni certificados de origen por sus exportaciones.
Renuncia provincial a reclamos contra YPF (Art. 4° del Decreto): La provincia «limpia» el historial de la estatal y asume riesgos.
LA CONDICIÓN QUE OBLIGA A LA LEGISLATURA (ART. II): El acuerdo solo se activa si la Legislatura lo aprueba por ley. Es decir, el Poder Ejecutivo firmó primero un compromiso extremadamente favorable para una parte privada, y ahora le pasa la «factura política» a los legisladores, forzando una votación urgente y sin debate.
EL PELIGROSO PRECEDENTE: EL MANUAL DE YPF EN SANTA CRUZ Y CHUBUT
La operación replica el manual utilizado por YPF para retirarse de áreas «maduras» en otras provincias, con resultados desastrosos:
En Santa Cruz, el traspaso a Phoenix Global Resources derivó en caída de inversiones, producción y conflictos laborales. En Chubut, la salida generó litigios por incumplimientos y desmantelamiento de infraestructura. «Es el modus operandi: YPF se saca activos que requieren dinero, los pasa a empresas chicas, y las provincias, en vez de licitar, negocian a puerta cerrada con beneficios exorbitantes. Al final, la provincia pierde dos veces: se queda sin la operadora grande y no cobra lo que debería», explicó a Bocadepozo.com.ar un consultor petrolero que siguió ambos casos.
Áreas petroleras que Transfiere YPF a Terra Ignis (amarillo)
LO QUE NUNCA SE HIZO (Y DEBIÓ HACERSE):
Los documentos exclusivos confirman la absoluta falta de transparencia:
Cero audiencias públicas. Cero licitación o concurso para lograr mejores condiciones. Cero información técnica pública sobre los planes de inversión (prometen USD 197 millones en 12 años) o la capacidad real de Terra Ignis.
«Es una entrega«, resumió un abogado especialista en energía que analizó los documentos para este portal. «Se otorga un régimen de promoción industrial extremo, propio de una provincia desértica sin actividad, a una empresa que recibe yacimientos en producción y una planta clave. No hay justificación técnica ni legal para tanta liberalidad con el patrimonio público».
EL RELOJ LEGISLATIVO CORRE
Mientras este expediente exclusivo ve la luz, el proyecto de ley ya está en la Legislatura. Los legisladores fueguinos fueron convocados a ser meros notarios de un acuerdo cocinado entre cuatro paredes. La ciudadanía fueguina, hasta ahora, desconoce que su principal recurso natural y una infraestructura energética crítica están a punto de cambiar de manos bajo condiciones que expertos no dudan en calificar de «leoninas e inaceptables»
Solorza «La pregunta que flota en la fría atmósfera fueguina es simple: ¿Aprobará la Legislatura, sin chistar, el mayor traspaso de recursos de las últimas décadas, o ejercerá su deber de control y defenderá el interés público, exigiendo lo elemental: transparencia, concurrencia y condiciones justas?
Bocadepozo.com.ar accede en exclusiva al expediente completo. El gobierno de Melella firma un traspaso millonario a Terra Ignis Energía S.A., una compañía sin historial, otorgándole vacaciones fiscales totales, reducción de regalías y la Planta San Sebastián. El silencioso retiro de YPF repite el polémico modelo de Santa Cruz y Chubut. A continuación, un documento único, completo y actualizado que integra lo exclusivo del expediente con recomendaciones concretas y una comparación puntual con experiencias previas.
En el primer documento enviado como proyecto de Ley enviada vía nota formal formada por el Gobernador Gustavo Melella, expresa lo siguiente:
Tengo el agrado de dirigirme a Ud.. en mi carácter de Gobernador de la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, a los fines de remitir a consideración de esa Legislatura Provincial, el proyecto de Icy por medio del cual se propicia la autorización de la firma YPF S.A., a ceder el ciento por ciento (100 %) de su participación en los derechos, títulos, intereses y obligaciones que le correspondan en las concesiones de explotación de hidrocarburos de las áreas Lago Fuego, Los Chorrillos y Tierra del Fuego -Fraccion A, b, C, D y E-, a favor de TERRA IGNIS ENERGiA S.A.
Asimismo, se requiere su aprobación sobre el ACUERDO DE PR6RROGA DE LAS CONCESIONES HIDROCARBURíFERAS LAGO FUEGO, LOS CHORRILLOS Y TIERRA DEL FUEGO -FRACC16N A, 8, C, D Y E-y sus respectivos anexos suscripto entre la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e islas del Atlántico Sur, representada por quien suscribe y la empresa TERRA IGNIS ENERGiA S.A. representada por su Presidente Maximiliano D’ALESSIO, el cual se encuentra registrado bajo el N° 27065 y ratificado por Decreto Provincial N° 2705/25.
Considerando la relevancia que implica el dictado de la presente propuesta, es que solicito, por su intermedio, a los señores Legisladores. dar despacho favorable al presente proyecto de Iey.
Sin otro particular, saludo a la señora Presidente de la Legislatura
Provincial y a los integrantes de la Cámara Legislativa, con atenta y distinguida consideración.
El texto oficial —el mensaje del Ejecutivo que acompaña el proyecto de ley y los anexos del Acuerdo de Prórroga— contiene datos que este portal pudo verificar: Terra Ignis – YPF
Objeto de la cesión: YPF cede el 100% de su participación en las áreas anteriormente mencionadas a Terra Ignis.
Prórroga y plazos: Se prevé una prórroga de concesión por diez años a partir de la firma del acuerdo (13 de noviembre de 2025).
Cronograma de inversión: Se consignan inversiones comprometidas por un monto global (cifras y partidas detalladas en anexos), con foco mayoritario en actividades operativas y workovers.
Cláusulas de exenciones y beneficios: Se consignan exenciones fiscales temporales y un régimen preferencial de regalías (tasa inicial consignada en el expediente).
Compromisos formales y condicionamientos: la firma incluye compromisos de remediación, continuidad operativa y priorización de mano de obra y proveedores locales —pero muchos de estos compromisos están redactados de forma condicional (“cuando resulte posible”, “en la medida que sea viable económicamente”). Terra Ignis – YPF
Ese corpus documental representa la base legal del traspaso. La exclusividad de este portal radica en haber accedido y analizado el texto íntegro remitido por el Ejecutivo antes de su eventual sanción.
Lo que NO aparece (vacíos críticos que obligan a la Legislatura a exigir más)
El expediente muestra compromisos generales, pero faltan instrumentos jurídicos, financieros y técnicos esenciales que deberían estar cerrados antes de homologar la transferencia:
Escritura pública definitiva y anexos técnicos completos (inventario de activos/pasivos). No están incluidos en versión pública del proyecto remitido; la Legislatura no dispone de un inventario detallado de pozos, estaciones, instalaciones, responsabilidades ambientales conocidas ni de una relación explícita de “activos excluidos”. Terra Ignis – YPF
Garantías financieras y fideicomisos de remediación. El documento no incorpora (o no publica) instrumentos financieros exigibles —fideicomisos, seguros ambientales o garantías bancarias— que cubran sellado de pozos, remediación y abandono eventual. Sin esos instrumentos, la Provincia queda con riesgo fiscal futuro. Terra Ignis – YPF
Cláusulas de continuidad laboral de alcance y mecanismos de subrogación. Existen menciones a priorizar mano de obra local, pero sin textos contractuales que aseguren la continuidad de contratos tercerizados o derechos laborales (plazos, condiciones, penalidades). Terra Ignis – YPF
Cronograma detallado por hitos verificables. El plan de inversión está fragmentado; faltan hitos concretos condicionantes de beneficios fiscales , con auditoría externa verificable. Terra Ignis – YPF
Responsabilidad por pasivos históricos. El expediente incluye cláusulas generales sobre pasivos, pero no especifica qué pasivos quedan con YPF y cuáles son asumidos por Terra Ignis o por la Provincia. Esa indefinición es un foco de litigios futuros. Terra Ignis – YPF
Lo que deberíamos aprender de Santa Cruz y Chubut (comparación breve y lecciones aplicadas) Los casos provinciales donde YPF redujo su presencia ofrecen antecedentes instructivos:
Santa Cruz: tras retiros y traspasos, se detectaron pasivos ambientales significativos (pozos sin sellar, contaminación, “basurales petroleros”) y pérdida de empleo masiva. La ausencia de garantías financieras robustas dejó a la Provincia con costos de remediación elevados.
Chubut: procedimientos opacos en la transición derivaron en conflictos sindicales, litigios y un período prolongado de incertidumbre operativa.
Lección clave: sin cumplimiento de inventarios, garantías y cláusulas reversibles, la Provincia asume riesgos estructurales —ambientales, fiscales y sociales— que pueden perdurar décadas. El expediente vigente repite, por omisión, casi todos los errores que esas experiencias mostraron.
Riesgos concretos identificados en el expediente y por la experiencia comparada Transferencia de pasivos al erario público si faltan garantías.
Desmantelamiento de la cadena local de proveedores por falta de subrogación contractual.
Fallo en la reparación ambiental por ausencia de fondos específicos y obligaciones de cumplimiento.
Promesas de inversión que no revierten la declinación de reservas, puesto que el plan prioriza workovers y operación sobre exploración y aumento de recursos.
Riesgo reputacional y social por acuerdos cerrados sin control ciudadano ni auditoría externa. Terra Ignis – YPF
¿Qué debería exigir la Legislatura antes de aprobar la cesión? (guía práctica y juridico política)
Con base en el documento y en las experiencias comparadas, BocaDePozo analizó lo que se debería exigir para que la Legislatura condicione su aprobación a los siguientes requisitos innegociables:
Publicación íntegra y acceso público a la escritura definitiva, anexos técnicos, inventario de activos y pasivos y copia del plan de inversiones por partidas. (Obligatorio). Terra Ignis – YPF
Remediación y garantía bancaria por un monto determinado (auditable) que cubra abandono de pozos y pasivos ambientales conocidos y eventuales. (Instrumento financiero independiente).
Hitos condicionantes y cláusulas sancionadoras: beneficios fiscales temporalmente condicionados al cumplimiento de metas verificables (p. ej. X barriles/día, sellado de Y pozos) y penalidades con reversión de la concesión.
Cláusula laboral de continuidad y subrogación: protocolo de mantenimiento de contratos y reubicación con plazos y compromisos firmes ante sindicato; orden de prioridad para proveedores locales con control de cumplimiento.
Auditoría externa e informe anual público: auditor externo (firmas internacionales o universidad pública) con publicación anual de resultados y cumplimiento.
Comisión parlamentaria de seguimiento (multipartidaria) con acceso a documentación y facultades para convocar técnicos y auditores.
Seguro de responsabilidad civil y ambiental para eventos mayores (derrames, contaminación, siniestros).
Sin estos pasos, la aprobación sería una firma política con riesgo fiscal y ambiental para generaciones.
La empresa Corredores Viales S.A. fue declarada sujeta a privatización por el artículo 7° de la Ley 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos. El procedimiento de privatización fue autorizado por el Decreto 97/2025.
En ese marco, mediante la Resolución 29/2025 del Ministerio de Economía se convocó a la licitación pública nacional e internacional de etapa múltiple N° N° 504-0007-LPU25, correspondiente a la Etapa I, comprensiva de los tramos oriental y conexión (la “Licitación Etapa I”. Ver nuestros comentarios aquí).
El pasado 20 de noviembre de 2025 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 1843/2025 del Ministerio de Economía la que autorizó el llamado a la licitación pública nacional e internacional de etapa múltiple 504-0013-LPU25 para la concesión de los Tramos Sur, Atlántico, Acceso Sur y Pampa de la “Red Federal de Concesiones – Etapa II” (la “uLicitación Etapa II”).
La convocatoria incluye la aprobación de los pliegos de bases y condiciones generales y particulares, las especificaciones técnicas y el modelo de contrato de concesión (los “Documentos Licitatorios”).
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A continuación, se detallan los aspectos más relevantes de la convocatoria:
Cronograma de la Licitación Etapa II
a. Plazo para la formulación de consultas a los Documentos Licitatorios: 21 de enero de 2026 hasta las 13:00 hs. b. Plazo máximo de presentación de ofertas: hasta el 6 de febrero de 2026 a las 12:00 hs. c. Acto de apertura del Sobre N° 1: 6 de febrero de 2026, 13:00 hs.
Condiciones generales de la Licitación Etapa II
La Licitación Etapa II es de etapa múltiple, por lo que los oferentes presentarán sus ofertas en dos sobres: el primero conteniendo la documentación que acredite el cumplimiento de los requerimientos legales, mientras que el segundo contendrá la oferta económica.
A su vez, la Licitación Etapa II está dividida en dos renglones:
a. Renglón 1: tramos Sur, Atlántico, Acceso Sur; y b. Renglón 2: tramo Pampa.
Presentación de ofertas
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La presentación de las ofertas debe realizarse exclusivamente a través de la plataforma Contrat.Ar, a cuyos fines los interesados deberán estar previamente inscriptos en la categoría “Cocontratantes del Estado”, subcategoría “Concesionario Ley N° 17.520” de conformidad con las Disposiciones 84/2024 y 29/2025 de la Oficina Nacional de Contrataciones (la “ONC”).
Participación y requisitos especiales
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Como condición para participar, los oferentes deberán reunir los requisitos exigidos por las Disposiciones 84/2024 y 29/2025 de la ONC.
Si el oferente está integrado por dos o más personas, todas ellas responderán en forma solidaria e ilimitada hasta la suscripción del contrato de concesión.
Los oferentes deberán designar a un integrante quien deberá poseer una participación mínima del 30% en el capital con derecho a voto en el oferente, la que deberá, a su vez, ser mayoritaria en los derechos de voto (el “Integrante Principal del Oferente”).
En caso de resultar adjudicatario, el oferente deberá constituir una sociedad anónima cuyo objeto social estará limitado al cumplimiento del contrato de concesión y su plazo de duración deberá ser 3 años superior al plazo máximo de vigencia del contrato. En adición, el Integrante Principal del Oferente deberá mantener idéntica participación en dicha sociedad que en el oferente.
Oferta económica
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La oferta económica consistirá en el monto en pesos (sin IVA) que se solicita percibir en concepto de tarifa de peaje para la categoría 1 con sistema TelePase (Vehículos de hasta 2 ejes y hasta 2,30m de altura y sin rueda doble) para cada tramo, pudiendo optarse por alguna de las siguientes modalidades:
a. Peaje inferior a la tarifa tope, por un plazo de concesión igual a 20 años; b. Peaje igual a la tarifa tope, por un plazo de concesión de entre 20 y 30 años.
La tarifa tope para el renglón 1 es de $3.305,79 para los subtramos Sur y Atlántico, y de $1.652,89 para el subtramo Acceso Sur.
Por su parte, la tarifa tope para el renglón 2 –tramo Pampa– es de $3.388,43.
La oferta económica deberá, a su vez, consignar la tasa interna de retorno de oferta esperada por el oferente en caso de resultar adjudicatario, la que no podrá superar el 15% La TIR se utilizará como parámetro para la recomposición del equilibrio económico financiero y en casos de extinción anticipada del contrato de concesión.
En adición, los oferentes podrán contemplar un descuento en sus ofertas económicas en caso de resultar adjudicatarios de ambos renglones.
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Garantía de mantenimiento de oferta
Como condición de validez de sus ofertas, los oferentes deberán integrar una garantía de mantenimiento de oferta ejecutable a primera demanda, con una vigencia de 120 días corridos contados desde la apertura de los sobres correspondientes a la primera etapa, por los siguientes montos:
a. Renglón 1: $8.700.000.000; b. Renglón 2: $1.360.000.000.
A los efectos de constituir las garantías enumeradas previamente, se admitirán los siguientes medios: (i) depósito bancario; (ii) garantía bancaria; (iii) carta de crédito stand-by; (vi) seguro de caución; (v) depósito bancario en Unidad de Valor Adquisitivo (“UVA”).
Objeto de la concesión
El objeto del contrato de concesión consiste en:
a. La realización de obras sobre el tramo concesionado; b. La elaboración de proyectos ejecutivos de obras a ser ejecutadas en la red federal de concesiones; c. La administración y explotación por peaje de los tramos concesionados; y d. La realización de explotaciones complementarias.
Ingresos de la Concesión
El concesionario percibirá ingresos por: (i) el peaje a ser abonado por los usuarios; (ii) la explotación de áreas de servicio, servicios complementarios y predios remanentes; y (iii) cualquier otro ingreso vinculado a la concesión.
Características principales del contrato
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El contrato de concesión se celebra entre el Estado Nacional (Ministerio de Economía a través de la Secretaría de Transporte) y la sociedad anónima constituida por el adjudicatario. La autoridad de aplicación es la Dirección Nacional de Vialidad .
a. Plazo de concesión: entre 20 y 30 años, con posibilidad de prórroga de dos años adicionales a opción del concedente.
b. Equilibrio económico-financiero: En caso de ruptura del equilibrio económico financiero, las partes iniciarán un proceso de renegociación que tendrá por objeto adoptar las medidas necesarias para restablecer dicho equilibrio. Las medidas de recomposición pueden incluir la modificación del plazo o la tarifa, el diferimiento de inversiones o la compensación económica directa a través de fondos del Tesoro Nacional.
c. Mecanismo de solución de controversias: (i) negociaciones amistosas; (ii) panel técnico y (iii) tribunales nacionales en lo contencioso administrativo federal con sede en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Garantías contractuales
10.1. Garantía de obras
Para el renglón 1 la garantía es de $56.200.000.000, mientras que para el renglón 2 de $11.700.000.000. Su valor se ajustará según la fórmula de actualización tarifaria prevista en los Documentos Licitatorios y deberá estar vigente hasta la finalización de las obras.
10.2. Garantía de cumplimiento de contrato
Para el renglón 1 la garantía es de $29.500.000.000, mientras que para el renglón 2 de $8.000.000.000. La garantía deberá estar vigente hasta la extinción de la totalidad de las obligaciones emergentes del contrato y el monto será actualizable conforme a la fórmula prevista en los Documentos Licitatorios.
10.3. Forma de constitución
Se admitirán como medios para la constitución de las garantías: (i) depósito bancario; (ii) garantía bancaria; (iii) carta de crédito stand-by; (vi) seguro de caución; (v) depósito bancario en UVA.
Se utilizará la capacidad ociosa del sistema nacional durante los meses de verano para transportar gas desde Vaca Muerta y exportarlo a través de un buque licuefactor en el puerto platense.
Camuzzi Gas Inversora S.A., la compañía controlante de las distribuidoras Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur, anunció hoy la creación de “LNG del Plata”, el nuevo desarrollo energético de destinado a la exportación del gas natural producido en Vaca Muerta a través de un barco de licuefacción (Floating LNG) ubicado en el Puerto La Plata, Provincia de Buenos Aires.
Con una inversión que alcanzará los USD 3.900 millones en los próximos 20 años, LNG del Plata es un proyecto dual que permitirá exportar más de 2.4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a la producción de más de 9 millones de m3/día de gas natural, como así también reforzar el abastecimiento del mercado interno en los meses de mayor demanda, atendiendo los picos estacionales de demanda local.
“Este proyecto es sumamente relevante para el desarrollo del país, ya que no solo permitirá generar 500 puestos directos de trabajo, sino que a lo largo de los 20 años de operación previstos, aportará más de USD 14.500 millones en divisas provenientes de exportaciones, acompañando de esta forma el potencial del país y su rol estratégico en el abastecimiento energético mundial”, destacó Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora.
Cómo se transportará el gas
La inversión inicial contempla la construcción de una nueva infraestructura de transporte que permitirá movilizar el gas natural que actualmente es entregado en Buchanan, hasta la localidad de Ensenada en la Provincia de Buenos Aires; la construcción de un gasoducto subacuático de 10 km de extensión y una plataforma offshore para el amarre del buque licuefactor. En ese marco, la compañía se encuentra en procesos de negociación avanzada con una empresa internacional de primer nivel especializada en este tipo de operaciones.
Las obras iniciarán en 2026, y se prevé el inicio de operaciones formales para 2028. Entre los meses de septiembre y mayo, LNG del Plata permitirá exportar más de 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural producidos en Vaca Muerta y transportados en gasoductos existentes del sistema, que en la temporada estival se encuentran con capacidad ociosa.
Una vez en puerto, el gas será sometido al proceso de licuefacción para reducir su tamaño 600 veces y facilitar su transporte marítimo para luego ser regasificado y consumido como gas natural en destino.
En sentido inverso, durante el periodo invernal, LNG del Plata reforzará la matriz energética nacional, mediante la liberación de gas natural para atender los picos de demanda. Esta dinámica contribuirá a sostener la seguridad del sistema optimizando el abastecimiento energético y reduciendo así los costos de generación eléctrica al desplazar combustibles líquidos de mayor costo.
DLS Archer ha sido adjudicada con el mayor contrato para brindar servicios de perforación a YPF en Vaca Muerta, marcando un hito en la industria energética argentina. Este contrato refuerza la alianza estratégica de DLS Archer e YPF, combinando experiencia global y liderazgo, impulsando la eficiencia, seguridad y la innovación.
Con una vigencia de cinco años, el acuerdo contempla la provisión y operación de siete equipos de perforación de última generación dotados con tecnología de punta e integrando servicios de Perforación Controlada por Presión (MPD). Además, incorpora mejoras sustanciales en las condiciones actuales, reflejando el compromiso de ambas compañías con la excelencia operativa.
Este logro reafirma la estrategia de crecimiento de DLS Archer iniciada en 2024 con la adquisición de ADA, subsidiaria de Air Drilling Associates Inc., diversificando su portafolio y consolidando su posición como líder en soluciones integradas para desarrollos no convencionales.
Estamos orgullosos de que YPF demuestre, una vez más, su confianza en nuestra capacidad para ofrecer excelencia operativa, manteniendo los más altos estándares de seguridad y cuidado ambiental, contribuyendo así al desarrollo de Vaca Muerta, la industria del petróleo y gas en general y del país en su conjunto.
El sector de petróleo y gas en Argentina continúa experimentando un crecimiento sostenido. Este nuevo contrato fortalece notablemente nuestro posicionamiento en el mercado y la rentabilidad de nuestras operaciones locales. Estamos convencidos de que esto se traducirá en nuevas oportunidades de crecimiento en el corto y mediano plazo. Dag Skindlo, CEO de Archer.
Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling, DLS Archer, agregó:
YPF es el actor principal en la industria y la firma de este nuevo contrato nos enorgullece, al tiempo que reafirma nuestro compromiso con la excelencia en todos los aspectos de nuestras operaciones. Nos entusiasma la posibilidad de seguir trabajando con YPF consolidando una relación estratégica que seguirá transformando la industria.
Esta alianza entre DLS Archer e YPF marca un paso decisivo hacia un futuro más competitivo, innovador y sostenible para el sector energético argentino.
La petrolera vuelve a testear el apetito inversor con una obligación negociable en dólares y bajo ley Nueva York. La operación apunta a cubrir los futuros vencimientos de deuda y a sostener un plan de crecimiento hacia 2028.
Vista Energy regresa al mercado con una nueva emisión. La compañía lanza la Obligación Negociable (ON) Internacional Clase XXIX, con la intención de captar u$s300 millones, ampliables hasta u$s400 millones. La colocación, que está abierta desde este lunes hasta el miércoles 3 de diciembre, llega en un momento clave para la petrolera: en 2026 enfrenta vencimientos de capital por u$s389 millones, que le permitirá asegurar los fondos para cumplir sus compromisos.
La nueva ON está denominada en dólar cable, vencerá el 10 de junio de 2033 y pagará una tasa del 8,5% anual. Los intereses se cancelarán en forma semestral a partir de diciembre de 2025. La amortización seguirá un esquema soft bullet, con pagos de capital en tres tramos iguales en 2031, 2032 y 2033. El bono estará regido por ley de Nueva York.
Con esta emisión, la empresa apunta a garantizar la cobertura total de esos vencimientos y potenciar el desarrollo de sus activos. En junio, vale recordar, la petrolera emitió u$s500 millones en el mercado internacional, también a una tasa del 8,5%. De ese total, u$s300 millones se destinaron a cancelar un crédito puente del Banco Santander utilizado para financiar la compra del 50% del bloque La Amarga Chica, mientras que los u$s200 millones restantes fueron dirigidos a inversiones en Vaca Muerta.
Resultados claves del tercer trimestre para Vista Energy
Vista se posiciona hoy como el principal productor privado de petróleo de Argentina, con una producción que supera los 110.000 barriles equivalentes diarios, de los cuales aproximadamente la mitad se exporta. Pero el objetivo es mucho más ambicioso: durante el Investor Day, la compañía anticipó un crecimiento del 72% hacia 2028, con un salto clave en las exportaciones, que pasarán a explicar el 75% de los ingresos.
La estrategia contempla que los futuros excedentes de caja se orienten a recompras de acciones, dividendos, reducción de deuda y eventuales operaciones de M&A.
Pese al aumento en eficiencia operativa, Vista informó un flujo de caja libre negativo de u$s570 millones, impactado por mayores pagos impositivos y una suba en las necesidades de capital de trabajo. Esto llevó la deuda neta a u$s2.445 millones, con un ratio de apalancamiento cercano a 1,9 veces.
Las perspectivas marcan un horizonte más largo en la demanda de petróleo y gas y una electrificación más lenta.
La celebración de la última COP30 en Brasil y las últimas perspectivas de la industria energética muestran un escenario cada vez más favorable para Vaca Muerta con una transición que se retrasa y una demanda de hidrocarburos que se mantiene firme.
Según la consultora Economía & Energía, el Outlook 2025 de BP refleja una electrificación más lenta en los países desarrollados, un mayor dinamismo industrial en Asia emergente, donde el gas natural sigue sustituyendo al carbón; y un contexto global con una regulación más flexible en términos de mitigación del cambio climático por parte de EEUU y un mayor énfasis en seguridad energética.
Petróleo y gas
En este marco, el crudo tiene una revisión al alza del 10% para el 2050 y la demanda de gas sube un 2% en relación a los pronósticos del 2024. En petróleo, la demanda alcanzaría un pico en 2030 y un descenso gradual a partir de 2035 a un ritmo de -0,8% anual.
“Esta revisión al alza indica una demanda estructuralmente más persistente que la prevista el año pasado, la cual es atribuida a una caída más lenta de la demanda en economías desarrolladas; un crecimiento más firme en India y el Sudeste Asiático; y un crecimiento sostenido del sector petroquímico, que se convertiría en el componente más resistente de la demanda global”, explican.
En tanto, la IEA estima un incremento en torno al 13% entre 2024 y 2050 en la demanda de crudo, con los países no pertenecientes a la OPEP+ aportando un crecimiento cercano a 4 Mbbl/d, impulsado principalmente por Estados Unidos, Canadá, Guyana, Brasil y Argentina.
En cuanto al gas natural, el comercio global de GNL crecería en un 74% hasta mediados del presente siglo y un 60% hasta el 2035, con una caída de la demanda más tarde de lo pensada a partir del conflicto bélico en Ucrania, que condujo a Europa a competir con Asia por la seguridad de abastecimiento de GNL.
El panorama del GNL
“Este contexto, ofrece a la Argentina la oportunidad de desarrollar una plataforma de exportación de GNL destinada al abastecimiento del mercado mundial. Argentina es el único país de la región con un incremento significativo en la producción de gas natural a lo largo de la próxima década según IEA”.
Mineras advierten impacto por retenciones y piden medidas similares a las del petróleo
La Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) prepara una presentación formal para insistir con la eliminación de las retenciones para la plata y el litio. El pedido a la gestión de Javier Milei encuentra respaldo político en las provincias productoras, especialmente en Jujuy, Salta, Catamarca y también de Santa Cruz, aunque en este último caso afecta en mayor medida a una sola operación en su territorio.
El recorte de retenciones al petróleo se justificó por los equipos técnicos del Gobierno nacional por los elevados costosde los yacimientos maduros y la necesidad de evitar importaciones en el corto plazo. La lógica, advierten en la minería, es exactamente la misma para la plata y el litio.
Las mineras intentaron canalizar el planteo por vía del secretario de Minería, Luis Lucero, y también, en el área de Coordinación de Producción de Pablo Lavigne, pero la respuesta no llega. Ahora evalúan abrir el diálogo con otras dependencias de Economía del Gobierno de Milei para buscar una definición más concreta.
A esta cruzada se sumarían los gobernadores de las provincias afectadas, en un escenario de precios internacionales bajos para el litio y de yacimientos de plata cada vez más maduros, ya que no quieren quedar rezagados respecto al esquema de incentivos que -por caso- ya recibió el sector petrolero.
A diferencia de la plata, la exportación de oro no paga derechos desde enero de 2024 -desde que venció el Decreto N° 908/21 que fijaba la alícuota para ese mineral el 31 de diciembre de 2023-. Esto genera distorsiones en un puñado de operaciones donde la plata es predominante o muy relevante en la composición de los concentrados.
Santa Cruz
Entre las operaciones más afectadas en el país, en Santa Cruz se enlistan: Mina San José, operada por Minera Santa Cruz, y, aunque con un impacto marginal porque tiene una producción más equilibrada con oro, Cerro Moro, de Pan American Silver. En el otro rincón del mapa, como productoras de plata están Mina Pirquitas, en Jujuy, y Mina Lindero, en Salta.
Al respecto, el gobernador Claudio Vidal señaló en declaraciones a La Opinión Austral que insiste con el reclamo y que el costo extractivo del oro y la plata es el mismo, “pero la plata tiene retenciones y el oro no; es injusto”, cuestionó y vinculó el tema tributario con la continuidad de las operaciones: “No digo que haya que cobrar retenciones al oro, digo que sería importante que lo que hoy se paga por la extracción de plata pueda destinarse a proyectos de exploración y que no se lo lleve la Nación. La exploración es lo que más tiempo y recursos demanda”.
Desde el sector privado también se viene insistiendo en el reclamo hace casi dos años. En diálogo con Santa Cruz Produce a fines de agosto, el gerente general de Minera Santa Cruz, Néstor Rigamonti, describió sin rodeos el impacto del régimen actual: “San José es un yacimiento que hace unos años ha empezado a presentar rasgos claros de madurez y eso presenta desafíos importantes. Estamos asegurándonos de hacer lo necesario para darle continuidad al yacimiento”.
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Explicó que la operación produce concentrados y barras de plata en bruto, justamente los productos que quedaron excluidos de las exenciones: “Desde hace un par de años, una buena parte de las posiciones arancelarias de los productos metalíferos está exenta de retenciones, pero no todas. Algunos productos se mantienen alcanzados y son los que produce Minera Santa Cruz: concentrados de plata y barras de plata en bruto”.
El gerente cuestionó la lógica detrás de esa diferenciación: “No hay ningún argumento técnico o económico que justifique esa distinción. No es que el producto exento tenga mayor valor agregado. Y desde lo económico, los productos alcanzados aportan mucho menos al fisco que los que ya están exentos”.
El punto central es la exploración, clave para extender la vida útil del yacimiento: “Nuestros productos siguen pagando retenciones y es un problema grande, porque esos recursos serían muy valiosos para reforzar campañas exploratorias. La clave para extender la vida de mina es explorar.
La campaña permitió ampliar la continuidad de vetas de 500 a 800 metros y validar el modelo predictivo 3D, fortaleciendo el perfil exploratorio de La Manchuria, en el Macizo del Deseado santacruceño.
El Ministerio de Energía y Minería informa que Astra Exploration Inc. dio a conocer nuevos resultados del programa de perforación correspondiente a la Fase II del Proyecto La Manchuria, ubicado en Santa Cruz, fortaleciendo la proyección del yacimiento de oro y plata.
Los avances registrados reflejan un progreso significativo en la campaña exploratoria, que permitió expandir la extensión de vetas, confirmar nuevas estructuras mineralizadas y validar la precisión del modelo geofísico tridimensional recientemente desarrollado.
Los principales resultados de la Fase II, dan cuenta que la longitud del sistema de vetas en la Main Zone se amplió de aproximadamente 500 a 800 metros, especialmente en las vetas West Feeder; se confirmó la primera veta continua de, al menos, 200 metros de longitud y hasta 150 metros de profundidad en la Eastern Zone; como así también que todas las perforaciones realizadas interceptaron vetas y/o vetillas con evidencia de mineralización.
Además, se identificó una nueva estructura paralela situada a unos 350 metros al noreste de la Eastern Zone, denominada Road Zone; al tiempo que el modelo geofísico 3D demostró ser una herramienta predictiva eficaz para localizar vetas mineralizadas bajo la superficie.
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En este escenario, Diego Guido, director de Exploración de Astra, destacó que “el programa de perforación de la Fase II se diseñó para evaluar las extensiones laterales del sistema de vetas epitermales someras y para probar un nuevo modelo geofísico tridimensional. Todos los barrenos interceptaron vetas y/o vetillas con clara evidencia de mineralización en algunas de ellas”.
Desde la compañía, informaron que previo a la perforación, se desarrolló un exhaustivo programa de mapeo geológico y se incorporaron 150 kilómetros adicionales de líneas geofísicas, lo que permitió actualizar y reprocesar los datos existentes. Esta etapa fue fundamental para construir un modelo predictivo tridimensional, que facilitó la identificación de nuevas zonas con alta probabilidad de mineralización.
Las secciones longitudinales y transversales del modelo 3D muestran la correlación entre las estructuras mineralizadas y los bordes de resistividad, validando su capacidad para orientar futuras perforaciones. La Road Zone, recientemente incorporada, es uno de los objetivos más prometedores definidos a partir de este enfoque.
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Con estos resultados, el proyecto La Manchuria consolida su avance técnico y aporta información clave para la planificación de nuevas campañas. La próxima etapa buscará ampliar el estudio geofísico a otras zonas del área y continuar con perforaciones destinadas a profundizar el conocimiento del sistema mineralizado.
Astra Exploration desarrolla el proyecto en una zona de alta prospectividad del Macizo del Deseado, reconocida internacionalmente por albergar yacimientos de clase mundial como Cerro Vanguardia y Cerro Negro.
Santa Cruz reafirma así su posicionamiento como una de las provincias con mayor potencial geológico del país, promoviendo iniciativas que integran innovación, exploración responsable y generación de conocimiento estratégico.
Las seis operadoras están en plena posesión de los diez yacimientos que pertenecían a YPF. El Ministro de Energía y Minería de Santa Cruz analizó por LU12 AM680 cómo es la transición y el esquema de inversión para estabilizar la actividad.
El Ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, en diálogo con LU12 AM680, destacó que a partir del lunes primero de diciembre “formalmente YPF no se encuentra más” en las áreas de Santa Cruz, más allá de algunas gestiones propias de la transición.
Detalló que el proceso de traspaso a las empresas continuadoras comenzó con la medición de tanques de crudo y la realización de todas las contrataciones necesarias.
“Las empresas continuadoras ya tomaron posesión de las bases, de la infraestructura, de los yacimientos y empezaron a trabajar, teniendo reuniones, conociendo a la gente y con reuniones de trabajo”, señaló.
El Ministro enfatizó que este cambio pone fin a 81 años de presencia de YPF en la provincia, desde el primer pozo en Cañadón Seco en 1944.
Transición
Respecto a la transición, se están resolviendo “cuestiones informáticas, base de datos, este información que debe traspasar desde YPF, telemetría, sistemas informáticos que deben ser deslindados, entre otras cuestiones a resolver”, destacó.
Destacó que las empresas continuadoras asumieron un “compromiso de inversión” en el proceso licitatorio que deben cumplir. “Debe invertir para que cada pozo comience a ponerse en funcionamiento con trabajo de pulling y de producción que todos los días comienza a levantarse y a apuntar”.
El objetivo principal es “primero la productividad y luego a partir de ese piso hacerla crecer”.
Para ello, las empresas deben hacer una “reinterpretación geológica” con toda la información geológica que les traspasó YPF, realizar “información sísmica si es necesario para determinar una nueva campaña de perforaciones lo antes posible”, trabajar en forma conjunta con los sindicatos, “garantizando que la legislación laboral se cumpla rajatabla”, y tener la responsabilidad de “cumplir con el estado provincial y con las con los municipios, con las localidades más próximas a su producción en lo que tiene que ver a responsabilidad social empresarial”.
Competitividad
El Ministro reconoció que el “mayor ganancia, el mayor beneficio, lo da el petróleo no convencional, respecto al convencional”, con tasas internas de retorno próximas o superiores al 40% en Vaca Muerta, frente a un máximo de 12%, 15% o 18% en el convencional.
Esta es la razón de la decisión empresarial que tomó YPF a nivel nacional, la cual “se retira de la totalidad de las provincias de Argentina para solamente invertir y canalizar sus esfuerzos económicos y financieros en Neuquén, en la formación no convencional”.
Álvarez contextualizó la situación dentro de un cambio de modelo económico, político y alineamiento internacional de Argentina, con un “sinceramiento de la economía” que implica eliminación de subsidios, planificación de tarifas y un mercado internacional más abierto.
En este contexto, todas las provincias se encuentran en una “regresión de sus ingresos” y una situación que “atenta con las con las fuentes de trabajo, con el ingreso, con el ingreso de los habitantes y con el ingreso de la provincia”.
Ante esta situación de crisis, que “no es para desconocerlo”, Santa Cruz tomó la decisión de “buscar que nuevos empresarios ingresaran a las áreas para ponerlas a producir” mediante un proceso público y transparente, con la participación de más de 30 técnicos santacruceños.
Incentivos provinciales
Para incentivar la producción, se trabaja en el marco de la “ley de emergencia” en el petróleo convencional maduro que los diputados provinciales votaron, la cual está vigente hasta el 31 de diciembre.
Además, a nivel nacional, el Gobierno ha tomado herramientas para la “eliminación de derechos de exportación o retenciones para el petróleo no convencional”.
El proyecto de disminución o eliminación total y gradual de las retenciones del petróleo crudo apunta a que el Gobierno Nacional elimine las retenciones o derechos de exportación, que los Gobiernos Provinciales deben apuntalar esta situación con baja de regalía para estos nacimientos maduros, estos nacimientos convencionales, y que las empresas deben reinvertir este diferencial que le va a otorgar tanto nación como provincia para mejorar la producción.
Producción
El Ministro señaló que las empresas “tienen que trabajar en invertir, en aumentar la producción, levantar el techo y en reducir su costo que es bajar el piso”. El margen entre el piso y el techo de sus pesos es lo que va a permitir una reinversión y una mayor producción. Si no hay reinversión, “estamos aportando aportando la vida útil de los nacimientos y la vida hidrocarburífera”.
El titular de Vista Energy, Miguel Galuccio, resaltó en el Energy Day organizado por EconoJournal los logros obtenidos desde hace más de una década, pero también advirtió sobre la imperiosa necesidad de instrumentar cambios que aceleren la puesta en valor de los recursos.
En función de las herramientas tecnológicas disponibles y del aprovechamiento de la curva de aprendizaje norteamericana, sostuvo Miguel Galuccio, hoy el desarrollo de Vaca Muerta ha llegado a un límite que hace falta superar. “Llegó el momento de cambiar el juego.
Hay que ser mucho más disruptivos en cuanto a lo que hacemos y a cómo lo hacemos tanto en la supply chain como en el uso de las tecnologías. Además, se precisan modificaciones desde el punto de vista regulatorio e impositivo”, postuló el fundador y CEO de Vista Energy en la apertura del Energy Day 2025 organizado por EconoJournal.
En 2012, evocó Galuccio, cuando realmente comenzó la historia de YPF en Vaca Muerta, la formación no convencional era “sólo para creyentes”. “Hacía falta creer que el recurso estaba ahí, que había que desriskearlo, que sería importante para la industria y para el país, y que valía la pena probar”, expresó.
Desde entonces, destacó, se dio una enorme apuesta por la búsqueda de inversiones y de talento. “Asimismo, hubo que modificar el marco legal, ya que nuestra Ley de Hidrocarburos no estaba preparada para desarrollar esta clase de recursos, hubo que construir infraestructura, y hubo que traer las empresas de servicios y la tecnología que se necesitaba.
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Todo eso nos llevó, 12 años más tarde, a que Vaca Muerta produzca 550.000 barriles por día, el 60% de la oferta total de la Argentina. Hoy el país es un exportador neto de petróleo”, ponderó el ejecutivo.
«Hubo cambios positivos que se hicieron para impulsar el sector. Veo un Gobierno abierto y permeable, pensando qué más se puede hacer para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta. Estuve hace poco con el Ministro de Economía y hablamos mucho sobre qué más podemos hacer para crecer más rápido. Hay mucha apertura en ese sentido», remarcó.
En términos de exportaciones, acotó, el mercado hidrocarburífero argentino está entre los cinco que más crecieron a nivel global en el último año. “Hace pocos meses batimos el récord histórico de 1998, al producir 850.000 barriles diarios. Y vamos hacia 1 millón de barriles”, anticipó.
Lo mejor que la industria local tiene para sentirse orgullosa, reivindicó, es el playbook. “Sabemos cómo hacerlo. Contamos con una roca que está desriskeada y que es mejor que la norteamericana. No obstante, nos sigue faltando acelerar el desarrollo. En la Argentina tenemos 40 equipos de perforación, mientras que Estados Unidos suma 450”, comparó.
Será clave, a su entender, seguir optimizando los costos, trabajando en materia de desregulación y ganando atractivo para los inversores. “Como todos saben, el no convencional es un play que no solamente depende de la economicidad, sino también de la caja que uno genera. Hay que ser un país con acceso al capital, competitivo en los costos y también en los impuestos”, sentenció.
Culto a la innovación
Hace apenas siete años, evocó Galuccio, Vista era literalmente un papel en blanco. “Todavía tenemos la servilleta dibujada en una mesa con la que empezó todo”, bromeó.
Para definir a la empresa, expuso, hoy hay que pensar en una buena mezcla de talento y cultura. “Me gusta decir que nuestro sector se corre a sangre, no a petróleo. La clave está en la gente. La cultura de Vista está totalmente enfocada a extraer valor para los accionistas. Somos una compañía corrida por sus dueños: un 40% de los empleados tiene acciones de Vista. En el top management, ese porcentaje sube a un 75%”, cuantificó.
Si algo caracteriza a la firma, reveló, es hacer “un culto a la innovación”. “Tenemos gente que solamente piensa en innovar. Por eso fuimos los que exportamos el primer barco de petróleo desde Vaca Muerta en el medio de la pandemia. Creamos un mercado internacional que no existía. Luego nos siguieron YPF y Pluspetrol”, especificó.
La organización, apuntó, también fue la primera en electrificar un equipo de perforación y una planta compresora de gas, además de la primera en tener toda la operación de fractura con wet sand. “Lideramos el cambio tecnológico con la idea de extraer valor. Y somos muy ágiles en la toma de decisiones: nacimos como start up y en estos momentos tenemos el tamaño de una corporación.
Somos la compañía independiente más grande de la Argentina y la mayor productora de petróleo, pero seguimos pensando como si fuéramos una start up. Contamos con una regla que no se rompe: entre la persona que perfora y la que se ve con los inversores no puede haber más de cuatro niveles”, sintetizó.
Cuatro grandes ejes
Para proyectar el precio internacional del petróleo, explicó Galuccio, conviene analizar cuatro ejes: demanda, supply, economía mundial y geopolítica. “En el caso de la demanda, soy súper positivo acerca de lo que puede pasar en 2026 y 2027. Venimos de 10 años de poca inversión, pero el reemplazo del crudo no está llegando a la escala que debe llegar.
En los países subdesarrollados, que consumen una quinta parte de la energía de los desarrollados, se observa una agenda de crecimiento, con foco en India y China”, aseguró.
En cuanto a lo geopolítico, prosiguió, por estos días hay tanto un risk premium como un floor para el valor del crudo. “Hay más chances de tener problemas que no tenerlos. Hay tres posibles black swans: una escalada del conflicto China-Estados Unidos, cómo será el final de la guerra Rusia-Ucrania y qué sucederá con Irán en el conflicto de Medio Oriente”, enumeró.
Lo más preocupante, opinó, tiene que ver con la cadena mundial de suministro. “La avanzada de tarifas de Estados Unidos generó una disrupción en la supply chain de un mundo globalizado. Hay que ver dónde aterrizamos, pero los crecimientos del Producto Bruto Interno (PBI) que se vienen serán más bajos de lo previsto”, adelantó el directivo, quien también se refirió a la caída del stock petrolero a nivel planetario.
Es cierto, reconoció, que el mercado para 2026 “puede estar un poco soft”, pero afortunadamente puede esperarse “un 2027 sólido”. “Estimamos que la cotización del barril estará en torno a los 65 dólares para el año que viene y se ubicará cerca de los u$s 70 para el período 2027-2030”, pronosticó.
Ventaja competitiva
Las petroleras con activos en la Argentina no sólo tienen como variable crítica al precio internacional del crudo, indicó Galuccio, sino también la situación del país. “Vaca Muerta es parte de la solución de nuestros problemas. En 2012 teníamos un balance comercial desfavorable de US$7.000 millones y este año lo cerraremos con un saldo positivo de más de US$7.000 millones. Estamos hablando de un swing de US$14.000 millones. Somos parte de lo que necesita el país para normalizar su macroeconomía”, celebró.
El recurso petrolero que hay en la Argentina, calificó, es “de bajo costo”, pero también “de ciclo corto”. “Esa característica, en un mundo volátil, nos da una ventaja competitiva increíble.
Gracias a ella, una compañía que recién nacía, como Vista, se pudo bancar una pandemia”, subrayó el ejecutivo, quien aseguró que en este contexto global Vaca Muerta posee una mayor competitividad el Presal de Brasil. “Aquí perforamos un pozo en 13 días y lo completamos en 20”, añadió.
Ya planifica un gasoducto de más de 1.000 kilómetros para ofrecer una salida alternativa a la producción de la formación shale rumbo al mayor mercado sudamericano. El proyecto abre una nueva ruta de exportación y obliga a la Argentina a definir cómo garantizar el abastecimiento firme desde la cuenca neuquina.
Paraguay definió como prioridad de Estado el impulso del Gasoducto Bioceánico, una obra de más de 1.000 kilómetros que busca darle al país un rol protagónico en el mapa energético regional hacia comienzos de la próxima década.
El objetivo es doble: por un lado, asegurar el abastecimiento interno que demandará su crecimiento productivo; por el otro, consolidarse como vía de tránsito del gas argentino de Vaca Muerta hacia Brasil.
La construcción del tramo paraguayo demandaría alrededor de US$ 2.000 millones. La traza contempla la conexión con el Gasoducto del Norte y el tendido de 530 km hasta la frontera con Brasil, más otros 410 km hacia Campo Grande, en Mato Grosso do Sul.
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El proyecto toma especial relevancia porque Brasil —con un consumo promedio de 70 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d)— seguirá necesitando gas firme durante los próximos años.
Hasta ahora, el abastecimiento histórico llegó al gigante del Mercosur desde Bolivia, pero su declinación pone en jaque esa ruta tradicional. De hecho, estudios del Gobierno brasileño y de los industriales del sur del país anticipan que Bolivia podría transformarse en importador hacia el final de la década.
En ese contexto, Paraguay se propone como alternativa real para reemplazar un corredor en retroceso y sumar una nueva vía logística para el gas de Vaca Muerta.
Un ducto de 1.050 kilómetros
La traza propuesta se desarrolla sobre la infraestructura de la Ruta Bioceánica, actualmente en construcción en el Chaco paraguayo. El ducto tendrá unos 1.050 kilómetros, con una capacidad inicial de 10 MMm³/d, ampliable hasta 30 MMm³/d según el crecimiento de la demanda.
Los estudios de prefactibilidad y viabilidad económica ya avanzados indican que el corredor chaqueño es la opción más competitiva para llegar al mercado del estado de San Pablo y abastecer al nordeste argentino.
Además, las autoridades estiman que la obra podría entrar en servicio en unos cinco años, siempre que se cumplan los plazos administrativos, regulatorios y de financiamiento.
El desarrollo ya atraviesa una etapa técnica más fina, tras la firma del memorándum de entendimiento entre Argentina y Paraguay.
Se realizan reuniones bilaterales para definir la interconexión, armonizar normativa y avanzar en la integración energética dentro de un marco también acompañado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
El desafío regulatorio en Paraguay
Un punto central para destrabar el proyecto es la actualización de la Ley del Gas Natural de Paraguay, vigente desde 1997. El Gobierno paraguayo reconoce que necesita un marco moderno y compatible con sus socios para dar previsibilidad a las inversiones privadas que requiere la obra.
Por eso prevé contratar a un especialista para trabajar en la armonización normativa con la Argentina, paso que luego se replicará con Brasil. El objetivo es que, al momento de firmar contratos de construcción y comercialización, exista un marco homogéneo entre los tres países.
Argentina, por su parte, también deberá acordar con reguladores y transportistas brasileños las condiciones de transporte y canon para asegurar la llegada competitiva de la molécula neuquina.
Inversiones estimadas y obras complementarias
La construcción del tramo paraguayo demandaría alrededor de US$ 2.000 millones. La traza contempla la conexión con el Gasoducto del Norte y el tendido de 530 km hasta la frontera con Brasil, más otros 410 km hacia Campo Grande, en Mato Grosso do Sul.
El plan incluye además dos desarrollos paralelos: Una central térmica en el Chaco Central de 1.000 MW, que sumaría otros US$ 1.000 millones; y una planta de fertilizantes, impulsada por inversores privados, para abastecer a Paraguay y a la región.
La parte argentina
Para que el proyecto funcione, Argentina debe garantizar suministro firme durante todo el año. Hoy el Gasoducto del Norte opera con capacidad limitada —unos 15 MMm³/d, apenas suficientes para abastecer a las siete provincias del norte—, por lo que el país necesita reforzar su infraestructura.
Además de loops y nuevas plantas compresoras, hay una obra fundamental: un nuevo gasoducto trazado por TGN entre Tratayén y La Carlota, en el sur de Córdoba. De acuerdo con el diseño preliminar, para transportar 20 MMm³/d se requerirían inversiones cercanas a los US$ 2.000 millones.
El Gobierno provincial rechazó los recursos de Petrolera El Trébol y ratificó que la empresa presentó fuera de término su pedido de prórroga, además de incumplir requisitos técnicos y de inversión. Con la concesión vencida desde septiembre, avanza el proceso de reversión del área Atamisqui a favor del Estado mendocino.
El Gobierno de Mendoza confirmó la caducidad de la concesión hidrocarburífera del área Atamisqui y rechazó de manera definitiva los recursos presentados por Petrolera El Trébol S.A., argumentando incumplimientos formales, técnicos y regulatorios. La decisión quedó plasmada en los Decretos 2431 y 2433, publicados en el Boletín Oficial, que ratifican que la empresa no cumplió con los requisitos para obtener una prórroga y validan el inicio del proceso de reversión del área a favor del Estado provincial. sin respaldo téc
La administración de Alfredo Cornejo sostuvo que la compañía presentó su pedido de prórroga fuera del plazo exigido por la normativa. Tanto la Ley Nacional 17.319 (modificada por la 27.007) como la Ley Provincial 7.526 establecen que la solicitud de extensión debe iniciarse con un mínimo de un año de antelación al vencimiento de la concesión.
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En el caso del área Atamisqui, la concesión expiró el 7 de septiembre de 2025, pero la empresa presentó su pedido en septiembre de 2024, por lo que la Provincia consideró que el trámite fue iniciado de manera extemporánea.
Además del incumplimiento temporal, los dictámenes técnicos y jurídicos remarcaron que la documentación presentada no acreditaba el cumplimiento de las obligaciones previas del concesionario.
Los informes internos de la Dirección de Hidrocarburos describieron un plan de inversiones insuficiente y carente de consistencia: la empresa proponía USD 1,68 millones para un período de diez años, una cifra considerada demasiado baja para sostener la operación y recuperar la declinación productiva del yacimiento.
Según los técnicos, el proyecto se limitaba a tareas de mantenimiento correctivo, sin contemplar nuevas perforaciones, actualización tecnológica ni acciones destinadas a aumentar la productividad del área. Incluso, se detectaron deficiencias de mantenimiento en las instalaciones, la planta de tratamiento de crudo y el sistema contra incendios.
Un proceso que ya estaba en marcha
La decisión del Ejecutivo no surge de un conflicto puntual, sino de un análisis administrativo iniciado a mediados de año. En agosto, el Ministerio de Ambiente y Energía -a cargo de Jimena Latorre- había emitido la Resolución 173/2025 rechazando la prórroga por las mismas razones: presentación fuera de término y plan de inversiones insuficiente.
Posteriormente, la Decisión Administrativa 21/2025 declaró concluida la concesión y autorizó el comienzo del proceso de reversión del área. Petrolera El Trébol apeló ambas decisiones, pero los decretos publicados esta semana rechazaron los recursos jerárquicos y ratificaron cada una de las medidas adoptadas.
Los dictámenes jurídicos también resaltaron que no existían argumentos para suspender los efectos de la caducidad, ya que la concesión se encontraba efectivamente vencida.
Qué implica la reversión del área
La reversión formal del área Atamisqui implica que el Estado provincial recupera la administración y control sobre los activos del yacimiento, lo que abre dos caminos posibles:
Asignación temporal a una empresa estatal o tercero encargado del mantenimiento, para garantizar la integridad de las instalaciones hasta la definición del destino final del bloque.
Llamado a un nuevo concurso o proceso de adjudicación, donde la Provincia pueda seleccionar un operador que presente un plan técnico y económico alineado con los estándares exigidos por la normativa.
Mientras tanto, la Dirección de Hidrocarburos continuará supervisando las condiciones de seguridad, el estado de las instalaciones y la transición hacia un nuevo esquema operativo.
El mensaje político y regulatorio
Para la administración provincial, el caso Atamisqui busca marcar un precedente: el cumplimiento estricto de los plazos y la consistencia técnica de los proyectos serán requisitos indispensables para la continuidad de cualquier concesión.
La transportista elevó a 28 millones de m³ diarios la capacidad de su planta en Tratayén y avanzará con una obra de USD 560 millones que permitirá reducir importaciones de GNL a partir de 2027.
Transportadora de Gas del Sur (TGS) consolidó esta semana su estrategia de expansión en el segmento midstream con nuevos hitos en Vaca Muerta. Durante la Jornada Energía, Producción y Desarrollo Sostenible organizada por el Colegio de Ingenieros de la Provincia de Buenos Aires, la directora de Operaciones de la compañía, Claudia Trichilo, confirmó que la planta de acondicionamiento de Tratayén ya opera con una capacidad de 28 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) y detalló los avances del proyecto de ampliación del Gasoducto Perito Moreno, una obra central para incrementar el abastecimiento de gas natural hacia los grandes centros de consumo.
La planta de Tratayén, nodo fundamental para el procesamiento del gas proveniente del shale neuquino, multiplicó por cinco su capacidad desde 2019.
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La ampliación no solo incrementó el volumen tratado, sino que incorporó tecnología que permite extraer gasolina natural, separar propano y aislar componentes pesados presentes en el gas asociado al petróleo no convencional. Este acondicionamiento es indispensable para evitar condensaciones en los ductos que conectan Vaca Muerta con la red troncal del país.
TGS también evalúa un proyecto integral para el desarrollo de líquidos de gas natural (LGN), que incluye la reconversión de módulos en Tratayén y la construcción de un poliducto de 575 km hacia Bahía Blanca. Allí se proyecta levantar una nueva planta de fraccionamiento y almacenaje que complemente las instalaciones ya operativas en el polo petroquímico.
Avanza la ampliación del Gasoducto Perito Moreno
El anuncio más relevante de TGS se vincula con la obra de ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM), adjudicada por ENARSA en octubre. El proyecto implica una inversión privada de USD 560 millones y prevé entrar en servicio el 30 de abril de 2027. El plan contempla:
Oferta por USD 500 M y otros USD 230 M de inversión en el primer año: la apuesta de Rovella Capital para quedarse con Manantiales Behr
La instalación de tres nuevas plantas compresoras,
Adecuaciones sobre las existentes,
Un aumento de 14 MMm³/d en la capacidad de transporte, que pasará de 21 a 35 MMm³/d entre Tratayén y Salliqueló.
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A esto se sumarán USD 220 millones adicionales en el sistema regulado de TGS, con un loop de 20 kilómetros y obras de compresión destinadas a garantizar la llegada del gas incremental al Gran Buenos Aires, el Litoral y el norte del país.
Para TGS, la ampliación del GPM es una obra estratégica en términos de balanza energética. Según Trichilo, el incremento en la capacidad permitirá reemplazar parte del GNL que se importa durante los meses de invierno, con un beneficio fiscal directo: “Si analizamos 100 días de invierno, el ahorro de divisas pagaría la inversión en menos de ese lapso, generando un impacto positivo de USD 1.100 millones para el país”, señaló.
GNL: llegó a San Antonio Este el primer embarque de 10.000 toneladas de cañerías para el proyecto Argentina FLNG La ejecutiva también afirmó que la propuesta tarifaria presentada por la transportista resulta más competitiva que la vigente, lo que mejora la viabilidad económica del proyecto.
Southern Energy selló con la estatal alemana SEFE un compromiso para exportar dos millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años a partir de 2027, en lo que será la mayor operación de gas natural licuado de la historia del país y un hito para el desarrollo de Vaca Muerta.
El consorcio argentino Southern Energy, integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, anunció la firma de un acuerdo marco con SEFE Securing Energy for Europe —la empresa estatal del Gobierno Federal alemán— para la venta de dos millones de toneladas anuales de gas natural licuado por un período de ocho años.
El entendimiento, rubricado bajo la modalidad Heads of Agreement, se transformará en el primer contrato de exportación de GNL a gran escala en la historia argentina y representa un hito para la proyección internacional de los recursos de Vaca Muerta.
Las entregas comenzarán a fines de 2027, en simultáneo con la puesta en funcionamiento del Hilli Episeyo, el buque de licuefacción que Southern Energy instalará en el Golfo San Matías, en Río Negro.
El volumen comprometido —equivalente a más del 80% de la capacidad anual de producción del buque— se concretará bajo modalidad FOB y permanecerá sujeto a la firma del contrato definitivo de compraventa, prevista para los próximos meses.
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Mientras el valor final dependerá de la evolución de los precios internacionales, desde el consorcio estiman que las exportaciones podrían superar los 7.000 millones de dólares durante la vigencia del contrato.
Para la Argentina, implicaría una fuente sostenida de divisas y un paso central en el objetivo de consolidarse como nuevo jugador en el mercado mundial de GNL. Para Europa, significaría diversificación geográfica en su esquema de aprovisionamiento y un refuerzo de seguridad energética.
Durante la firma del acuerdo, encabezada por el presidente de Southern Energy, Rodolfo Freyre, y el director comercial de SEFE, Frédéric Barnaud, ambas partes destacaron la relevancia estratégica del proyecto.
Freyre calificó el entendimiento como “la primera venta a gran escala de LNG desde la Argentina” y lo definió como “un hito para el desarrollo futuro” de las reservas de gas de Vaca Muerta. Barnaud, por su parte, subrayó que se trata del primer contrato de GNL de SEFE con un proveedor sudamericano y valoró la posibilidad de continuar el trabajo con el equipo del Hilli Episeyo, que será trasladado desde Camerún a la Patagonia argentina.
El sector hidrocarburífero argentino atraviesa una transformación estructural sin precedentes recientes. A un año de la implementación del “Proyecto Andes”, la estrategia de desinversión de YPF en campos maduros para focalizar recursos en Vaca Muerta ha redibujado el esquema de operadores en seis provincias.
El sector hidrocarburífero argentino atraviesa su transformación más profunda de la última década. A un año de la puesta en marcha del plan de desinversión de YPF, el mapa del upstream convencional ha cambiado radicalmente con la transferencia de 46 áreas maduras en seis provincias productoras. Este movimiento responde a la ejecución del plan estratégico “4×4”, mediante el cual la compañía estatal busca cuadruplicar su escala volcando la totalidad de su capacidad de inversión en el shale de Vaca Muerta.
El proceso, estructurado a través del Proyecto Andes y gestionado financieramente por el banco Santander, organizó la venta de activos en “clústeres” geográficos. Esta estrategia permitió el ingreso de nuevos actores y el retorno de operadores históricos, revitalizando yacimientos que requieren técnicas de recuperación secundaria y terciaria para mantener su productividad.
Nuevo esquema de operadores por provincia
La reconfiguración operativa ha sido heterogénea, adaptándose a las normativas y estrategias de cada jurisdicción:
Chubut: Se destaca el regreso de Pecom como operadora tras 22 años, asumiendo el control de los bloques El Trébol–Escalante y Campamento Central–Cañadón Perdido. Por su parte, Crown Point adquirió El Tordillo, La Tapera y Puerto Quiroga, mientras que el área Restinga Alí fue revertida a la provincia.
Mendoza: El escenario se dividió en tres esquemas. PCR concentró el clúster Llancanelo (con planes de perforación y recuperación de pozos); Petróleos Sudamericanos tomó el clúster Mendoza Norte (incluyendo Barrancas y Vizcacheras); y una UTE entre Quintana Energy y TSB se adjudicó Mendoza Sur.
Neuquén: La provincia vio la entrada de Bentia Energy en el clúster Neuquén Sur (operando el histórico bloque Octógono). En la zona Norte, una alianza entre Bentia e Ingeniería SIMA asumió activos como Señal Cerro Bayo, comprometiéndose a realizar trabajos de pulling y abandono de instalaciones obsoletas.
Río Negro: Quintana Energy se aseguró la operación de Estación Fernández Oro —clave para la producción gasífera— hasta 2036, proyectando nuevas perforaciones y un gasoducto. En paralelo, Petróleos Sudamericanos resultó adjudicataria de Señal Picada–Punta Barda.
Santa Cruz: YPF transfirió diez áreas a la estatal provincial Fomicruz, que posteriormente las licitó. Los ganadores fueron Patagonia Resources (Los Perales, Los Monos) y Roch Proyectos (Cerro Guadal Norte, Cañadón Yatel), diversificando la matriz de actores locales.
Tierra del Fuego: Se optó por un fortalecimiento del rol estatal. La empresa Terra Ignis recibió por cesión directa siete áreas, incluyendo Lago Fuego y bloques TDF, bajo un Memorando de Entendimiento firmado en agosto.
Con el objetivo de completar el saneamiento de su portafolio, YPF inició en agosto de 2025 la segunda fase del Proyecto Andes. Esta nueva etapa contempla la salida de 16 áreas adicionales distribuidas en cuatro provincias, abriendo oportunidades para compañías especializadas en campos maduros.
La terminal rompió su estacionalidad frutícola histórica para abastecer a los megaproyectos de Southern Energy y YPF.
El puerto de San Antonio Este (SAE) atraviesa una transformación estructural en su matriz operativa. Históricamente ligado a la exportación de frutas del Alto Valle, la terminal rionegrina ha comenzado a jugar un rol decisivo en la cadena de suministro de los desarrollos energéticos más ambiciosos del país: el proyecto de GNL del consorcio Southern Energy y el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS).
Durante el segundo semestre de 2025, un período habitualmente signado por la nula actividad tras el fin de la zafra frutícola, la concesionaria Patagonia Norte gestionó el ingreso de buques con materiales pesados.
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A fines de septiembre, se descargaron 8.000 toneladas de acero destinadas a los tanques de almacenamiento de Punta Colorada. Más recientemente, el buque Billion Star amarró con 10.000 toneladas de caños para la construcción de un sistema de ductos de 27 kilómetros, vital para la infraestructura onshore y su vinculación con el Gasoducto San Martín.
Desde el consorcio Southern Energy —liderado por Pan American Energy— calificaron a la terminal como un activo “estratégico”. Su función excederá la mera recepción de cargas de proyecto: se proyecta como base primaria de operaciones para la gestión de servicios a los buques de licuefacción (FLNG), como el Hilli Episeyo.
Esto implica una logística compleja que abarca desde el transporte de personal para cambios de tripulación y la provisión de alimentos, hasta el suministro de repuestos y servicios de remolcadores. La cercanía geográfica es el factor determinante: mientras los costos marítimos impactan en un 3% sobre el total del proyecto, el transporte terrestre incide en un 8%. Esta ecuación de costos posiciona a SAE con una ventaja competitiva frente a terminales más lejanas como Puerto Madryn, especialmente para abastecer la zona de Fuerte Argentino, el futuro hub exportador de GNL ubicado a 40 kilómetros de Las Grutas.
Proyecciones 2026 y el desafío de las arenas
La actividad no se detiene. Para el 10 de diciembre se aguarda el arribo de un tercer buque con 130 módulos habitacionales y contenedores para el proyecto VMOS. Este flujo constante ha permitido sostener el empleo de 180 trabajadores portuarios fuera de la temporada alta.
De cara al 2026, las negociaciones apuntan a recibir cargas de mayor complejidad, como las monoboyas para la carga de petróleo en alta mar. Sin embargo, una de las oportunidades logísticas más relevantes bajo análisis es la recepción de arenas silíceas para fracking provenientes de Entre Ríos.
Diseñado para atraer inversiones de gran escala, este régimen emerge como la palanca capaz de movilizar capitales estratégicos.
En un presente tan atravesado por desafíos estructurales, pocas herramientas resultan tan promisorias como el RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones). Diseñado para atraer inversiones de gran escala, con beneficios fiscales, aduaneros, cambiarios y estabilidad jurídica —y sustentado en reglas claras de largo plazo— este régimen emerge como la palanca capaz de movilizar capitales estratégicos, reactivar proyectos energéticos paralizados y transformar la realidad productiva del país.
Desde su reglamentación, el RIGI ya captó el interés de múltiples compañías nacionales y extranjeras dispuestas a invertir miles de millones de dólares en proyectos de energía, minería, infraestructuras y exportación. Pero lo más relevante es que, en el corazón de esta ola inversora, se encuentra Vaca Muerta.
Vaca Muerta + RIGI: combinación ganadora
Uno de los primeros proyectos energéticos aprobados bajo el régimen es Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS) — una inversión de escala, liderada por un consorcio de grandes jugadores del sector hidrocarburífero.
La construcción de este oleoducto plantea no sólo un salto en infraestructura, sino una ambición concreta: transformar la producción de crudo shale en exportaciones de largo plazo, con capacidad para superar los 500.000 barriles diarios una vez que esté en marcha. Con VMOS, el país no sólo explotará reservas: las convertirá en valor real, en divisas, en desarrollo.
Además, otras iniciativas vinculadas al shale oil y gas de Vaca Muerta se encuentran en la puerta del régimen: plantas de tratamiento, infraestructura de transporte, mejoras tecnológicas y procesos de escala —todas pensadas bajo las reglas de incentivo. Es decir: RIGI no aparece como un parche coyuntural, sino como un marco estratégico, que da previsibilidad, atrae capital, y habilita proyectos robustos, con impacto territorial, productivo y exportador.
Más allá del petróleo: multiplicadores de valor
El efecto de la sinergia entre RIGI y Vaca Muerta excede la explotación de hidrocarburos. Por un lado, habilita obras de infraestructura civil, logística, transporte, servicios y empleo en regiones clave. Por otro, genera una oportunidad estructural para reactivar economías regionales —especialmente en zonas como Neuquén, Río Negro y provincias vinculadas— con un efecto multiplicador en cadena: proveedores, mano de obra, transporte, industria auxiliar, servicios.
Desde una perspectiva macroeconómica, esas inversiones pueden traducirse en ingreso genuino de divisas, mejora de balanza energética, sustitución de importaciones y un nuevo perfil exportador. En un país que ha sufrido años de desequilibrio externo, esto se convierte en una palanca estratégica de crecimiento.
Un impulso hacia una matriz energética moderna
El RIGI —si se implementa con consistencia— ofrece la oportunidad de redefinir la matriz energética argentina: de depender históricamente de importaciones a construir una base propia, diversificada, sostenible en el largo plazo. Con Vaca Muerta como eje, y con inversiones de escala, se abre la posibilidad de consolidar un modelo de producción nacional de energía, compatible con exportaciones, empleo, desarrollo regional y estabilidad macroeconómica.
Ese giro va más allá del corto plazo: implica reconstrucción productiva, integración territorial y generación de valor. Pero para que esa esperanza se concrete, hacen falta decisiones firmes: compromiso inversionista, infraestructura adecuada, normativa clara, y un horizonte de mediano-largo plazo.
Tras un extenso proceso que pone fin a décadas de explotación por parte de la empresa estatal, las áreas que fueron cedidas a Fomicruz y posteriormente licitadas, comienzan a ser operadas por las empresas. Se estima una inversión de 1.259 millones de dólares en seis años.
Las diez áreas hidrocarburíferas cedidas por YPF a la estatal provincial Fomicruz, comienzan a ser operadas por las empresas que ganaron la licitación, dando comienzo a una nueva etapa en la historia de la producción de hidrocarburos de la provincia.
Tras más de cinco décadas en las que YPF se erigió como la única operadora de las áreas convencionales, se abrió paso a una nueva etapa caracterizada por la diversificación de empresas que operarán bloques maduros.
El 18 de noviembre, el gobernador Claudio Vidal firmó el decreto que autoriza todo el proceso de traspaso de las áreas Cerro Piedra–Cerro Guadal Norte; Barranca Yankowsky; Los Monos; El Guadal–Lomas del Cuy; Cañadón Vasco; Cañadón Yatel; Pico Truncado–El Cordón; Los Perales–Las Mesetas; Cañadón León–Meseta Espinosa y Cañadón de la Escondida–Las Heras.
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Como viene informando La Tecla Patagonia, la lista de adjudicatarias incluye a Patagonia Resources SA, Clear Petroleum SRL, Roch, Azruge SA, Brest SA, y el consorcio de Quintana Energy Investments SA con Quintana E&P Argentina SRL.
Según la apertura de sobres, las compañías planean invertir USD 1.259 millones en seis años, a razón de unos USD 200 millones anuales, con foco en incrementar la producción en áreas maduras; poner en valor la infraestructura y los oleoductos; reactivar más de 4.000 pozos inactivos; hacer nuevas perforaciones; sostener y ampliar los puestos de trabajo, entre otros objetivos.
La Resolución 542/2025 de Fomicruz definió la distribución operativa de cada bloque, consolidando un esquema que apunta a detener el declino de la cuenca y atraer capitales a Santa Cruz.
Las compañías energéticas de todo el mundo están entrando en una fase decisiva: la digitalización profunda de sus operaciones. En este escenario, la empresa de I+D aplicada, /q99, reciente ganadora del Premio Sadosky 2025 a la Startup del Año, presentó su nuevo reporte “Tecnologías cuánticas: estrategias clave y oportunidades para el sector de Oil & Gas”, un documento que traza la hoja de ruta para que el sector acelere su transición hacia una nueva era basada en datos integrados, simulaciones avanzadas y algoritmos cuánticos.
El informe sostiene que la industria de Oil & Gas enfrenta desafíos estructurales que ya no pueden resolverse con tecnología tradicional: datos fragmentados entre subsuelo, perforación y producción, procesos de simulación que requieren semanas, decisiones basadas en experiencia más que en evidencia, y una presión creciente por reducir costos, emisiones y tiempos no productivos.
En este contexto, la adopción progresiva de DATA + IA + Computación Cuántica (QC) emerge como un punto de inflexión.
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La combinación de estas tecnologías permite integrar ecosistemas de datos históricamente desconectados, acelerar simulaciones críticas de semanas a horas y habilitar decisiones predictivas capaces de generar reducciones de entre el 20 y el 30% en OPEX, mejoras del 15 al 25% en eficiencia energética y disminuciones del 10 o incluso el 20% en emisiones por unidad producida.
“Estamos en un punto de inflexión. Las compañías que transformen su infraestructura de datos y adopten tecnologías exponenciales van a liderar la próxima década de eficiencia energética, seguridad operativa y crecimiento sustentable”, afirma Martín Sajón, CEO de /q99.
El reporte destaca que las principales operadoras del mundo están reconfigurando sus sistemas para capitalizar un nuevo activo crítico: la inteligencia basada en datos. Esto incluye integrar información de subsuelo, perforación, producción y superficie en arquitecturas unificadas capaces de procesar volúmenes que hoy superan, en algunos casos, 1 petabyte de datos sísmicos.
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Esta modernización permite pasar de modelos convencionales que requieren semanas de simulación, a escenarios donde los algoritmos avanzados y las técnicas cuánticas reducen esos tiempos a horas, acelerando decisiones clave para la continuidad operativa.
“La industria de Oil & Gas está llena de variables complejas y altamente interconectadas. La integración de IA y tecnologías cuánticas permite anticipar escenarios, optimizar decisiones y acelerar procesos que antes eran inabordables desde lo computacional”, destaca Facundo Siviero, Head of Energy Markets en /q99.
El informe identifica casos de uso concretos que muestran cómo la integración de IA y computación cuántica puede generar impacto inmediato en áreas clave. En la ingeniería de reservorios, los modelos híbridos permiten anticipar curvas de producción, mejorar la interpretación sísmica y detectar oportunidades de reactivación rentable.
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En perforación, la digitalización del monitoreo y la automatización de pruebas críticas como las BOP mejoran la seguridad, reducen costos y minimizan tiempo no productivo. A su vez, en producción, la IA combinada con QC potencia la detección temprana de anomalías, el control predictivo de pozos y la optimización energética de superficie.
Además, se introducen seis pilares estratégicos para que las compañías energéticas se preparen para lo que /q99 denomina “el momento cuántico”: un punto de quiebre donde la convergencia tecnológica redefine las reglas de juego.
La industria energética está entrando en una etapa donde los datos y la inteligencia aplicada se vuelven determinantes para competir. El diferencial ya no será quién tenga más recursos, sino quién transforme antes esos recursos en decisiones más rápidas, precisas y sustentables.
El informe ya está disponible para descarga gratuita y forma parte de una estrategia más amplia de /q99 para colaborar con empresas del sector en la construcción de ecosistemas digitales que permitan escalar hacia la computación cuántica.
Sobre /q99
/q99 es una empresa de I+D aplicada, especializada en la convergencia de Inteligencia Artificial (IA) y Computación Cuántica (QC). Su tecnología patentada se centra en la gestión avanzada de datos, transformando a las empresas en organizaciones hiperinteligentes (HYPERSMART®). Al integrar big data con modelos de IA y algoritmos cuánticos, /q99 ofrece soluciones que maximizan el valor de los datos y optimizan las operaciones empresariales.
La misión de la compañía es impulsar la investigación en IA y Computación Cuántica en toda América Latina, redefiniendo cómo las organizaciones gestionan y aplican la información para obtener resultados de alto impacto.
El objetivo es evitar que las empresas integradas vendan el gas en boca de pozo a bajo precio y luego terminen exportando ese mismo gas a un valor sustancialmente mayor. Si se decide avanzar, se abrirá un debate con la industria sobre cuál debe ser ese precio para que no afecte los niveles de inversión.
La gobernación de Neuquén evalúa fijar un valor de referencia del gas en boca de pozo destinado a la exportación de GNL para calcular la liquidación de regalías.
El objetivo es evitar que las empresas integradas vendan el gas en boca de pozo a bajo precio y luego terminen exportando ese mismo gas a un valor sustancialmente mayor. Si se decide avanzar, se abrirá un debate con la industria sobre cuál debe ser ese precio para que no afecte los niveles de inversión.
La Ley Bases flexibilizó el tope de un 12% sobre las regalías que pueden cobrar las provincias sobre la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta. Por lo tanto, desde el año pasado Neuquén está habilitada a fijar el valor que considere pertinente y a fijar nuevos instrumentos recaudatorios que vayan en esa dirección. Desde el punto de vista legal, no tendría ninguna limitación para hacerlo, aunque el gobernador Rolando Figueroa aún no decidió si quiere avanzar en esa dirección.
Antecedente
Lo que comenzó como un proyecto en soledad del diputado de Unión por la Patria y ex secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, el año pasado, se movió ahora a los despachos de Figueroa, donde se analiza bajo cierto hermetismo.
El proyecto de Martínez ingresó a la Legislatura en diciembre del 2024 y se debatió por primera y única vez en la comisión de Hidrocarburos en marzo de este año.
En ese momento, el legislador planteó que las empresas interesadas en los proyectos de GNL como YPF pretenden fijar el valor del gas en boca de pozo en el orden de los 1,80 dólares MMBtu para que el proyecto resulte rentable, lo que estaría por debajo de los 3,5 dólares que se utilizan en la actualidad como referencia para el cobro de regalías (la cifra surge del valor promedio de los contratos de Plan Gas que expiran en 2028).
De esa reunión salió un pedido de opinión al ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, cuya respuesta nunca llegó.
El planteo de Martínez es que las empresas concesionarias de estos proyectos estarán “de ambos lados del mostrador” y que podrán facturarse el gas que se produce en Vaca Muerta “a un precio ínfimo”, inferior al que actualmente tiene en el mercado interno y al que se exporta a Chile.
El gobernador Figueroa quiere dinamizar las inversiones en infraestructura en la provincia.
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“Y este tipo de maniobra o asiento contable tiene justamente su objeto en pagar la menor cantidad de regalías posible porque, a menor precio de venta denunciado, se pagarán menores montos de regalías e Ingresos Brutos a Neuquén”, sostuvo.
Martínez volvió a pedir por su proyecto este mes cuando el ministro de Economía de la provincia, Guillermo Koenig, asistió a la Legislatura a exponer el Presupuesto 2026. El diputado recibió apoyo de uno de los principales armadores del MPN, Claudio Domínguez, y el funcionario reconoció en esa reunión que es un tema está en evaluación en el gobierno.
Según pudo saber EconoJournal, hay conversaciones entre el Ejecutivo y las empresas, particularmente YPF, aunque desde el gobierno evitaron anticipar cuáles son las alternativas sobre la mesa.
Dos formas de calcular
En la bancada del MPN, que funciona como aliado de Rolando Figueroa en la Legislatura, evaluaron que es una discusión para dar el año que viene, aunque en el bloque oficialista no se mostraron tan abiertos a negociar una ley, salvo que haya un pedido expreso del gobernador.
“La idea no es ponerle un precio al gas. Si quieren, pueden regalarlo. Pero las regalías las van a tener que liquidar con un valor de referencia”, reveló uno de los armadores de la bancada emepenista, quien entendió que, en el caso de YPF, “va a ser el mismo el que produce, lo transporta y lo vende en el barco” y ahí es donde se puede generar una “trampa”.
En esta propuesta, el parámetro se fijaría en función del precio del gas domiciliario, pudiendo ser el de los proyectos de GNL o de exportación a Brasil hasta un 20% inferior. Una suerte de “tope” que les impida a las empresas, por ejemplo, comprar el gas neuquino a 1,75 dólares o menos para que cierren los márgenes de rentabilidad.
El proyecto de Darío Martínez, por su parte, propone que el precio de referencia para la liquidación de regalías se calcule en función del “precio promedio del último trienio de venta del gas al mercado interno y al externo como exportación, cuando este sea mayor que el precio del mercado interno”.
En el despacho del legislador estimaron que, con los planes anticipados por YPF para el primer barco licuefactor del proyecto Argentina LNG, con capacidad para procesar unos 30 millones de m3 día, la Provincia podría recaudar anualmente unos 166 millones de dólares si el precio del gas neuquino se mantuviera cercano a los 3,5 dólares MMBtu, que es el actual promedio.
La corporación china Sany, una de las fabricantes de equipamiento para Oil & Gas, anunció su desembarco en la Argentina y realizará el lanzamiento oficial de su marca el 4 de diciembre en el Hotel Hilton.
La corporación china Sany, una de las fabricantes de equipamiento para Oil & Gas más grandes del mundo, anunció su desembarco estratégico en Argentina y realizará el lanzamiento oficial de su marca el próximo 4 de diciembre, a partir de las 14:30 horas, en el Hotel Hilton.
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El evento reunirá a empresas de servicios, operadores del sector, autoridades gubernamentales y representantes de cámaras vinculadas a la industria hidrocarburífera, quienes conocerán de primera mano la propuesta integral de la compañía. Durante la jornada, Sany ofrecerá una presentación institucional, exhibirá sus líneas de productos y detallará las oportunidades de negocios que proyecta desarrollar en el país.
Según adelantaron desde la firma, la decisión de desembarcar en Argentina está directamente relacionada con el crecimiento sostenido de Vaca Muerta, uno de los yacimientos no convencionales más importantes del mundo. La reciente construcción del oleoducto y el gasoducto que fortalecerán la capacidad exportadora del país incrementaron el atractivo para nuevas inversiones del sector.
El primer edificio construido de esta manera fue en la zona de Vaca Muerta, en tan solo 28 días. Conocé todos los detalles en la nota.
La casa propia es uno de los anhelos más importantes y desafiantes para los argentinos en la actualidad. En un mercado donde los costos y el financiamiento no siempre acompañan, una empresa de casas modulares dio a conocer un modelo innovador: la tokenización.
Esta nueva forma de invertir y acceder a una propiedad se despega de los métodos tradicionales y llama la atención, cada vez más, de los usuarios. La compañía en cuestión es Idero, responsable de levantar, en solo 28 días, el primer edificio modular de seis niveles del país, ubicado en la zona de Vaca Muerta.
Idero, creadora del primer edificio modular de seis pisos construido en 28 días en Añelo, propone un nuevo modo de llegar a la vivienda: comprarla en pequeñas fracciones según el bolsillo de cada persona.
Con el sistema “Casa Propia”, se pueden sumar partes desde u$s10, sin perder lo aportado y con la posibilidad de vender o transferir esas fracciones.
Al alcanzar el 60% del valor, el usuario puede seguir acumulando propiedad o mudarse mediante un leasing con opción de compra, donde cada cuota se descuenta del precio final.
Cómo son las casas modulares listas para instalar
Idero ofrece cuatro modelos de casas modulares modernas y funcionales, que van de 30 a 78 m², con uno a tres dormitorios y hasta dos baños, adaptándose a distintos estilos de vida y familias numerosas.
Las viviendas permiten personalizaciones como aleros, terrazas o balcones, y algunas se pueden ampliar o trasladar a otro terreno, acompañando las etapas de la familia.
Fabricadas en Buenos Aires, se entregan en hasta 90 días, con estructura de acero, aislamiento térmico y acústico, eficiencia energética y durabilidad superior a la construcción tradicional. Los precios, IVA incluido, oscilan entre u$s31.308 y u$s76.613.
Ganó un juicio, va a donar US$ 500 millones y piensa invertir en seis industrias estratégicas con RIGI incluido.
En una entrevista con Forbes, Juan José Retamero habla de cómo se originó este proyecto benéfico, cómo ve al gobierno de Milei y en qué industrias piensa expandirse.
Una disputa judicial por mercadería no entregada en la industria del vino va a terminar en uno de los mayores proyectos benéficos de la historia argentina con un monto que podría superar los 500 millones de dólares si se suman otros tres procesos judiciales que están en curso.
Luego de recibir sentencia favorable de la Tercera Cámara Civil, Comercial, Minas y Tributaria de Mendoza y anunciar la histórica donación, el empresario español Juan José Retamero recibió a Forbes en su visita por Buenos Aires para contar todos los detalles de este plan, los otros proyectos de inversión que tiene en el país en seis diferentes sectores y la expectativa por la adhesión al RIGI.
“El fallo ratifica que la Justicia argentina avanza en el camino correcto y que el país cuenta con instituciones capaces de brindar seguridad jurídica, previsibilidad y confianza. Este modelo combina inversión privada, energía sustentable y retorno social en beneficio del país”, afirmó el CEO de AISA Group.
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Esta disputa judicial viene de los tiempos en los que nuestra empresa comercializaba con vinos y mostos, entre otros commodities. Tomamos una posición en una mercadería que tenían que entregarnos en unos plazos adecuados, la pagamos por anticipado y luego a la hora de la realidad, cuando demandábamos el producto, el producto no nos lo entregaron. Entonces tuvimos que hacer una reclamación de cantidad o bien de la mercancía que nos adeudaban, o bien de los fondos que pusimos.
Y ahora la Justicia falló a nuestro favor. Yo creo que es un paso histórico para la Argentina que lo comparo casi con un RIGI. Y tú dirás, Juanjo, qué exagerado eres, cómo puede ser que compares esta sentencia, este fallo judicial con un RIGI. Bueno, una de las cosas que yo más valoro del RIGI es la seguridad jurídica, lo demás es equiparar reglas económicas que puede haber en otros países a la realidad argentina. Pero la seguridad jurídica es realmente importante y es un paso hacia adelante para el inversor extranjero que tiene que decidir dónde poner sus activos.
¿Por qué decidieron donar el beneficio de esa sentencia?
El daño eran 12 millones y pico, más intereses, se concentra en una cifra que casi supera los 16 millones de dólares. Pero esto es solamente una parte. La decisión de donar incluye también lo recuperado en otras tres causas judiciales que han atravesado un proceso igual de largo y complejo.
De alguna manera, la donación es una imposición familiar porque para nosotros ya no es una cuestión económica, sino son horas de viaje, desilusión, tener que buscar otras alternativas empresariales para restituir el daño, volver a fabricar todo lo que has perdido y cinco años de procedimiento judicial intenso, donde sufrimos acusaciones de todo tipo. De alguna manera, la familia lo que ha querido es devolverle a la Argentina lo que algunos empresarios de la Argentina nos quitaron.
Y lo ha hecho de una forma tajante. La decisión fue invertir ese dinero —no solo el de la causa Bocardo, sino el total recuperado en las cuatro causas— en proyectos energéticos en la Argentina para que el resultado de ese capital invertido durante los siguientes 30 años más el capital invertido sea repartido en obra social en Argentina, lo que podría llegar a 500 millones.
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También que fructifique, que se desarrolle. Te aseguro que eso se va a cumplir a rajatabla y que se van a poner todos los mecanismos para que el circuito culmine de extremo a extremo. Conforme se recauden esos fondos, irán a una fundación que ya está terminando de constituirse, donde un equipo de profesionales determinará su destino. Todo impecablemente trazado, todo perfectamente documentado y sin que pueda haber el más mínimo atisbo de duda. A mí me parece que la Argentina debería de exhibir acciones como estas para intentar que otras empresas, otros empresarios, puedan mirarse en un espejo bien limpio donde poder desarrollar obra social en sectores o mediante vehículos que ayuden al crecimiento y al desarrollo de este país.
¿Esta donación va a estar particularmente enfocada en las comunidades que rodean los proyectos de inversión que están desarrollando? ¿Cuál es el mapa de inversiones que ya tienen en el país?
Todos los proyectos que nosotros tenemos en la Argentina son de larga maduración, no hay ninguno de corta maduración. Son proyectos en los que realmente son muy jóvenes, o sea, el mineral que hay en la mina Gualcamayo de San Juan no puede salir en un año, necesita un ciclo de 20 años. Y es curioso porque nosotros hoy en día tenemos explorado el 3-4% de la propiedad minera o de la concesión minera, no tenemos explorado más.
Y aun así tenemos una operación para 20 años mínimo, con lo cual quiere decir que con una campaña de exploración que ya se ha iniciado, se deberían de aumentar, no digamos multiplicarla, pero sí se deberían de aumentar las reservas con total seguridad. Entonces entendemos que los 20 años se pueden convertir en 30, en 40, en 50. Y en la pesquera lo mismo.
Nosotros compramos una pesquera en Chubut, Cabo Vírgenes, en la que hay un plan de desarrollo y de crecimiento continuo para los próximos 5-10 años, de crecimiento, luego evidentemente se debe de mantener y se debe de buscar la eficiencia permanentemente, el desarrollo y un impacto social óptimo.
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Tenemos el desarrollo inmobiliario que debería de dar una perspectiva diferente, con el ejemplo de las obras que ya se inauguraron en la ex bodega Cinzano. Nos gustaría dar la oportunidad de tener otro tipo de oferta dentro de una provincia como San Juan, que permita a los grandes proyectos que se vienen y que se van a desarrollar en San Juan, sobre todo proyectos mineros, poder ubicar a los profesionales en otro perfil de producto que queremos poner en el mercado, o los proyectos energéticos que tenemos en el camino.
También estamos entrando en el sector frigorífico, estamos ahora mismo en pleno proceso de una posible adquisición de una compañía que podría ser del sector medio-alto que está ya avanzada y podría culminarse en los próximos meses. Y aparte de lo que ya tenemos, nosotros estamos en permanente búsqueda de oportunidades, no solo en Argentina sino en cualquier otra parte del mundo, pero somos una familia que entendemos que lo que se genera en un país se debería, una parte importante, de seguir desarrollando en ese país. Al ser una empresa familiar que no tiene deuda y que no tiene accionistas, la única obligación que tiene es volver a reinvertir el capital que se va generando.
El Gobierno de Alfredo Cornejo afianza su estrategia de proyección internacional y promueve el desarrollo de sectores clave para la economía provincial.
El gobernador Alfredo Cornejo encabezó una gira oficial por Francia y Emiratos Árabes Unidos, con una agenda estratégica orientada a fortalecer la proyección internacional de Mendoza, promover su liderazgo en el turismo del vino y potenciar las oportunidades de inversión en energía, minería y agroindustria.
Después de participar en Burdeos de la 25ª Asamblea Anual de las Great Wine Capitals (GWC), la comitiva viajó hacia Abu Dabi, donde Mendoza se presentó como un destino confiable y competitivo para la inversión internacional.
El gobernador mantuvo reuniones con Mohammed Alsuwaidi, ministro de Inversiones y titular del fondo soberano ADQ, y con los directivos de Al Dahra Agricultural Company, una de las empresas agroindustriales más importantes del mundo. En ambos encuentros, se presentaron los proyectos provinciales en agricultura, energía y minería, orientados al desarrollo sustentable y la generación de empleo.
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Además, la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, representó a Mendoza en ADIPEC, la feria global más importante del sector energético, donde la provincia fue la única delegación argentina con presencia institucional. Allí, expuso sobre el potencial de Mendoza en oil & gas, energías renovables e hidrógeno verde, y presentó la cartera de proyectos de inversión vinculados a la transición energética.
En Abu Dabi, la comitiva mendocina también participó en reuniones con la empresa estatal Masdar, líder global en energías renovables e hidrógeno verde, donde se analizaron oportunidades de cooperación tecnológica e inversión en el desarrollo de proyectos solares y mineros en la provincia.
Una provincia confiable y abierta al mundo
La misión oficial permitió fortalecer vínculos institucionales y empresariales. La delegación mendocina trabajó en presentar las bondades de la provincia con el objetivo de abrir nuevas oportunidades de cooperación y proyectar el modelo de desarrollo mendocino en mercados internacionales.
El sector continúa anotando nuevos máximos históricos en las ventas al exterior y las perspectivas para los próximos cinco años son aún más positivas. Cuánto podría exportarse hacia 2033.
El dinamismo de la minería llevó a que durante octubre se registrara un nuevo récord en las exportaciones del sector, al anotar un volumen mensual de USD 650 millones y consolidar un acumulado de USD 4.870 millones en los primeros diez meses del año.
Según datos de la Secretaría de Minería, este desempeño no solo representa un crecimiento del 4% respecto al total exportado en todo 2024, sino que también supera el nivel alcanzado en 2011, cuando el acumulado enero-octubre había sido de USD 4.082 millones.
El peso de la minería en el comercio exterior argentino se evidenció en la participación de estos productos, que en octubre representaron el 8,9% de las exportaciones totales y el 6,9% en el acumulado anual.
En términos interanuales, se observa asimismo un salto significativo: el valor exportado en octubre creció un 45,4% frente al mismo mes del año anterior, mientras que el acumulado de 2025 muestra un incremento del 34,6% respecto al mismo período de 2024.
Además, el volumen exportado en los primeros diez meses de 2025 se ubicó un 57% por encima del promedio registrado entre 2010 y 2024 para ese lapso.
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Dentro de la canasta exportadora, los minerales metalíferos dominaron el panorama en octubre, con ventas por USD 525 millones, lo que supuso un aumento interanual del 42,9%.
Este segmento representó el 80,8% de las exportaciones mineras del mes, con el oro como principal protagonista: sus envíos alcanzaron USD 424 millones (el 65% del total minero exportado).
El desempeño del oro se vio impulsado tanto por la mejora de los precios internacionales como por un aumento del 5% en los volúmenes exportados, lo que se tradujo en un crecimiento interanual del 40,2% (equivalente a 121 millones más que en 2024).
La plata, por su parte, experimentó un alza aún mayor, con un incremento del 60,8% respecto a octubre del año anterior (lo que significó 36 millones adicionales), también explicado por la combinación de mejores precios y mayores volúmenes.
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El litio consolidó su posición como segundo mineral más exportado en octubre, con ventas por USD 105 millones y un crecimiento interanual del 71,8%, lo que constituyó un récord histórico para ese mes. Explicó el 16,2% de las exportaciones mineras del período, impulsado por un aumento del 74% en los volúmenes exportados.
En cuanto a los destinos, Estados Unidos, India, China y Suiza concentraron el 77% de las exportaciones mineras de octubre (equivalentes a USD 499 millones), y el 80% del acumulado anual (USD 3.906 millones).
Las ventas a estos países estuvieron compuestas mayoritariamente por minerales metalíferos, que representaron el 82% de las exportaciones mineras a estos destinos en octubre y el 85% en los primeros diez meses del año.
Estos cuatro mercados también absorbieron el 82% de las exportaciones metalíferas en el acumulado anual, mientras que el 18% restante tuvo como principales receptores a Canadá, Corea del Sur, Alemania, Bélgica y Finlandia.
Las perspectivas para el sector minero argentino son optimistas. De acuerdo con la proyección de BBVA Research, las exportaciones del sector podrían alcanzar los USD 25.000 millones en 2033 si el país logra concretar la mayoría de los proyectos en desarrollo y mantiene un entorno macroeconómico y regulatorio estable.
En septiembre último la producción de petróleo aumentó 19 % i.a. y 13 % en los últimos 12 meses (12m), indicó el informe periódico del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi.
La producción de petróleo Convencional en el mismo mes se redujo 8 % i.a. y cayó 4,2 % en los últimos 12 meses. La producción No Convencional (que ya es el 60 % del total de crudo producido) se incrementó 40,9 % i.a y 27,8 % en los últimos doce meses, impulsada por el Shale, describio el informe.
Las cuencas Neuquina y Austral impulsan el crecimiento de la producción gasífera anualmente.
En septiembre de 2025 la producción de gas natural se redujo 5,5 % i.a y aumentó 3,6 % al considerar los últimos 12 meses. La producción Convencional se redujo 3,1 % i.a. y aumentó 1,7C% en el acumulado anual.
Por otra parte, la producción No Convencional (63 % del total) se redujo 6,8 % i.a. y aumentó 4,7 % en los últimos doce meses.
La demanda de combustibles
En septiembre de 2025 las ventas de naftas y gasoil tuvieron un aumento del 8,4 % i.a. y del 2,1 % en 12m. respectivamente. Durante los últimos doce meses, las ventas de naftas fueron 2,7 %mayores respecto a igual periodo anterior, mientras que las ventas de gasoil fueron 1,7 % superiores.
La demanda total de Energía Eléctrica aumentó 3,9 % i.a. en septiembre de este año respecto a igual mes de 2024. El consumo eléctrico anual presenta un aumento acumulado del 0,3 % en 12 meses.
El informe describe que el gas natural entregado por redes de distribución se redujo 5,5 % i.a. en agosto de 2025 (último dato disponible) y 3,3 % 12m. en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.
Evolución de los subsidios energéticos
Los subsidios energéticos devengados presentan una reducción en términos acumulados en el año 2025, según datos del del Instituto Interdisciplinario de Economía Política de la UBA (IIEP-UBA).
Hoy llegan desde esa provincia entre 1.500 y 2.000 camiones por día con el agente sostén crucial para la fractura de pozos de shale. El crecimiento de la producción de la formación plantea desafíos logísticos complejos.
La provisión de las arenas silíceas, el agente sostén como se las conoce en la industria del shale, pasa por un momento clave ante un escenario en el que la formación neuquina tendrá un salto en su producción.
Las arenas que se usan en la fracturas de los pozos de Vaca Muerta llegan mayoritariamente desde Entre Ríos, más precisamente desde las canteras de Ibicuy.
Según cálculos de la industria, arriban por distintas rutas a Vaca Muerta desde la provincia mesopotámica entre 1.500 y 2.000 camiones por día, una logística que se multiplicaría en los próximos cuatro años a partir de la necesidad de abastecer al Oleoducto Vaca Muerta Sur y los proyectos de exportación GNL por la costa de Río Negro.
La preferencia de las arenas de Entre Ríos sobre otras de cercanía como las de Río Negro, se debe fundamentalmente a que a lo largo de la vida útil de los pozos de shale, las arenas de Ibicuy terminan generando más productividad, como en su momento reveló Horacio Marín, CEO y presidente de YPF.
Técnicamente el secreto, o no tanto, es la mayor presencia de cuarzo que tiene las arenas entrerrianas, que las hacen más resistentes que las regionales.
A la hora de argumentar por la elección del agente sostén que llega desde la Mesopotamia, desde una de las petroleras más importantes de la zona se utilizó una analogía con los cimientos de una casa.
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Es clave en la vida de un pozo que la arena, la base de la estructura del pozo, permita mantener el rendimiento en toda la curva de producción proyectada.
De ahí que algunas operadoras elijan el desafío logístico y económico de traer material desde Entre Ríos, por sobre las canteras del sur del río Negro. Y por sobre las de Chubut que concentraron la atención años atrás.
Sin embargo, importantes operadoras de Vaca Muerta siguen eligiendo arenas rionegrinas y también está la posibilidad de “blendear” (mezclar) el material con las de Entre Ríos.
El uso arenas de uno u otro lugar depende también de decisiones coyunturales.
Y como dijo el secretario de Minería de Río Negro, Joaquín Aberastain Oro a EnergíaOn hace dos semanas atrás, la demanda de arenas será tal con el salto productivo que se espera para Vaca Muerta, que habrá demanda para todos los productores.
Arena húmeda o wet
En este contexto también se mantiene una tendencia de los últimos meses de operadoras de Vaca Muerta que utilizan arena húmeda o sand wet en el proceso de fractura.
Este producto ahorra una etapa al no pasar por los hornos de secado, lo que además de bajar costos también agiliza su utilización en forma más directa.
Ibicuy tiene una larga historia de provisión de arenas. A los largo de décadas estuvieron destinadas a la fabricación de vidrio, pero con el comienzo de la industria del fracking los ojos se posaron en esta locación, a unos 1.300 kilómetros de Vaca Muerta.
Ese dato no menor de la distancia es el que hoy representa un cuello de botella a la que la industria del shale le está buscando salidas.
“Vamos a poner equipo dedicado únicamente a la logística de las arenas”, indicó Marín recientemente. E indicó que el tren es una alternativa pero tardaría mucho tiempo en ponerse en práctica “y el pico de producción de Vaca Muerta va a ser en los próximo cuatro o cinco años”.
Remarcó que el tema se está trabajando y que hay que avanzar en la firma de contratos para empezar a encontrar las soluciones.
Lo que sí remarcó Marín que es viable es un tren de pasajeros en Vaca Muerta. “Vamos a seguir empujando para hacer es el tren de pasajeros porque es lógico y da económicamente”, remarcó el CEO y presidente de YPF.
Las opciones que se manejan
Frente a esta situación, las fuentes consultadas en la industria también marcaron que hay un cuello de botella pero están dadas las condiciones para sortear la situación.
Aparte del tren, que fue descartado por los tiempos para ponerlo en funcionamiento, hay dos posibles alternativas.
La primera es la utilización de los camiones bitrenes.
Una de las opciones que se barajan es traer las arenas de Entre Ríos vía marítima y desde el puerto de SAE hasta la formación neuquina.
Este tipo de vehículos fue autorizado a circular por las rutas del país y sin restricciones horarias, salvo en tramos con riesgo vial, por el gobierno de Javier Milei el 19 de agosto pasado.
Los camiones bitrenes cuentan con dos semirremolques articulados con mayor capacidad de carga que se transportan por todo el país y tienen una longitud permitida de 30,25 metros.
Pueden tener una capacidad del 75% mayor de los camiones actuales. Estas características hacen que se barajen como opción para hacer el traslado de arenas desde Entre Ríos.
¿Transporte marítimo?
La otra alternativa que se evalúa es el transporte marítimo de las arenas. En el puerto de San Antonio Este ya se han recibido arenas para el proceso de fracking de Vaca Muerta. Pero han sido arenas que venían del exterior, que se usaron años atrás en las fracturas.
Ahora una de las opciones que se barajan es traer las arenas de Entre Ríos vía marítima y desde el puerto de SAE hasta la formación neuquina.
Ubicada en Marcos Juárez, se trata de una estación transformadora de 132 kV. «Esta obra es vital para toda la región, porque sin capacidad energética no hay progreso”, dijo el gobernador.
En la ciudad de Marcos Juárez, el gobernador Martín Llaryora inauguró una obra deenergía eléctrica que permite una mejora significativa en el servicio que reciben 12localidades del sudeste provincial y un poblado de Santa Fe.
Se trata de una estación transformadora de 132 kV y de obras complementarias que significaron una inversión provincial a través de Epec superior a los 30.000 millonesde pesos.
El mandatario provincial mostró su satisfacción con la concreción de este proyecto,una compromiso que había asumido en diciembre de 2024 con los vecinos y productores de la región.
“Aún en estos momentos tan difíciles que vive la Argentina, poder inaugurar esta maravillosa obra es una muestra de lo que significa invertir en infraestructura”, señaló.
La nueva instalación energética beneficia a Marcos Juárez, Inriville, Leones,Justiniano Posse, Los Surgentes, San Marcos Sud, Noetinger, Cruz Alta, Pascanas,Gral. Baldissera, Monte Buey, Camilo Aldao.
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“Esta obra es vital para toda la región, porque sin capacidad energética no hay progreso. Cuando se corta la electricidad en una empresa la producción se detiene y cuando no hay factibilidad eléctrica las industrias directamente no llegan”, expresó.
En esa línea, el mandatario provincial aseguró que la obra permitirá atraer nuevas empresas, dar valor agregado a la producción local y generar empleo en la región.
“La infraestructura es lo que abre las puertas al progreso. Hoy lo decimos en Córdoba: seguimos invirtiendo para que cada localidad tenga oportunidades de crecer”, dijo y reiteró que para la gestión provincial “gobernar es generar trabajo. El Estado tiene que acompañar al sector empresarial y emprendedor. Hoy lo estamos haciendo con esta inversión en infraestructura”, completó el mandatario.
La intendenta de Marcos Juárez, Sara Majorel, remarcó la trascendencia que tienepara la ciudad y la región la inauguración de la nueva estación transformadora.“Este tipo de obras de infraestructura de la relevancia que tiene esta estación sonfundamentales para generar lo que nosotros decimos la igualdad territorial, el federalismo dentro de la provincia”, expresó.
Subrayó, además, que la puesta en marcha de esta obra permitirá arraigo, bienestar domiciliario y la instalación de nuevas fábricas que generen trabajo. A su vez, Majorel también valoró y agradeció el compromiso del Gobierno provincial y de la EPEC, expresando que «este paso nos permite mirar al futuro con más igualdad territorial y nuevas posibilidades de crecimiento».
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El presidente de Epec, Claudio Puértolas, señaló que la instalación inaugurada “forma parte del plan de incremento de capacidad del sistema de transporte de energía eléctrica en toda la provincia”.
Puértolas añadió que “en los últimos dos años hemos puesto en servicio seis nuevas estaciones transformadoras de alta tensión, con una inversión que supera los 100 millones de pesos, lo que equivale aproximadamente al 16% de la potencia instalada en toda la provincia”.
Más energía para el desarrollo
La obra permite poner en operación un nuevo transformador de 55 MVA queduplicará la capacidad de entrega para atender el crecimiento de la demandaresidencial, comercial e industrial de toda esta zona particularmente productiva de Córdoba.
Con esta nueva infraestructura, el sudeste provincial pasará a estar alimentado através del sistema de transporte 132 kV, logrando mayor confiabilidad y robustez enla prestación del servicio eléctrico.
El anterior sistema de 66 kV quedará de respaldo para entrar en servicio en caso deser necesario ante una contingencia; a la vez que al liberarse la capacidad de la redde 66 kV, se obtiene una mejora el servicio y los niveles de tensión en la zona de influencia.
Esta obra contempló también la ejecución de trabajos en la EstaciónTransformadora de Alta Tensión en Leones, que permitió poner en servicio la líneade transporte en Alta Tensión en 132 kV que une las dos localidades y permite esteaumento en la capacidad de abastecer de energía de la región mediante esta nuevaestación transformadora.
Cabe destacar que el pasado 9 de agosto se llevaron adelante las maniobras paraenergizar la Estación Transformadora, encontrándose en condición operativa.
Actualmente, se está en etapa de conectar la demanda existente a esta nuevaestación transformadora.
Llaryora estuvo acompañado por los ministros de Producción, Ciencia e Innovación, Pedro Dellarossa; Gobierno, Manuel Calvo; el secretario de Gobierno,Augusto Pastore; los legisladoresAbraham Galo y Julieta Rinaldi; intendentes de la región y autoridades locales.
Obras de energía en toda la provincia
Esta obra forma parte del Plan de Incremento de Capacidad en el Sistema deTransporte de Energía Eléctrica en la Provincia, que incluye la construcción denuevas Estaciones Transformadoras de Potencia para el transporte eléctrico en todoel territorio provincial.
En este marco se han ejecutado un conjunto de seis nuevas estacionestransformadoras de Alta Tensión que fueron puestas en servicio en los últimos dosaños, con una inversión que superó los 75 millones de dólares, que hoy representanmás de 100 mil millones de pesos en inversión para instalar 585 MVA de potenciade transformación en el Sistema eléctrico provincial, que equivale al 16% de lacapacidad previa y permitirán afrontar el crecimiento de 15 a 20 años de lasregiones donde fueron instaladas.
Mediante esta planificación se ejecutaron las Estaciones Transformadoras de AltaTensión: Alta Gracia Norte, Bell Ville, Oeste, Sudoeste (ambas en la ciudad deCórdoba) y la estación transformadora Marcos Juárez que se pone en operación enesta oportunidad.
Este programa continúa adelante con la construcción y puesta en servicio de otroconjunto de nueve nuevas estaciones transformadoras en Alta Tensión en 132 kV en múltiples regiones de la provincial:
● Estación Transformadora San Isidro en la zona norte del área Metropolitanade Córdoba. ● Estación Transformadora Los Espinillos en Calamuchita. ● Estación Transformadora Totoral. ● Estación Transformadora Cruz del Eje. ● Estación Transformadora Cañada de Luque. ● Estación Transformadora Balnearia. ● Estación Transformadora Santa Ana. ● Estación Transformadora Santa Isabel (ciudad Capital). ● Estación Transformadora en el eje de la Ruta 9 entre Oliva y James Craik.
Lo anterior demandará una inversión de aproximadamente 92 millones de dólares,que representan 128 mil millones de pesos actualmente.
La ejecución de este plan de obras en Estaciones de Alta Tensión en 132 kV permite aumentar la capacidad de transformación del sistema eléctrico de nuestra provinciapara abastecer y robustecer las redes de media tensión que entregan energía en laciudad de Córdoba y el interior provincial.
Esto posibilita cubrir las necesidades de energía de la demanda actual y elcrecimiento de la demanda futura residencial, comercial e industrial de Córdoba.
La construcción de este conjunto de nuevas estaciones está complementada con unplan de incremento de capacidad en las estaciones existentes en la red detransporte en Alta Tensión, tanto en 132 kV como en 66 kV a lo largo y ancho de la provincia, con una inversión proyectada de 70 millones de dólares, es decir más de98 mil millones de pesos.
Más obras de energía en Marcos Juárez y la región
Asimismo, se llevó adelante la construcción de más de 5.000 metros de nuevasredes eléctricas de baja tensión con tecnología preensamblada en las localidadesde Marcos Juárez, Cruz Alta y Pascanas, elevando los estándares de calidad yseguridad en la distribución de energía para todos los usuarios.
Además, se ejecutó la repotenciación de subestaciones transformadoras y líneas demedia tensión, fortaleciendo la capacidad del sistema eléctrico y mejorando laconfiabilidad del suministro.
Mientras que se continúa con la ejecución de obras eléctricas en las ciudades deBell Ville y Marcos Juárez, que comprenden nuevos tendidos completamente subterráneos, asegurando un servicio más seguro, confiable y con mayor capacidadpara responder al crecimiento de la demanda.Esta inversión forma parte de un plan estratégico que moderniza la infraestructuraeléctrica en el interior provincial.
Los beneficios alcanzan a ambas ciudades, reduciendo interrupciones y generando condiciones para el desarrollo industrial,comercial y residencial.
Con estas acciones, se reafirma el compromiso de garantizar energía de calidad que acompañe el progreso de toda la región.
Mientras el shale bate récords de producción y exportaciones, Nación anunció un acuerdo con Chubut de quita a derechos de exportación en el crudo convencional y habilita bajas de regalías provinciales. La mirada de un especialista sobre la producción, el empleo y la inversión más allá de los éxitos de Vaca Muerta.
Cerro Dragón y Manantiales Behr, dos de los yacimientos ubicados en el sur de Chubut, provincia que firmó la quita de retenciones al convencional.Cerro Dragón y Manantiales Behr, dos de los yacimientos ubicados en el sur de Chubut, provincia que firmó la quita de retenciones al convencional.
En materia energética, la última semana transitó entre contrastes. El país festejó el boom de Vaca Muerta pero, a unos cientos de kilómetros, las provincias con cuencas maduras aguardaban por los acuerdos políticos.
Por un lado, con Vaca Muerta como protagonista, la Argentina rompió el récord histórico de producción de petróleo con 859.500 barriles diarios, superando el máximo de 1998. Además, Vista Energy y Continental Resources anunciaron inversiones millonarias y la Secretaría de Energía celebró que las exportaciones de crudo crecieron más de 30% en lo que va del año, dejando una balanza energética positiva de unos 5.500 millones de dólares.
Por otro lado, Nación avanzó con Chubut en la firma en un acta para eliminar retenciones al petróleo convencional, pedido de las provincias cuya producción madura viene en declive. En materia política, el anuncio fue leído como parte de las negociaciones abiertas con los gobernadores por las reformas que la administración libertaria necesita, pero en materia productiva el comunicado oficial hizo foco en el “alivio” fiscal para garantizar la continuidad de la actividad.
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Por qué el Gobierno bajó retenciones al petróleo convencional pero dejó afuera del anuncio a Vaca Muerta es una pregunta legítima para sectores no especializados en el negocio petrolero. Para despejar dudas del sector más pujante actualmente en el país, El Litoral consultó a Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Universidad Austral y presidente de HUB Energía, quien hace semanas encabezó un seminario sobre el declino del convencional con riesgo económico, social y territorial.
“Es una señal evidentemente positiva, es relevante, es un paso hacia lograr incentivos, pero no es suficiente”, dijo Carnicer sobre si el anuncio oficial mueve la aguja. “Ahora faltan los avances a nivel provincia”, agrega, marcando el eje que considera decisivo para la producción del convencional en las cuencas maduras provinciales.
Una industria dividida en dos
El primer eje es despejar el el debate del aspecto puramente económico sino enlazarlo a una mirada territorial. “Recordemos cuál es la preocupación de los productores de hidrocarburos convencionales. En realidad es la preocupación de las provincias”, explica. “Si no se desarrolla el hidrocarburo convencional, se caen industria de hidrocarburos en provincias como Chubut, Santa Cruz o Mendoza”.
Carnicer señaló un punto que suele perderse en la discusión pública: aunque Vaca Muerta domina la escena, cerca del 40% del crudo y el 30% del gas que se produce en Argentina sigue siendo convencional, y casi la mitad de las reservas probadas de petróleo están en cuencas maduras. Sin ellas, el abastecimiento interno no está garantizado.
Sin embargo, el mapa está dividido en dos y distinta es la situación en “parte de Neuquén, de Río Negro y de Mendoza que desarrollan el no convencional y por lo tanto están en una excelente condición, concentrando hoy cerca del 70% de la producción de crudo y de gas”.
Sobre la quita de retenciones, consideró indispensable “cómo se manejan las regalías provinciales”. Recordó que Chubut ya propuso bajarlas del 12% al 8%. Sin ese avance, analiza que recomponer el convencional quedará a medio camino. “Es necesario para mantener las economías de estas provincias, con una industria que históricamente se desarrolló sin inconveniente, pero que evidentemente hoy es más conveniente la inversión a ser realizada en la cuenca neuquina”.
Costos y regulaciones
Como segundo eje cita a los costos. “Los Opex hoy en día en Vaca Muerta son más económicos que los que corresponden a áreas maduras”, señaló.
“Los costos operativos en Vaca Muerta son más económicos que los que corresponden a áreas maduras. Y esto sucede porque el convencional exige mayor exploración, mayor incertidumbre, más financiamiento. Porque el concepto histórico de buscar ‘el yacimiento’ no sucede en el no convencional”, describió.
Apuntó además que las razones no solo son técnicas, sino también políticas. En ese aspecto señaló que la quita de retenciones ayuda, pero no alcanza. “Habría que hacer un paquete integral de estímulo donde tienen que trabajar las provincias y la Nación”, dijo.
En ese plano, mencionó regulaciones provinciales que, en su opinión, perjudican la competitividad. “Hay provincias que establecen reglas que funcionan como proteccionismos económicos. Exigir un porcentaje muy alto de mano de obra local termina siendo un obstáculo”, dijo y apuntó al caso de Santa Cruz donde se estableció recientemente por ley que tiene que haber un 80% de mano de obra local.
Estas políticas, según Carnicer, no solo frenan inversiones sino que complican la disponibilidad de personal especializado: “Si no se capacita mano de obra a tiempo, o si se restringe el ingreso de trabajadores formados, no solo que no se puede desarrollar el sector sino que se corre el riesgo de estancarlo”.
“Habría que hacer un paquete integral de estímulo donde tienen que trabajar las provincias y la Nación. Para no perder puestos de trabajo, lo que se necesita es liberar condiciones regulatorias. Competir con Vaca Muerta, cuyos costos operativos hoy son mucho menores, requiere condiciones mucho más flexibles”, advirtió.
La inclinación de la balanza
Las últimas semanas estuvieron llenas de festejos en el plano energético: récord de YPF, exportaciones en alza, un superávit energético que supera los 5.500 millones de dólares. ¿No genera eso una ilusión de bonanza que tapa los problemas estructurales?, se le consultó
Carnicer lo descartó: “Que hemos llegado a un nivel de producción histórico, no cabe duda; que se debió a Vaca Muerta, no cabe duda. Pero nada de esto significa un autoengaño estadístico” En todo caso, señaló riesgos regionales: “Hay que tratar de desafectar el tema provincial del tema nacional. Las inversiones para Vaca Muerta y el impulso récord de las exportaciones es una realidad. Por lo tanto, las economías de las provincias tendrán que generar las mejores condiciones para que los hidrocarburos convencionales sean competitivos”.
Respecto al impacto sociodemográfico de estos vaivenes productivos, dijo que no es una preocupación pero sí que hay condiciones para atender. “Si las economías regionales impiden que venga a trabajar una persona capacitada porque no nació en la provincia, veo inconsistencias. Por un lado piden condiciones más adecuadas a nivel nacional y resignan ingresos por regalías, y simultáneamente imponen condiciones restrictivas para la mano de obra necesaria para desarrollar el sector”.
Mirando al norte
En el capítulo internacional, ante la estrecha relación abierta con los Estados Unidos y su impacto en la política energética local, el especialista indicó que es decisiva para el futuro argentino.
“Si hemos desarrollado Vaca Muerta como está hoy es por los conocimientos que hicieron los americanos en 2012 y 2013 y que implementamos desde 2017”, dijo. Recordó que Tecpetrol y Fortín de Piedra vivieron un salto técnico gracias al know-how estadounidense, con Horacio Marín —actual presidente de YPF— como figura clave.
El mercado energético cerró en terreno positivo tras nuevas señales de la Fed y un escenario diplomático que volvió a complicar las perspectivas de oferta rusa.
Los precios del petróleo subieron cerca de 1% este lunes, impulsados por el renovado optimismo del mercado respecto a un recorte de tasas en Estados Unidos en diciembre y por la creciente incertidumbre sobre el rumbo de las negociaciones de paz entre Rusia y Ucrania, que volvieron a introducir volatilidad en las expectativas de oferta global.
El futuros del crudo Brent cerraron en 63,37 dólares, con un alza de 1,3%, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) avanzó 1,3% hasta 58,84 dólares. Ambos contratos habían terminado el viernes en sus niveles más bajos desde el 21 de octubre, según datos de Reuters.
El impulso llegó luego de que el gobernador de la Reserva Federal, Christopher Waller, afirmara que los datos disponibles indicaban que el mercado laboral estadounidense seguía siendo “lo suficientemente débil” como para justificar otro recorte de un cuarto de punto en diciembre. Las probabilidades de flexibilización volvieron a aumentar, apoyadas también por los recientes comentarios del presidente de la Fed de Nueva York, John Williams, quien sostuvo que las tasas podían bajar “en el corto plazo”. Estas señales redujeron tensiones en los mercados financieros y elevaron las apuestas a un escenario de mayor demanda energética hacia fin de año.
Tensión por el proceso de paz y sanciones a Rusia
Al mismo tiempo, las perspectivas de un acuerdo entre Rusia y Ucrania volvieron a desdibujarse. Estados Unidos y Kiev buscaron ajustar una propuesta que había sido criticada por ser demasiado favorable al Kremlin, lo que mantuvo la atención del mercado sobre el posible impacto en la oferta rusa.
Analistas de Ritterbusch and Associates señalaron que la reciente baja del crudo estaba atada al “progreso reportado” en las negociaciones, pero advirtieron que una reducción superior al 5% en la prima de riesgo geopolítico resultaba “excesiva”, considerando la posibilidad de que la guerra se prolongara.
A esto se sumaron las nuevas sanciones estadounidenses a Rosneft y Lukoil, que entraron en vigor el viernes y generaron fricciones que normalmente impulsarían los precios. Sin embargo, la atención del mercado siguió centrada en la evolución del diálogo entre Moscú y Kiev.
Cálculos de Reuters mostraron que los ingresos petroleros y gasíferos del gobierno ruso podrían caer alrededor del 35% interanual en noviembre, hasta 520.000 millones de rublos (unos 6.590 millones de dólares), debido al petróleo más barato y a un rublo más fuerte.
Mercados divididos sobre la Fed y proyecciones a futuro
La incertidumbre respecto a los próximos pasos de la Fed continuó generando divisiones entre bancos de inversión. Mientras algunos operadores anticiparon un recorte en diciembre, otros alertaron sobre señales contradictorias en materia de empleo e inflación.
La Universidad Siglo 21 y la IFC, brazo del Banco Mundial, crearán carreras técnicas y de grado que preparen a la nueva generación de profesionales de los sectores minero y energético de la Argentina.
La Argentina necesitará alrededor de 200.000 profesionales calificados antes de 2030 para acompañar la expansión de proyectos vinculados al crecimiento del sector minero y energético. Ante estas cifras que superan la capacidad de formación actual, instituciones educativas y organismos internacionales comenzaron a diseñar alternativas para satisfacer la demanda.
En esa proyección se inscribe el acuerdo que la Universidad Siglo 21 firmó con la Corporación Financiera Internacional (IFC por sus siglas en inglés), un brazo del Grupo Banco Mundial, para impulsar un plan educativo que forme talento especializado. La alianza apunta a fortalecer la vinculación entre la educación superior y el sector productivo.
Qué propone Siglo 21 para la minería sostenible que viene
La institución anunció que trabajará en un portafolio de carreras técnicas, de grado y de posgrado, y en programas de formación continua pensados para cubrir las necesidades reales de la minería moderna. Las áreas priorizadas incluyen:
geología aplicada,
ingeniería ambiental,
gestión de proyectos sostenibles,
energías renovables,
y especializaciones vinculadas al litio.
En la IFC explican que el objetivo es reducir la distancia entre “el aula y el yacimiento”, con propuestas que respondan a un sector que exige personal calificado de forma inmediata.
La actividad minera moviliza inversiones de gran volumen:
U$S 9.000 millones en construcción y producción actuales,
U$S 20.000 millones adicionales en proyectos factibles para los próximos años.
El empleo también muestra un crecimiento acelerado. Hoy hay 40.000 puestos directos, pero el total se multiplica entre 3 y 8 veces cuando se suman los roles indirectos e inducidos. La comparación regional refuerza la tendencia: Chile y Perú ya superan los 240.000 empleos directos cada uno.
Este panorama posiciona al sector como uno de los más dinámicos para jóvenes que buscan oportunidades en tecnología, sostenibilidad, geociencias o gestión ambiental. Además, varias formaciones que impulsa Siglo 21 tienen formatos virtuales o combinados, lo que abre el acceso a estudiantes de todas las provincias.
Qué implica para estudiantes y futuros profesionales
El acuerdo entre la Univerisdad Siglo 21 y la IFC apunta a impulsar carreras con rápida salida laboral, un enfoque que se alinea con la búsqueda actual de muchos jóvenes.
La Unión Europea no ha construido una fundición nueva desde los 90: ahora paga el precio.
Europa acaba de aprender una lección incómoda. Tras la invasión rusa a Ucrania, la Unión Europea se movilizó a una velocidad inédita para cortar el cordón umbilical del gas ruso. Lo consiguió —más o menos, porque ha sido una historia a trompicones— con REPowerEU: nuevas infraestructuras, diversificación de proveedores y ajustes dolorosos pero eficaces.
Se vienen los metales
Sin embargo, en segundo plano, se ha consolidado una vulnerabilidad más profunda y difícil de revertir. Como advertía Richard Holtum, directivo de Trafigura, en su columna para Financial Times, “Europa ha dejado de ser dependiente del gas ruso para volverse vulnerable en algo todavía más estructural: sus cadenas de suministro de metales”. Y eso, según él mismo, tiene una consecuencia muy simple y muy grave: “Sin metales críticos no hay semiconductores, ni energías renovables, ni equipos militares, ni inteligencia artificial”.
El laberinto de los metales críticos. La raíz del problema es doble: una dependencia abrumadora del exterior y una erosión silenciosa de la capacidad industrial europea para producir y transformar los minerales que sostienen la economía moderna. Holtum lo resume con un dato demoledor: Europa no ha construido ni un solo nuevo complejo de refinado desde los años 90, y en la última década ha cerrado o recortado cerca de un tercio de los que tenía.
Entretanto, China desplegó una estrategia deliberada para absorber la capacidad mundial de refinado, el eslabón clave de la cadena. Hoy controla entre el 70% y el 90% del procesamiento global de muchos metales esenciales.
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Las cifras lo confirman. Un metaanálisis europeo, publicado en Springer Nature, revela que la UE no produce nada de galio, germanio, vanadio o tierras raras que consume; solo porcentajes residuales de litio (0,1%), cobalto (0,5%), níquel (1%) o grafito natural. El mismo estudio concluye que el objetivo comunitario de cubrir el 10% de sus necesidades de materias primas críticas hacia 2030 es, sencillamente, “irrealista” para la mayoría de metales. Europa depende casi por completo de otros para acceder a los materiales que permiten fabricar desde baterías hasta armamento avanzado.
A esa debilidad estructural se suma un problema de escala: la demanda se multiplicará entre seis y quince veces de aquí a 2050 debido a la electrificación del transporte, el despliegue masivo de renovables y la digitalización acelerada. La Unión necesita más metales que nunca justo cuando menos capacidad tiene para producirlos o refinarlos.
Una industria estratégica que se tambalea. El impacto ya es visible. Según Euronews, la siderurgia europea habla abiertamente de “supervivencia” ante el aluvión de acero chino fuertemente subvencionado y los aranceles punitivos estadounidenses. La industria química, otro pilar histórico del tejido industrial europeo, atraviesa un deterioro aún más severo: plantas cerradas, inversiones evaporadas y un consenso creciente entre analistas de que “la desindustrialización ya no es un riesgo: es una realidad”.
La ironía es amarga
La UE quiere electrificarlo todo, pero no controla los materiales mínimos de esa electrificación. Las turbinas eólicas contienen más de 8.000 piezas, muchas con metales críticos; los paneles solares generan cantidades crecientes de residuos cuyo reciclaje es aún incipiente; el 85% de una turbina puede reciclarse, pero casi nadie lo hace.
Lo que debería ser el pasaporte europeo hacia la autonomía energética se convierte en un cuello de botella que amenaza con parar fábricas, retrasar infraestructuras y socavar la transición verde.
China, de proveedor a minotauro industrial. La fricción con China ya no es solo comercial: es estructural. Pekín ha endurecido en el último año sus controles a la exportación de metales críticos. Según el World Economic Forum, las restricciones recientes sobre tierras raras, galio, germanio y antimonio han elevado los precios, obligado a plantas europeas a parar y generado un clima de incertidumbre permanente para industrias enteras.
Se puede explicar con un ejemplo reciente: para obtener licencias de importación, las empresas alemanas deben entregar al Gobierno chino información extremadamente detallada: diagramas de fabricación, fotografías indicando dónde se alojan las tierras raras en un producto, listas de clientes, volúmenes de inventario, datos de producción de los últimos tres años y previsiones futuras.
Mientras tanto, el Gobierno alemán reconoce que ni siquiera dispone de ese nivel de detalle sobre sus propias compañías. La paradoja es evidente: China sabe más sobre la anatomía industrial alemana que el propio Estado alemán.
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Esa asimetría alimenta una forma de coerción quirúrgica: retrasar una licencia crítica aquí, ralentizar un flujo clave allá, tensar negociaciones bilaterales, presionar a través de controles rotatorios cada seis meses. El mensaje de fondo es claro: quien depende, obedece, o mejor conocido como “Second China Shock”.
Una respuesta que llega tarde. La reacción europea está en marcha, aunque muchos reconocen que llega con retraso. Según la Comisión Europea, Bruselas presentará antes de fin de año el nuevo plan RESourceEU, destinado a garantizar suministro, crear reservas estratégicas, reforzar acuerdos con terceros países y reimpulsar la minería y el refinado dentro de la UE.
A esto se añadirá la creación de un Centro Europeo de Materias Primas Críticas, encargado de coordinar compras conjuntas, monitorizar riesgos y actuar como punto neurálgico de inteligencia industrial.
El programa de trabajo de la Comisión para 2026, bajo el lema “Europe’s Independence Moment”, también sitúa el acceso a materias primas en el corazón de su estrategia de soberanía. Junto al refuerzo de capacidades de defensa, la protección de infraestructuras críticas y el impulso a la innovación, Bruselas admite por primera vez que sin acceso estable a minerales esenciales ningún proyecto de autonomía industrial es viable.
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El regreso del “stockpiling”. Uno de los giros más relevantes es el debate sobre las reservas estratégicas. Según un reportaje de Financial Times, la UE lanzará una consulta para decidir qué metales almacenar, cuánto comprar y cómo financiarlo. Es un cambio profundo: Europa lleva décadas con reservas de petróleo, pero nunca ha considerado almacenar minerales críticos.
Sin embargo, surge un problema evidente. Algunos materiales —como el litio hidróxido, recuerda Fastmarkets— tienen una vida útil de apenas seis meses incluso almacenados correctamente. Otros, como ciertos óxidos metálicos, requieren condiciones de humedad y temperatura muy específicas. Y en el caso de metales como el galio o el germanio, comprar masivamente implicaría adquirirlos a China. La paradoja es transparente: Europa podría intentar reforzar su autonomía comprando más a quien genera su vulnerabilidad.
El obstáculo político tampoco es menor. El estudio académico que analizaba el potencial minero europeo señala que hay reservas relevantes de varios metales dentro del continente, pero los impedimentos son sociales y regulatorios: oposición local, burocracia lenta, permisos que tardan décadas, inseguridad normativa. Sin minería ni fundición, cualquier plan europeo corre el riesgo de quedarse en declaraciones.
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Aliado imprescindible y rival inevitable. La otra variable es Estados Unidos. Washington lleva dos años de ventaja en esta carrera. Según hemos explicado en Xataka, EEUU y Australia han firmado un acuerdo que podría movilizar 8.500 millones de dólares para proyectos de minerales críticos, incluidas nuevas refinerías de galio.
El Pentágono ya ha destinado cientos de millones a contratos de antimonio y otros metales estratégicos. Y tanto con Biden como con Trump, la diplomacia mineral forma parte central de la estrategia exterior estadounidense: inversiones en Ucrania, proyectos ferroviarios en Angola, alianzas con Japón, Corea del Sur y Canadá, y una fuerte presión para asegurar cadenas de suministro alineadas con Washington.
El riesgo para Europa es obvio. Si Estados Unidos absorbe la mayoría de la oferta alternativa a China —Australia, Canadá, África—, la UE podría quedarse sin proveedores con los que diversificar. La ventana se estrecha a medida que las tensiones geopolíticas aumentan.
El escenario energético argentino vuelve a captar la atención de las grandes compañías internacionales, especialmente de Estados Unidos. Tras el acuerdo comercial firmado con la administración de Donald Trump y el triunfo legislativo del presidente Javier Milei, el sector petrolero comenzó a mover piezas con la expectativa de un nuevo ciclo de inversiones en Vaca Muerta.
La llegada oficial de Continental Resources marcó el primer hito concreto de este proceso. La firma del magnate Harold Hamm, uno de los pioneros del fracking en Norteamérica, adquirió el 90% del bloque Los Toldos II Oeste a Pluspetrol, dando una señal contundente al mercado sobre el atractivo del shale neuquino.
Según fuentes de la industria, Continental sería apenas la primera de varias petroleras norteamericanas que evalúan desembarcar en la formación. Entre las candidatas aparecen nombres de peso como Devon Energy y Diamondback Energy, ambas con niveles de producción diarios que superan ampliamente el volumen de crudo equivalente que hoy genera la Argentina.
Devon, con 850.000 barriles diarios, y Diamondback, con 943.000 barriles, están dentro del radar de operadores, analistas y del propio Gobierno. Representantes de estas compañías ya participaron de eventos sectoriales recientes y mantienen contacto con referentes locales.
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La mejora en la relación bilateral entre Washington y Buenos Aires, sumada a la caída del riesgo país, alimentó la posibilidad de inversiones directas. Así lo explicó Sebastián Borgarello, VP & Global Head of Energy Consulting de S&P Global, quien destacó que el acuerdo comercial reduce el riesgo argentino y facilita el acceso a financiamiento internacional.
El efecto ya se vio en el mercado de deuda corporativa. En pocas semanas, empresas argentinas del Oil & Gas colocaron bonos por más de 3.400 millones de dólares, lideradas por YPF, Tecpetrol, Pluspetrol, TGS y Pampa Energía. Este flujo de capital fresco ayuda a consolidar un clima positivo para nuevos jugadores.
Para las petroleras estadounidenses, la estabilidad normativa y la previsibilidad fiscal son factores determinantes. Desde Houston, Ariel Bosio, vicepresidente de la Cámara Argentina Texas, señaló que las reformas incluidas en el acuerdo marco podrían atraer capital masivo, clave para proyectos de largo plazo.
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Uno de los temas más sensibles es el costo operativo. La industria insiste desde hace años en que Argentina enfrenta una brecha del 30% en insumos respecto a Estados Unidos. La eliminación de trabas a la importación de equipos y la reducción de aranceles podría ser un incentivo crucial para acelerar inversiones.
El acceso a equipamiento, especialmente rigs y maquinaria de perforación, figura entre las prioridades del sector. El CEO de YPF, Horacio Marín, advirtió que se necesitará al menos un 50% más de equipos para sostener el ritmo de desarrollo previsto para 2026 y 2027.
En paralelo, el Gobierno trabaja en reformas impositivas y laborales, con el objetivo de reducir costos y equiparar al país con las jurisdicciones shale más competitivas del mundo. Las provincias productoras y los municipios también son parte de esta discusión clave para atraer inversiones.
La presencia creciente de operadores internacionales apunta a consolidar a Vaca Muerta como uno de los polos energéticos más importantes fuera de Estados Unidos. La formación ya se destaca por su productividad, su infraestructura en expansión y su potencial para escalar el desarrollo rápidamente.
La fábrica de dólares aceleró. Más barriles y más divisas: cómo es el salto histórico de la energía argentina y lo que viene.
La secretaría de Energía confirmó un dato que se venía comentando en el sector petrolero. En octubre, Argentina alcanzó la mayor producción petrolera de su historia.
Con un promedio de 859.500 barriles de petróleo por día, es el valor mensual más alto del que se tiene registro. El dato anterior era de 1998, cuando se habían superado los 850.000 barriles por primera vez.
Tras ese “pico”, el precio del petróleo cayó, y la producción fue en ese sentido. Y luego, Argentina comenzó con sus problemas económicos: devaluación y pesificación en 2001, retenciones a las exportaciones durante al kirchnerismo, la expropiación de YPF.
Todo ese cuadro contribuyó para que Argentina retrocediera varios casilleros en la producción de petróleo. El círculo virtuoso comenzó a reanudarse durante el gobierno de Mauricio Macri. Pero los especialistas también destacan que la expropiación de YPF favoreció la producción.
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Cuando se expropió, la nueva conducción -encabezada por Miguel Galuccio- retornó los niveles de producción previos a los accionistas anteriores. Y hasta los mejoró. El lado negativo es que la expropiación fue desafiada en tribunales judiciales de EE.UU, donde le reclaman más de u$s 16.000 millones.
Tras su decisión de ser una compañía totalmente volcada al “shale”, YPF logró en octubre un récord de producción de 190.000 barriles, obtenidos de manera “no convencional”.
Los números
Argentina pasó de un déficit comercial energético hasta 2023 a revertirlo en 2024, y acrecentarlo en 2025. En octubre, la balanza energética dio positiva en u$ 615 millones, un crecimiento del 15% con respecto a 2024 (u$s 533 millones).
Las exportaciones de 2025 ya llegaron u$s 7876 millones, un 16% por arriba que en 2024, cuando fueron de u$s 6781 millones.
En el mismo período, las importaciones cayeron de u$s 3486 millones (en 2024) a u$s 2757 millones (en 2025), un retroceso de 20%.
Por el crecimiento de las exportaciones y la caída de las importaciones, el superávit comercial sigue creciendo. Hasta octubre, fue de u$s 5118 millones, un salto del 55% con respecto a los u$s 3295 millones de 2024,
El crecimiento se da en circunstancias particulares. El precio del petróleo cayó 10% contra 2024. Como una forma de atenuar ese impacto, hay una suba de los volúmenes despachados al exterior.
La transformación
Hace apenas dos años, la industria que hoy genera un excedente que supera los u$s 5000 millones, generaba un “rojo” -más importaciones que exportaciones- por casi u$s 1900 millones.
La nueva situación petrolera marca que la diferencia entre el “rojo” de 2023 y el “verde” de 2025 es de casi u$s 7.000 millones.
La meta del Gobierno y las empresas para este año era llegar a u$s 10.000 millones de exportaciones. Aún con precios en baja, el objetivo luce alcanzable.
Más allá del crecimiento de las exportaciones, la mayor ganancia de dólares viene por el ahorro a la hora de las importaciones. Este año, se trajó energía por u$s 2421 millones.
En 2023, se importó por u$s 6175 millones -casi el triple que en 2025-, mientras que en 2022 se requirió energía extranjera por u$s 10.423 millones, casi cuatro veces más que ahora.
Las razones
La explicación que tiene el grueso de la industria tiene dos vertientes. Por un lado, la construcción de un gasoducto -lo propuso la administración de Mauricio Macri, la de Fernández lo relegó hasta 2022, y allí actuó a gran velocidad- ayudó a disminuir las compras de gas extranjeras.
Pero, por otro lado, hubo obras de oleoductos que se reactivaron o se hicieron, que permitieron el avance de las exportaciones. Para esas obras, las reglas de juego “estables” para las petroleras -retenciones y regalías sin cambios- fueron importantes, según confiesan ejecutivos del sector.
Con la puesta en marcha de los primeros cuatro pozos exploratorios no convencionales en Confluencia Sur, la compañía continúa expandiendo la frontera de Vaca Muerta hacia el sureste y logra un nuevo hito que alienta a atraer nuevas inversiones en Río Negro.
20 de noviembre de 2025. Phoenix Global Resources puso en producción el primer PAD de 4 pozos no convencionales en Confluencia Sur. La perforación de los pozos se realizó con ramas laterales de 3.000 metros, alcanzando una profundidad final de 6.350 metros cada uno.
Estos primeros sondeos fueron fracturados con técnicas avanzadas de estimulación de alta intensidad en base a la curva de aprendizaje y a los resultados de Vaca Muerta a nivel regional, ejecutándose un total de 105 etapas.
Actualmente, Phoenix produce más del 25% de la producción total del petróleo de Río Negro, gracias a los pozos exploratorios en el área de Confluencia Norte y a lo mencionado en Confluencia Sur, lo que la convierte en el principal productor de petróleo de la provincia.
Este nuevo PAD exploratorio, entró en producción a fines de octubre y confirma la presencia del reservorio Vaca Muerta en el extremo noroeste de dicha área, con características de espesor similares a los pozos ejecutados por Phoenix en Mata Mora Norte y Confluencia Norte.
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A la fecha, la producción del nuevo PAD supera los 5.000 bbl/d de petróleo dentro del período de well testing, con proyección a continuar incrementándose; y se complementa con la de Confluencia Norte, alcanzando una producción mayor a 7.000 bbl/d. El comportamiento dinámico de los pozos es excelente y en algunos de los casos, mostrando volúmenes de petróleo significativos en las primeras horas de ensayo.
La ejecución de este PAD de 4 pozos completa el compromiso que tiene la compañía con la provincia, para la exploración de los bloques Confluencia Norte y Confluencia Sur, por un total de 7 pozos horizontales con rama lateral de 3.000 metros y el registro y procesamiento de Sísmica 3D por 228km2 para ambas áreas, por una inversión que supera los 110 millones de dólares.
“Es muy impresionante cuando uno compara un mapa de Vaca Muerta de hace apenas algunos años. En algunos ni siquiera aparecía Mata Mora y en ninguno Confluencia. La visión estratégica del equipo de Phoenix y una ejecución de clase mundial, nos ha permitido poner en valor activos que no estaban en el radar de la industria. Además, como rionegrino, estoy orgulloso de poder contribuir con mi provincia a que sea parte del proyecto más transformador que ha tenido la Argentina en las últimas décadas”, expresó Pablo Bizzotto, CEO de la compañía.
Sobre Phoenix Global Resources:
Phoenix Global Resources es una compañía energética enfocada en la exploración y producción de petróleo y gas en Argentina. Cuenta con activos en la cuenca neuquina (en las provincias de Neuquén y Río Negro) y en la cuenca cuyana (Mendoza).
En los últimos años invirtió en sus activos en Vaca Muerta: Mata Mora Norte y Sur en la provincia de Neuquén y Confluencia Norte y Sur en la provincia de Río Negro. Con la adquisición de estas últimas dos áreas en julio 2023, la empresa se consolida teniendo una presencia significativa en una de las formaciones shale más grandes del mundo con 500 km2 en una zona de productividad comprobada. En los últimos días, ha alcanzado una producción de 19.000 bbl/d en sus activos no convencionales.
Esa es la expectativa que tiene el gobierno del Chubut tras suscribir con Nación y las operadoras petroleras, el convenio mediante el cual se eliminan las retenciones a la exportación de hidrocarburos.
Tema: Noticias, Portada, Sociedad – Fecha de Publicación: 20 noviembre, 2025 Se el primero en compartir esto
El convenio quedará operativo una vez que se publique en el boletín oficial, recordó hoy, en diálogo con Radio Chubut, el ministro de Hidrocarburos de la provincia, Federico Ponce.
Respecto a quién garantiza que las productoras reinviertan lo que se ahorren en materia de retenciones, Ponce explicó que las operadoras firmaron el convenio por lo que se comprometen en tal sentido y desde el gobierno se trabaja para garantizar la fiscalización, lo cual no es muy difícil de implementar.
También aclaró que el acuerdo no obliga a Chubut a disminuir el ingreso por regalías petroleras del 12 al 8%.
Aprovechó para aclarar que esa es una política que se viene aplicando y en la cual la provincia lleva la delantera para alentar la producción quitando presión fiscal, interpretando que todo lo que signifique reinvertir en la cuenca del Golfo San Jorge vuelve en materia de ingresos.
El cierre de refinerías en California y la importación de más crudo canadiense están desplazando a los crudos sudamericanos en la costa oeste de EE.UU. En contraste, mercados asiáticos como la India y China presentan condiciones atractivas para el Medanito, aunque el costo elevado de los fletes sigue siendo una limitante.
El petróleo crudo sudamericano deberá encontrar nuevos mercados en respuesta al declive de la demanda en la costa oeste de los Estados Unidos. A los cierres efectivos y anunciados de refinerías en California se añade un reemplazo de los crudos sudamericanos por crudo canadiense. Frente a este proceso que luce irreversible, mercados como la India y China presentan importantes oportunidades para las productoras en Vaca Muerta y otros países de la región.
Valero Energy tiene programado el cierre de su refinería en Benecia para abril próximo y evalúa el futuro de otra más en Wilmington. Phillips66 terminará de cerrar en diciembre la operatoria de una refinería en Los Ángeles. La capacidad instalada total de estas refinerías asciende a 364.000 barriles por día, lo que potencialmente representa la pérdida del 17% de la capacidad de refinación en California, apuntaron analistas de la industria en el Argus Argentina Energy Forum organizado por Argus.
Al cierre de refinerías se suma la creciente oferta de crudo proveniente de Canadá. La expansión del oleoducto Trans Mountain (TMX) incrementó la capacidad de transporte de 390.000 a 890.000 bpd. El dato central detrás de esta expansión fue que habilitó la exportación de crudos más ligeros del Canadá a la costa oeste de EE.UU., desplazando a los crudos sudamericanos.
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Un ejemplo práctico de este desplazamiento fue la reducción de las compras de crudo argentino Medanito por parte de la refinería de Anacortes en Los Ángeles, operada por Marathon. Anacortes redujo las importaciones de crudo Medanito en un 47% entre mayo y junio de este año comparado con el mismo período del año anterior.
«Esos nuevos 500.000 los dedican al crudo pesado y los 390.000 que ya existían los dedican a los crudos más livianos. Con esa introducción de nuevos volúmenes, vemos que volúmenes de otros países no entraban en California, y el cambio se nota rápidamente en los crudos. En Anacortes, que es la refinería de Marathon, vimos que se redujo el volumen de Medanito. Este es un patrón que no es único para el Medanito, se produce en todas las regiones de Latinoamérica», expuso Gustavo Vasquez, manager editorial para las Américas de Argus.
Asia, el mercado para el crudo de Vaca Muerta
En contraste, mercados asiáticos como la India y China presentan condiciones atractivas para el Medanito y otros crudos de Sudamérica, aunque el costo elevado de los fletes sigue siendo una limitante.
La India incrementó sus compras a Rusia luego de la invasión a Ucrania, aprovechando los descuentos en el precio del crudo ruso generados por las sanciones económicas de Europa y los EE.UU. Solo en septiembre importó 1,8 millones de bpd originados en Rusia, de los cuales 1,3 millones son barriles de los Urales, un crudo mediano. El resto son barriles de un crudo más ligero, similar al Medanito.
Pero ese flujo ahora está bajo tensión producto de las recientes sanciones contra las petroleras rusas Rosneft y Lukoil y la presión de la administración de Donald Trump para que la India disminuya sus compras de crudo ruso. «Vemos que India empieza a cambiar su comportamiento y busca crudo parecido en otra región. Vemos que Indian Oil Corporation, uno de los grandes refinadores en India, sacó una licitación para comprar 24 millones de barriles en total en las Américas durante el primer trimestre del año que viene», dijo Vasquez.
La Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) elaboró un informe para fundamentar porqué consideran vital la quita de retenciones al petróleo convencional y la aplicación de un esquema fiscal diferenciado. Remarcan que el petróleo pesado del Golfo San Jorge es clave para las refinerías y el gas del sur sostiene el abastecimiento invernal.
En un informe extenso, la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) planteó que la actividad convencional atraviesa su momento “más crítico en décadas” y fundamentó las razones para avanzar con un alivio fiscal urgente para evitar un derrumbe mayor de la producción.
La Cámara respaldó el acuerdo alcanzado entre el Gobierno nacional y la provincia de Chubut -este martes 18 de noviembre- para reducir retenciones y regalías, a cambio de reinvertir el dinero equivalente a la reducción, en la productividad de los campos maduros.
En ese contexto, desde la CEPH respaldan extender ese esquema al resto de las jurisdicciones productoras. “Con los costos actuales, la actividad tiene márgenes nulos o directamente negativos”, advierten. Cabe recordar que el propio gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, confirmó que la provincia firmará un acuerdo similar al de Chubut la próxima semana.
Costos operativos que ya no cierran
Según el análisis técnico al que accedió La Opinión Austral, el lifting cost —el costo de extraer un barril de petróleo— se ubica hoy entre 34 y 45 dólares, según la cuenca y la complejidad del yacimiento.
El problema es que, en paralelo, el precio promedio de venta del crudo argentino bajó de USD 72 a USD 62 en el último año. La brecha entre costos e ingresos dejó a muchos yacimientos “al borde de la inviabilidad”, sostiene la CEPH. Sólo perforar un pozo en estas áreas demanda inversiones equivalentes a USD 25 por barril (costo CAPEX). En tanto que el costo operativo (OPEX), se ubica en torno a los USD 30/35 .
Valores que no pueden recuperarse con los márgenes actuales. Ya que se debe sumar lo que la operadora debe pagar por regalías, por retenciones y por Ingresos Brutos, que incrementan el costo total de producción por barril. De ahí que el precio de corte para la “viabilidad”, por ejemplo de la cuenca del Golfo San Jorge sea, como piso, el de USD 72 por barril, con las condiciones fiscales actuales.
Una caída en el nivel de perforaciones, como ocurre hoy, dónde se observa una disminución mayor al 50%, se transforma en un círculo vicioso: →si no se perfora, la producción cae 12% anual. →Al caer la producción, suben los costos operativos unitarios. →Con márgenes cero, la actividad se paraliza, afectando empleo y regalías para las provincias.
Petróleo pesado y gas del sur: dos recursos que siguen siendo decisivos
Aunque Vaca Muerta ganó protagonismo, el convencional todavía continúa siendo un pilar del sistema energético, advierte la CEPH: 46% del petróleo que se produce en Argentina es convencional; 37% del gas también proviene de cuencas maduras, principalmente del Golfo San Jorge y la Cuenca Austral.
Ese aporte es clave por dos razones:
El parque refinador necesita crudo pesado. Las refinerías argentinas están diseñadas para procesar una proporción importante de crudo pesado proveniente de Chubut y Santa Cruz. Sin ese insumo, el país debería importar petróleo—más caro—con impacto directo en el precio de los combustibles.
El gas convencional sostiene la demanda invernal. A falta de infraestructura suficiente desde Neuquén, el gas del sur abastece los picos de consumo y cubre regiones alejadas. La CEPH advierte que un declino acelerado podría generar cuellos de botella en pleno invierno. Las inversiones en los campos maduros por provincia, durante la última década. FUENTE CEPH, EN BASE A LA SECRETARÍA DE ENERGÍA DE NACIÓN. Las inversiones en los campos maduros por provincia, durante la última década. FUENTE CEPH, EN BASE A LA SECRETARÍA DE ENERGÍA DE NACIÓN. Inversión en caída libre y provincias en alerta Las inversiones en hidrocarburos crecieron en los últimos años, pero casi todo fue al no convencional. En 2015, el 64% de la inversión petrolera iba al convencional; hoy, apenas el 27%.
Las provincias patagónicas sienten el impacto: Chubut recaudó en 2024 unos USD 392 millones en regalías hidrocarburíferas convencionales. En el caso de Santa Cruz los ingresos fueron por USD 311 millones.
Un desplome sostenido del convencional implicaría menos actividad, menos empleo y una fuerte caída de ingresos provinciales.
La CEPH pide retenciones cero y régimen fiscal por 30 años
Para evitar ese escenario, la Cámara propone la creación de un Régimen de Reactivación de la Producción Convencional, con los siguientes ejes:
Retenciones a la exportación: 0% para crudo, gas y GLP convencionales. Regalías reducidas al 6%, o un esquema flexible por productividad. Ganancias al 25% y amortización acelerada. Eliminación de aranceles para equipos y tecnología. Eliminación de Ingresos Brutos por 5 años. Estabilidad fiscal por 30 años, sin nuevos impuestos. Acuerdos laborales más flexibles, multi-skilling y teleoperación. Ventanilla Única Digital y trámites ambientales simplificados. El planteo apunta a recuperar inversión, extender la vida útil de los yacimientos y sostener el empleo en cuencas donde toda la actividad gira alrededor del petróleo.
Un debate que llega en un momento clave
Según el informe, el petróleo convencional generó en 2024 más de USD 1.900 millones en exportaciones y es esencial para mantener el superávit de la balanza energética.
CAEM y ASIJEMIN sellaron un acuerdo pionero que actualiza licencias, reconoce nuevas formas de cuidado y avanza hacia una minería más inclusiva y con perspectiva de género.
treEn un hito para el sector productivo nacional, la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Asociación Sindical del Personal Jerárquico, Profesional y Técnico de la Actividad Minera Argentina (ASIJEMIN) firmaron un convenio colectivo que redefine el régimen de licencias y se convierte en uno de los avances más relevantes de la industria en materia de igualdad, corresponsabilidad familiar y derechos laborales.
El acuerdo, presentado el 19 de noviembre de 2025, incorpora medidas largamente reclamadas por organizaciones sindicales, empresariales y de género, y alinea al sector con estándares internacionales, convenios de la OIT y marcos normativos como la Ley 26.485 de protección integral contra la violencia de género. Su implementación representa un salto cualitativo hacia políticas laborales modernas y hacia lo que CAEM denomina “transición justa” dentro de la expansión minera prevista para la próxima década.
Ubicado frnte al Salar de Arizaro, a 400 kilómetros de la ciudad de Salta y a sólo 35 kilómetros de Tolar Grande, el yacimiento proyecta una producción anual de 250.000 toneladas de cobre fino, junto con 125.000 onzas de oro y 3.500 toneladas de molibdeno.
Licencias ampliadas y nuevos derechos: un esquema moderno para un sector en crecimiento
Uno de los cambios más significativos es la extensión de la licencia por maternidad, que suma 30 días adicionales a los 90 establecidos por la Ley de Contrato de Trabajo. También crece de forma sustancial la licencia para el progenitor no gestante, que pasa de solo dos días a 15 días corridos, con la posibilidad de agregar cinco días más en casos de nacimientos múltiples.
El convenio incorpora, además, licencias que hasta ahora no formaban parte del marco sectorial:
Interrupción de embarazo: hasta 5 días corridos, con estricta confidencialidad.
Violencia de género: hasta 15 días por año, continuos o discontinuos.
Reproducción asistida: hasta 15 días por año calendario.
Adopción: 90 días corridos desde la guarda judicial, más permisos previos para visitas y trámites.
En materia de espacios de cuidado, se establece la obligación de contar con lactarios en los establecimientos mineros. También se reemplaza la exigencia de guarderías físicas por un reintegro económico equivalente al 40% del salario mínimo correspondiente a la categoría “Asistencia y Cuidados de Personas”, un mecanismo que busca ofrecer mayor flexibilidad a las familias y adaptarse a entornos operativos dispersos geográficamente.
“Este convenio amplía derechos y marca un rumbo”
Roberto Cacciola, presidente de CAEM, celebró el trabajo conjunto entre empresas, asesores legales y el sindicato minero: “Para nosotros siempre fue un objetivo trabajar los temas de inclusión generando cambios concretos. Este convenio amplía derechos. Esperamos que su puesta en marcha pueda servir de inspiración para que más sectores productivos se sumen.”
Cacciola destacó el rol de los equipos técnicos y legales de CAEM, ASIJEMIN y sus asesores en la elaboración del acuerdo, así como la “total predisposición” de las compañías mineras para avanzar en una agenda que combina productividad con responsabilidad social.
La directora ejecutiva de CAEM, Alejandra Cardona, enmarcó el convenio en el proceso de expansión que atraviesa la minería argentina, impulsada por el litio, el cobre y los minerales críticos: “Así como hoy se habla de transición energética y de las oportunidades que abre, también debemos pensar en el concepto de ‘transición justa’.”
Cardona recordó que el sector proyecta duplicar su cantidad de empleos en diez años, pasando de 100.000 a 200.000 puestos de trabajo. La pregunta que planteó fue contundente: “¿Cuántos de esos puestos serán para mujeres? Hoy tenemos una participación femenina del 12,5%, frente al 25% de Suecia. Este convenio es un paso hacia espacios laborales más equitativos.”
Desde ASIJEMIN, su secretario general Marcelo Mena subrayó la importancia de crear condiciones reales para la igualdad en un sector históricamente masculinizado: “Nuestro deber es generar condiciones para que las compañeras puedan desarrollarse profesionalmente sin que la maternidad sea un obstáculo. Romper esquemas machistas es clave para construir una industria inclusiva.”
Un acto con amplio respaldo institucional
La firma del convenio reunió a referentes de ambas organizaciones y especialistas en derecho laboral y género. Participaron por ASIJEMIN Carla Costabile, Mariana Quiroga y León Piasek, y por CAEM Juan Ignacio Boragina, Julieta Lucero, Isabel Nanzi y Javier Adrogué.
También asistieron Verónica Carpani y Marina Faedo Pérez, del estudio jurídico Carpani & Faedo Pérez -especializado en derecho laboral con perspectiva de género-, junto con Jimena Barry de Women in Mining Argentina (WIM).
En el 31º Congreso de la Unión Industrial Argentina, el CEO del Grupo Techint afirmó que “la industria necesita de la reducción de la carga impositiva, que hoy es una piedra, para todos. Y explicó que “la Municipalidad de Ramallo decidió un día poner un impuesto de Seguridad e Higiene de 300 mil pesos por empleado, por mes”, advirtiendo que las cargas recaen sobre quienes ya están en regla.
En el marco de la 31º Conferencia anual de la Unión Industrial Argentina (UIA), Paolo Rocca, CEO del Grupo Techint, dio un diagnóstico contundente sobre los desafíos de la industria argentina frente al aumento de las importaciones, el exceso de capacidad global —especialmente en China— y la necesidad de un marco regulatorio que acompañe la transición hacia una mayor competitividad.
Rocca explicó que mejorar la competitividad argentina requiere “una macroestabilización” y avanzar en una agenda de calidad institucional. Destacó que en ambos frentes “se está progresando”, pero subrayó que aún quedan reformas centrales.
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“La industria necesita reducir la carga impositiva. Esto pasa por reducir la informalidad”, afirmó. Según el empresario, “la informalidad es la piedra más pesada del sistema”, remarcó. Para Rocca, una industria informal no puede exportar ni incorporar tecnología, ni acceder a crédito o formar capital humano. Recordó casos como la tasa municipal de Ramallo —“300.000 pesos por empleado por mes”— que, dijo, grafican cómo las cargas recaen sobre quienes ya están en regla. “Hay una presión sobre el sector formal”, advirtió.
Según Rocca, reducir la informalidad, favorecer la inversión y no obstaculizar las exportaciones deberían ser los tres pilares de una reforma tributaria moderna.
Criterios, tecnologías y logística para conectar fuentes y consumos usando caminos existentes.
La transición hacia una matriz energética con menor huella exige sustituir combustibles más contaminantes —diésel y fuel-oil— por alternativas que reduzcan emisiones sin comprometer continuidad ni costos. El gas natural y el biometano ocupan un lugar central en ese camino: permiten mejorar la calidad del aire (NOₓ y material particulado) y la huella global (CO₂e) sin exigir cambios radicales de proceso en la industria.
El principal desafío, sin embargo, no es la fuente de energía sino la infraestructura: la red de gasoductos no siempre llega donde la demanda existe, o no lo hace en los plazos y con las inversiones que cada proyecto tolera. En ese contexto, un gasoducto virtual toma gas en un punto de origen, lo acondiciona si es necesario y lo moviliza por carretera como GNC (comprimido) o GNL (licuado), para entregarlo en destino con la presión y la calidad especificadas.
La diferencia respecto de un gasoducto físico no es el objetivo —“acercar la molécula”— sino el modo de despliegue: se apoya en corredores viales existentes y reduce obra civil y tiempos de puesta en servicio.
Por qué ahora toma más relevancia que nunca
La expansión de gasoductos enfrenta la problemática que suponen ciclos largos de permisos y obra, CAPEX elevados y condicionantes ambientales. Al mismo tiempo, la demanda se ha vuelto más dispersa —parques industriales medianos, ingenios, alimentos y bebidas, minería fuera de ejes troncales, resorts y comunidades aisladas— y surgen fuentes alejadas o no conectadas: pozos remotos, gas asociado, redes de distribución sin capacidad adicional y plantas de biometano en rellenos o agroindustrias. El gasoducto virtual acorta esa brecha: habilita el suministro en meses, usa infraestructura vial disponible y permite decidir con datos de operación real en lugar de supuestos.
Un caso ejemplar se da en Brasil: la empresa de energía Eneva toma gas del yacimiento Azulão (Amazonia), lo licúa en origen y lo traslada en tanques criogénicos 1100 km al norte hasta la central Jaguatirica II en Boa Vista (Roraima), donde se regasifica para generación eléctrica que sustituye al diésel en el sistema aislado del estado. El caso ilustra la lógica del gasoducto virtual en geografías sensibles, donde trazar un gasoducto físico habría implicado atravesar territorios indígenas y áreas ambientalmente complejas.
Este y otros antecedentes confirman que el gasoducto virtual complementa la infraestructura existente: habilita acceso inmediato a gas competitivo en plazos más cortos, genera evidencia operativa para futuras decisiones de inversión y reduce riesgos regulatorios y sociales asociados a obras lineales extensas.
Cómo funciona
Un gasoducto virtual replica la lógica “origen-consumo” de un gasoducto físico, pero traslada el tramo lineal a la ruta. El punto de origen puede ser variado: una interconexión de red, un pozo de gas, gas asociado en campos petroleros, o una planta de biometano. A partir del análisis de gas, cuando corresponde se realiza el acondicionamiento (remoción de H₂S, CO₂ y H₂O) para proteger equipos y cumplir especificaciones de compresión o licuefacción.
Luego el gas se convierte en una forma apta para el transporte por carretera —GNC o GNL— y se traslada en unidades móviles hasta una estación de destino, donde se almacena (si es necesario), se regula y se mide antes del consumo. El valor está en el despliegue: aprovechamiento de rutas existentes, modularidad y puesta en servicio en cuestión de meses.
Gasoducto Virtual de GNC
En el GNC, compresores modulares elevan la presión del gas y lo preparan para el traslado por carretera. Muchos operadores utilizan el sistema de tube-trailers: semirremolques con tubos recargables de acero sin costura montados sobre chasis o skid, con colectoras internas que facilitan la carga y descarga.
Por su parte, cuando Galileo Technologies patentó el sistema de gasoducto virtual en 1999, introdujo sus propios tráileres llamados VST® que fraccionan la carga en contenedores MAT® de 1.000–1.500 Nm³ cada uno, aptos para distribución unitaria. En este esquema, un VST puede transportar hasta tres MAT, de modo que cada centro de consumo reciba sólo lo necesario, sin arrastrar excedentes entre clientes con demandas diferentes.
El intercambio en la estación receptora es rápido: se dejan MAT “cargados” y se retiran los “vacíos”, mientras la telemetría integrada al SCADA vigila niveles de presión y dispara órdenes automáticas de reabastecimiento al alcanzar umbrales predeterminados. Esta modularidad permite escalar al ritmo de la demanda y optimizar costos operativos al reducir kilómetros improductivos y tiempos muertos de flota.
Desde aquella patentación, el mercado incorporó variantes compatibles, tanto en tube-trailers como en contenedores modulares.
Nota de capacidad: 1 MAT ≈ 1.000–1.500 Nm³. Un tráiler estándar con 3 MAT cubre del orden de 3.000–4.500 Nm³ por rotación, según especificación y condiciones.
Para operaciones de mayor porte, los tube trailers en configuración de 12 y 14 tubos alcanzan valores de referencia de ≈8.855 Nm³ y ≈10.305 Nm³ a 250 bar y 15 °C.
Gasoducto Virtual de GNL
En el caso del GNL, una planta de licuefacción reduce el volumen del gas aproximadamente seiscientas veces al enfriarlo hasta ~−162 °C; el líquido se almacena en tanques criogénicos de doble pared y se traslada en iso-tanques por carretera replicando la lógica de los combustibles líquidos (rutas, ventanas de carga/descarga y gestión de flota). Una vez llegado a destino, una estación de regasificación devuelve el GNL a estado gaseoso antes de la regulación y la medición. La mayor densidad energética respecto del GNC habilita distancias largas y volúmenes elevados con menos rotaciones y menor costo logístico por unidad entregada.
Otras modalidades logísticas: ferrocarril e hidrovías (GNL)
Cuando las distancias son largas y existen corredores ferroviarios o fluviales, el GNL también puede moverse por tren o por barcaza, integrándose a un gasoducto virtual intermodal. En ferrocarril, Europa ensayó vagones criogénicos específicos y cadenas puerta-a-puerta; en Estados Unidos hubo autorizaciones caso por caso y luego cambios regulatorios que hoy restringen la habilitación general.
En hidrovías, la Unión Europea impulsó proyectos para desplegar la cadena de GNL en el eje Rin–Main–Danubio (terminales, barcazas y barcazas de suministro), además de estudios de red para ubicar puntos de bunkering y transferencia. Estas alternativas requieren instalaciones de carga/descarga, gestión de boil-off, zonas de seguridad y permisos; donde existen, pueden bajar el costo logístico unitario en grandes volúmenes y reducir la huella por tonelada transportada.
¿Cuándo GNC y cuándo GNL?
No se trata de una preferencia sino de geometría y logística. En radios cortos a medios, donde la demanda es baja o moderada y está dispersa entre varios puntos, el GNC tiende a ser la opción adecuada: la reposición de unidades —tube trailers o contenedores modulares— acompasa la curva de consumo sin infraestructura criogénica.
A medida que crecen las distancias (típicamente por encima de 300 km) o los volúmenes, el GNL gana eficiencia: su densidad energética reduce viajes y emisiones logísticas. Este criterio práctico se ajusta caso a caso con curvas de demanda, tiempos de vuelta (turn-around), buffers y nivel de servicio; la decisión final surge de un balance técnico-económico y operativo, no de un “dogma” tecnológico.
Para dimensionarlo, es útil observar experiencias de mercado: en Norteamérica, operadores como XNG, NG Advantage o Certarus suministran GNC por carretera a industrias y utilidades alejadas de los gasoductos, con esquemas de consumo directo desde los trailers o estaciones madre-hija; en Europa, operadores como HAM integran transporte de GNL y plantas satélite de regasificación para clientes industriales desconectados. En Mendoza, Argentina, Galileo implementó un esquema de licuefacción en boca de pozo, para su transporte y posterior regasificación en una central termoeléctrica donde se abastecen las turbinas de generación.
La medida cautelar de no innovar pretende suspender el inicio de la prospección sísmica mientras se analiza la posible nulidad de los contratos firmados por Ancap.
Un conjunto de organizaciones sociales presentaron una medida cautelar de no innovar para poner un freno a la exploración petrolífera en el mar uruguayo.
La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (Ancap) tiene actualmente siete contratos firmados para la exploración y producción de hidrocarburos en la plataforma continental uruguaya con las empresas Chevron, Shell, Challenger Energy Group (CEG), APA e YPF. Sin embargo, esta oportunidad de buscar petróleo en las costas charrúas podría correr riesgo.
Esto se debe a que la Asamblea Mar Libre de Petroleras Uruguay y la asociación civil Socobioma presentaron una medida cautelar de no innovar para detener el comienzo de la prospección sísmica en busca de crudo. El objetivo es que lograr que Ancap y las empresas no inicien los trabajos de exploración y perforación, ni tampoco movilicen buques ni equipos hasta que la Justicia decida sobre la nulidad de los contratos.
“Los contratos firmados por Ancap son nulos de pleno derecho, y solicitamos a la Justicia que suspenda de inmediato toda actividad que pueda dañar el océano y su biodiversidad”, afirmaron las organizaciones promotoras del recurso. El principal argumento en contra de los contratos es que éstos serían “socioambientalmente disfuncionales”: “habilitan actividades que generan daño irreversible, contradicen el interés público y violan el orden jurídico ambiental”.
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“Un contrato que permite destruir ecosistemas protegidos carece de causa y objeto lícitos”, señalaron.
Asimismo, las organizaciones hicieron hincapié en que la ley 19.128 declara al mar territorial y a la zona económica “santuario de ballenas y delfines” y prohíbe cualquier “agresión o molestia intencional”; exactamente lo que sucedería con los inicios de la prospección sísmica. “El daño es irreversible si comienza ahora”, aseguraron, refiriéndose también al impacto sobre la totalidad de la fauna, la pesca artesanal y a los ecosistemas profundos relevados por la expedición Uruguay Sub-200.
Ortuño, al Parlamento por la exploración de hidrocarburos
Mientras tanto, el diputado de Identidad Soberana (IS), Gustavo Salle, anunció que convocará al ministro de Ambiente, Edgardo Ortuño, al Parlamento para que brinde información detallada sobre la exploración de hidrocarburos en el mar uruguayo los contratos firmados por Ancap.
El legislador también expresó su preocupación por la prospección sísmica en el mar, señalando que teme graves consecuencias para la fauna ictícola debido a la metodología utilizada, sobre la cual, según él, no hay suficiente información; razón que llevó a la convocatoria del jerarca para que despeje dudas y permita evaluar las consecuencias de la actividad.
El economista analizó el presente económico del país, habló sobre la “nueva etapa” del gobierno de Javier Milei y lanzó un alentador mensaje.
En un escenario político más estabilizado tras las elecciones legislativas de octubre, el economista Ricardo Arriazu, uno de los más escuchados por el establishment, analizó el presente económico del país, habló sobre la “nueva etapa” del gobierno de Javier Milei y lanzó un alentador mensaje.
“Se tranquilizó la parte política, hasta hubo dictamen para tratar el Presupuesto y además vino la ayuda de Estados Unidos, que no es para gastar, sino para enfrentar los problemas de liquidez de corto plazo que tiene Argentina por la desconfianza”, planteó el economista en una entrevista con Canal C Argentina.
“Esa combinación es buenísima y puede ser que Argentina de una vez por todas aproveche las oportunidades que tiene, porque somos el país de las oportunidades perdidas”, sentenció.
Para Arriazu, lo más importante del Presupuesto es que haya superávit fiscal. “La clave y lo más importante que hizo este gobierno es el equilibrio fiscal”, consideró.
En este sentido, apuntó que la Argentina desde la década del ’40 “siempre tuvo déficit fiscal, aunque eran moderados”, y a veces, “exagerados”.
“La base de la economía es la confianza. Con confianza se gasta, se invierte, se crece y producimos. Con desconfianza tratamos de mantener lo que tenemos, proteger lo que tenemos, dejamos de gastar y se produce un círculo vicioso. Todo lo que pasó con la caída de la actividad desde el mes de abril es desconfianza. Los primeros datos de octubre ya muestran confianza”, advirtió.
El reconocido economista observó que desde el 80 hacia acá, “Argentina tuvo 20 años de crecimientos negativos, todos asociados a crisis de balanza de pagos, a gente queriendo irse del peso a comprar dólares”.
“Si uno evitara esas crisis, se duplicarí la tasa de crecimiento”, aseguró.
“Se alinearon los planetas”, según Arriazu
Por otro lado, consideró que “estamos en una coyuntura donde se alinearon los planetas”.
“Tenemos el 70% de los Andes, es imposible que no haya minerales en Argentina. Están todos los nuevos descubrimientos que están haciendo sobre el cobre, que va a ser el factor escaso. Filo del Sol dicen que es el mayor descubrimiento mundial en 30 años. A la par está José María, y siguen explorando para el norte y a 1200 metros de profundidad todavía siguen encontrando”, enumeró.
Transportadora de Gas del Sur (TGS) dio un paso clave para fortalecer la infraestructura energética del país al completar una emisión internacional de deuda por US$ 500 millones, destinada a financiar la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, obra estratégica para el despacho del gas de Vaca Muerta hacia los principales centros de consumo.
La operación, concretada el jueves, obtuvo un rendimiento del 8% y un cupón del 7,75% a diez años. La demanda superó los US$ 1.300 millones, lo que representa una sobresuscripción de 2,6 veces. Según analistas, el resultado evidencia una migración de los inversores desde títulos soberanos hacia obligaciones corporativas con mejor perfil financiero.
Para TGS, la colocación “reafirma la confianza del mercado global” en su capacidad operativa y en su plan de inversión. La compañía destacó que el financiamiento permitirá avanzar con celeridad en la ampliación del sistema troncal, considerada una de las obras más relevantes para la integración del gas no convencional al sistema nacional.
El proyecto principal implica una inversión cercana a US$ 560 millones y fue adjudicado a TGS hace apenas dos semanas en una licitación organizada por Enarsa. Se trata de la expansión del gasoducto que conecta Tratayén con Salliqueló, eje fundamental para evacuar la producción creciente de Vaca Muerta.
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Con esta ampliación, el sistema sumará 14 millones de metros cúbicos diarios desde el invierno de 2027. Para ello, se instalarán tres nuevas plantas compresoras a lo largo de la traza y un cuarto equipo adicional en la cabecera Tratayén, alcanzando un total de 90.000 HP de potencia extra.
En paralelo, TGS ejecutará inversiones por US$ 220 millones en su sistema regulado. Esta etapa contempla la construcción de 20 kilómetros de cañería paralela al NEUBA III, nueva compresión por 15.000 HP y adecuaciones técnicas para elevar la presión operativa del gasoducto hacia Buenos Aires.
Según estimaciones del sector, la ampliación permitirá mejorar el abastecimiento invernal del Área Metropolitana y optimizar el intercambio con Transportadora de Gas del Norte (TGN) mediante el sistema Mercedes–Cardales. Esto reduciría de manera significativa la necesidad de importar gas natural licuado y combustibles líquidos.
Para la industria energética, el crecimiento del sistema de transporte es un factor crítico. La producción de gas de Vaca Muerta ya superó la capacidad actual en los meses de mayor demanda, limitando exportaciones y elevando costos operativos. La obra adjudicada a TGS busca revertir este cuello de botella.
La colocación del bono se suma a una semana de intensa actividad financiera en el sector energético. Pampa Energía emitió US$ 450 millones con una demanda tres veces superior al monto buscado, orientado al desarrollo del bloque Rincón de Aranda. Tecpetrol cerró otra emisión por US$ 750 millones, un 50% por encima del objetivo inicial.
En paralelo, YPF completó colocaciones por US$ 1.200 millones, combinando un bono doméstico y un crédito sindicado internacional, mientras que Pluspetrol y Vista preparan nuevas operaciones para las próximas semanas con foco en proyectos vinculados al shale neuquino.
El Parlamento de Cuyo, una instancia de integración regional que nuclea a las provincias de Mendoza, San Juan y San Luis desde 2014, celebró una nueva asamblea en San Luis la semana pasada, reactivando una agenda legislativa clave en temas de seguridad, logística y obra pública. El senador provincial Walther Marcolini (UCR) fue uno de los participantes destacados y detalló los avances concretos en infraestructura y seguridad.
La agenda legislativa, que incluye temas estructurales y culturales, arrojó cinco resoluciones importantes. Uno de los primeros frutos del trabajo conjunto fue el avance en la coordinación de seguridad. “Logramos sacar cinco resoluciones que unifican la agenda de infraestructura y refuerzan el trabajo conjunto en materia de seguridad entre las tres provincias», dijo Marcolini a FM Vos 94.5.
Entre esos logros se encuentra el control integrado de las fronteras, donde ya hay un avance muy concreto entre Mendoza y San Juan, una medida que se formalizó tras la cesión de jurisdicción por parte de San Juan para centralizar el control en territorio mendocino.
Eje logístico: la vía férrea del desarrollo
El tema central de la asamblea fue la logística regional y la resolución sobre dos proyectos ferroviarios de inmensa magnitud: el ferrocarril Transandino (Unión Pacífico) y el Ferrocarril del Meridiano 68, que conecta el eje norte-sur.
El segundo proyecto es de vital interés para el sur mendocino, ya que busca vincular San Juan con Vaca Muerta, atravesando departamentos claves como San Rafael, General Alvear y Malargüe.
Marcolini enfatizó la visión de largo plazo detrás de esta iniciativa. «El Ferrocarril del Meridiano 68 es una visión estratégica de mediano y largo plazo que exige fuertes políticas públicas, pero, fundamentalmente, requiere el compromiso del sector privado», aseguró Walther Marcolini.
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Actualmente, se está avanzando en la elaboración del proyecto ejecutivo, un paso calificado como formidable por el senador. La viabilidad de la inversión está garantizada por la demanda de carga. «Hemos avanzado significativamente en la garantía de cargas. El tren transportará grandes volúmenes de arena para el fracking de Vaca Muerta y, a su regreso, potasio desde la Planta de Potasio Río Colorado (PRC)» detalló Marcolini, señalando que el repago de una inversión que tiene que ser completamente privada depende de esta garantía de cargas dual.
Según el entrevistado, el marco legal para atraer el capital privado está facilitado por la nueva normativa nacional. «La Ley Bases y el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) son herramientas indispensables para este proyecto. Su prórroga por un año nos otorga la seguridad jurídica clave que requieren estas inversiones a largo plazo», afirmó.
El desafío de la obra y la articulación
La ejecución del Ferrocarril del Meridiano 68, que utiliza parte de la traza existente del ferrocarril San Martín, requiere la construcción de aproximadamente 275 kilómetros de vía nueva.
Marcolini expuso la complejidad jurisdiccional de la obra. «Si bien utilizaremos tramos existentes, el proyecto requiere 275 kilómetros de vía totalmente nueva. La provincia de Mendoza, por facultades concurrentes, tiene la potestad de dictar las leyes para realizar las expropiaciones de la nueva traza, mientras que la Nación mantiene la jurisdicción sobre las líneas ferroviarias ya existentes», aclaró.
El plazo de ejecución, trabajando simultáneamente con todas las empresas de capital involucradas, se estima entre 36 y 48 meses. Sin embargo, todo depende de la articulación entre el sector privado, la Nación y las provincias.
El senador alvearense destacó el impacto económico que tendrá la obra en las economías regionales. «Para San Rafael y General Alvear, no es lo mismo despachar un contenedor de 40 pies de ciruelas secas al puerto de Buenos Aires, que utilizar la nueva salida vía Romeral, llegando al puerto de San Antonio. Este cambio en la traza ferroviaria es la clave para la eficiencia en la exportación», señaló, refiriéndose a la última etapa que podría cruzar Chile por el Paso Planchón Vergara, que es más viable al no requerir túnel.
En un encuentro mantenido junto al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, el titular del Ejecutivo Provincial firmó la medida que garantizará previsibilidad en uno de los sectores más importantes de la economía provincial, en el marco del Acuerdo de Competitividad del que participan el Gobierno de Chubut, el Estado Nacional, las operadoras y los gremios de la industria hidrocarburífera.
La eliminación de los aranceles se transforma en la tercera inversión más importante en la Cuenca, con un beneficio de 370 millones de dólares, e ingresos adicionales para Chubut de 240 millones de dólares. “Cuando la Provincia, la Nación, las empresas y los gremios empujamos en la misma dirección, los resultados se ven y el futuro empieza a tomar forma, y hoy, Chubut vuelve a ser ejemplo de lo que podemos lograr trabajando en equipo”, expresó Torres.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, conjuntamente con el Gobierno Nacional, firmó el acuerdo para la eliminación de las retenciones a la exportación de hidrocarburos convencionales, una medida clave para impulsar la producción, el empleo y la inversión en la Cuenca del Golfo San Jorge.
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La medida, acompañada por la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) y las principales operadoras de la cuenca, generará un beneficio a Chubut de 240 millones de dólares adicionales y de 370 millones de dólares para la totalidad de la Cuenca, comprometiendo las empresas a reinvertirlo en el sector, garantizando el sostenimiento de la industria hidrocarburífera de la Provincia del Chubut.
La quita de los derechos de exportación de petróleo es el resultado de un trabajo articulado entre la Provincia, el Estado Nacional, las operadoras y los gremios del sector, a partir del Acuerdo de Competitividad alcanzado entre las partes para asegurar la estabilidad de las inversiones y proteger la actividad en la Cuenca.
En tal sentido, el mandatario, acompañado por el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, mantuvo un encuentro con el ministro de Economía de la Nación Luis Caputo; el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel Gonzáles; el ministro del Interior de la Nación, Diego Santilli; y el jefe de Gabinete de Ministros, Manuel Adorni. Por el sector gremial, estuvieron presentes Emiliano Mongilardi (Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Chubut); y Luis Villegas (Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral).
“Más actividad, producción y empleo”
Al respecto, Torres consideró que el acuerdo “es un paso histórico que defendimos con firmeza desde el Acuerdo de Competitividad en el que venimos trabajando junto a las operadoras y los gremios del sector”, y destacó que “esta decisión no solo reconoce el esfuerzo de nuestra gente, sino que también devuelve previsibilidad a uno de los motores centrales de la economía chubutense”.
“La eliminación de retenciones representa la tercera inversión más importante de la Cuenca del Golfo San Jorge, con un impacto estimado de 370 millones de dólares que se reinvertirán directamente en la industria. Esto significa más actividad, más producción y, sobre todo, más empleo para miles de familias que viven del trabajo energético en nuestra provincia”, aseguró el titular del Ejecutivo.
En el mismo sentido, Torres sostuvo que “seguiremos acompañando cada inversión con reglas claras y compromiso”, concluyendo que “cuando la Provincia, la Nación, las empresas y los gremios empujamos en la misma dirección, los resultados se ven y el futuro empieza a tomar forma. Hoy, Chubut vuelve a ser ejemplo de lo que podemos lograr trabajando en equipo”.
Un acuerdo clave para la Cuenca
El acuerdo firmado por Torres y autoridades del Gobierno Nacional, prevé la eliminación de las retenciones, mientras que el resultante de la medida se traducirá en fondos que las operadoras de la Cuenca del Golfo San Jorge reinvertirán íntegramente en materia productiva, para el fortalecimiento de la industria hidrocarburífera de la provincia, generando una mayor previsibilidad y competitividad en el sector.
La eliminación de retenciones se transforma en la tercera inversión más importante llevada a cabo en la Cuenca, con ingresos adicionales estimados en 370 millones de dólares que las empresas reinvertirán en la industria.
Asimismo, la medida se enmarca en el Acuerdo de Competitividad del que participan la Provincia, el Estado Nacional, los gremios del sector y las empresas que operan en la Cuenca, con el objetivo de fortalecer la industria a través de la reducción de impuestos y regalías para las empresas, protegiendo la producción, el empleo y garantizando la viabilidad futura del sector petrolero en la provincia.
En el mismo sentido, el acuerdo beneficia a la totalidad de empresas operadoras, sean exportadoras o no. En el caso de las primeras, la eliminación del derecho de exportación del 8% se constituye como un beneficio directo, mientras que aquellas que comercializan en el mercado doméstico, se verán beneficiadas por un aumento en el precio de sus ventas de igual magnitud.
Esto se debe a que el precio de referencia en el mercado doméstico es fijado por el precio de exportación -actualmente afectado por la aplicación del arancel-, y ante la eliminación de los derechos de exportación, la referencia internacional y el precio doméstico se incrementarán de manera simultánea.
Eliminación de retenciones al petróleo
El acuerdo firmado entre el Gobernador y el Gobierno Nacional, prevé una modificación del régimen legal vigente de los derechos de exportación aplicables al petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales o maduros.
El último informe del Instituto Mosconi revela que las compras de GNL bajaron 7,8% interanual y las importaciones de gas por gasoducto desde Bolivia y Chile se desplomaron 92,4% en doce meses.
Las importaciones de gas natural registraron en 2025 un derrumbe que marca un punto de inflexión para el sistema energético argentino. De acuerdo con el Informe de Tendencias Energéticas del Instituto Mosconi, las compras de gas natural licuado (GNL) disminuyeron 7,8% en los últimos doce meses, mientras que las importaciones de gas por gasoducto desde Bolivia y Chile se contrajeron 92,4%, hasta un volumen marginal de 118 MMm³.
En este contexto, septiembre dejó un hecho inédito: no se registraron importaciones inequívocas de gas por barco ni por ducto, lo que evidencia una reducción drástica de la dependencia externa.
Esta caída en las compras de gas se explica, por un lado, por el mayor aporte del shale neuquino y, por otro, por la moderación de la demanda y los cambios en la infraestructura interna. Además, se suma la retracción progresiva del suministro boliviano, en línea con la caída estructural de la producción en ese país.
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En paralelo a la reducción de importaciones, las exportaciones energéticas continuaron en alza. Gracias a este doble movimiento, la balanza comercial energética registró en septiembre un superávit de U$S 775 millones, que se acumula en U$S 5.368 millones en lo que va del año. Esto implica una mejora del 44,6% frente al mismo período de 2024.
Asimismo, el informe detalla que las exportaciones crecieron 25% interanual, pese a que los precios internacionales fueron 4,7% menores. Esta combinación fue compensada por un aumento notable de las cantidades despachadas, que se expandieron 31,4% en septiembre y 27,4% en el acumulado anual.
En contraste, aunque las importaciones crecieron 3,9% interanual en septiembre debido a un salto del 64,4% en cantidades, el acumulado anual muestra una caída del valor importado del 20,5% gracias a precios 32,8% menores, lo que también contribuyó al superávit.
En los últimos doce meses, se destacaron las exportaciones físicas de petróleo (+25,8%) y de gas (+8,1%), reflejando la capacidad creciente del sistema para abastecer al mercado interno y, al mismo tiempo, generar excedentes exportables.
En tanto, el comportamiento de las importaciones muestra matices. Mientras el gasoil importado cayó 14,8%, las naftas aumentaron 24,9%, lo que responde a la combinación de estacionalidad, márgenes de refinación y dinámica del mercado interno. No obstante, el dato estructural sigue siendo la fuerte reducción del GNL y del gas por gasoducto, que se profundizó a lo largo del año y se consolidó en septiembre con importaciones prácticamente nulas.
Claro que este nuevo escenario no se explica sin la evolución de la formación Vaca Muerta, cuya producción continúa en expansión y se consolida como el motor del sistema energético nacional.
Neuquén, epicentro de Vaca Muerta, tiene el sueldo más alto del país: $2.600.000. El petróleo agranda la brecha salarial, pagando 5 veces más que enseñanza o comercio.
La industria petrolera argentina, con Vaca Muerta como epicentro en Neuquén, redefine el mapa salarial del país. En octubre de 2025, Neuquén registró un salario neto promedio del sector privado de $2.659.048, el más alto de todo el país, según datos de Interbanking. Este liderazgo se atribuye directamente al sector hidrocarburífero, que genera empleos calificados y tracciona industrias complementarias como construcción y logística.
Chubut sigue de cerca con $1.789.204, impulsado por operaciones offshore y onshore, y Río Negro con $1.682.624, beneficiada por la cadena de valor de Vaca Muerta. Estas cifras superan el promedio nacional de $1.350.000 (mayo 2025, INDEC), destacando cómo el petróleo concentra riqueza geográficamente.
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Datos del Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC) confirman esta tendencia. En el segundo trimestre de 2025, la Encuesta Permanente de Hogares (EPH) reveló que regiones productoras como Neuquén y Chubut exhiben ingresos netos que duplican o triplican el promedio metropolitano de $1.593.245 en CABA.
“El sector privado neuquino amplió notablemente su capacidad de absorción de trabajadores en la última década”, señala un análisis del Grupo de Apoyo al Proyecto Petrolero (GAPP), que atribuye un crecimiento del 50% en la masa asalariada privada desde 2014, coincidente con la activación de Vaca Muerta.
¿Cuál es la situación del escenario laboral por afuera de Vaca Muerta? Más dispar. Las provincias del Norte, como Santiago del Estero, apenas alcanzan $449.603. Mientras el Sur patagónico avanza a fuerza de un trabajo exigente -como el de la industria- y prospera con exportaciones energéticas, el interior depende de economías primarias de bajo valor agregado.
La lupa en las brechas intra-provinciales
Dentro de Neuquén, el impacto es aún más pronunciado. El sector de petróleo y gas emplea al 16,5% de los trabajadores registrados (27.091 puestos en el tercer trimestre de 2024, Dirección de Estadísticas de Neuquén), pero genera el 38% de la masa salarial provincial y explica cerca del 45% del Producto Bruto Geográfico. En diciembre de 2024, con aguinaldo, la remuneración promedio alcanzó $7,7 millones por mes, 5,17 veces superior a la de enseñanza ($1,49 millones) o agropecuaria.
Esta disparidad segmenta el mercado laboral: comercio (25.535 trabajadores) y construcción (21.567) absorben el 75% del empleo privado junto con petróleo, industria y servicios, pero ofrecen sueldos hasta cinco veces inferiores. “Esta estructura subraya una notable disparidad salarial entre las distintas ramas de actividad”, advierte el informe de GAPP.
Por otro lado, los ajustes salariales anuales (junio 2024-junio 2025) reflejan una dinámica que acompaña la tendencia: Neuquén subió un 55%; Río Negro, un 56% y Chubut, un 41%. Los tres datos están por encima del nacional, que arranca en el 31%.
El talón de Aquiles en el auge
El petróleo agrava desigualdades transversales. Nacionalmente, la brecha salarial de género se mantiene en 27,2% (Q2 2025, INDEC): varones ganan $1.044.868 en la ocupación principal, frente a $760.555 de mujeres. En Vaca Muerta, la participación femenina es inferior al 18%, restringiendo acceso a roles mejor pagados. “La diferencia en el ingreso promedio alcanza el 27,2%”, detalla el informe INDEC de octubre 2025.
Provincias petroleras como Neuquén y Chubut amplifican este gap estructural, con datos agregados de la Organización Internacional del Trabajo (OIT) que contextualizan América Latina. En este marco, surgen iniciativas como la Red de Mujeres de la Energía (lanzada septiembre 2025) y programas de mentoría en SLB y Halliburton buscan 50% de mujeres en jóvenes profesionales. Sin embargo, hasta noviembre 2025, no hay métricas cuantitativas de impacto salarial.
La industria petroquímica y exportadora de Bahía Blanca advierte que el aumento extraordinario de la Tasa de Seguridad e Higiene propuesto por el ejecutivo local pone en riesgo la competitividad y las futuras inversiones. Las entidades reconocen la necesidad de financiar millonarias obras públicas tras el inédito temporal de marzo, pero consideran que la medida afecta la seguridad jurídica en un contexto global ya complejo.
Las principales empresas del sector industrial-exportador y petroquímico de Bahía Blanca expresaron su rechazo al proyecto de la municipalidad, que propone un incremento extraordinario en la Tasa de Seguridad e Higiene. La medida, que en algunos casos incluye subas que hasta el 140%, es considerada un riesgo para la competitividad, la seguridad jurídica y las futuras inversiones en la región.
La intención del ejecutivo bahiense es concretar un incremento de tasas vinculado a la necesidad de financiar obras de infraestructura, tras el inédito temporal de comienzos de marzo que provocó inundaciones masivas, servicios colapsados y 18 muertes. El rechazo a la opción de financiamiento elegida se realizó a través de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP), encabezada por su presidente Matías Campodónico; y la Cámara de Permisionarios y Concesionarios del Puerto de Bahía Blanca, presidida por Gustavo Lucero.
El puerto, junto con el polo químico y petroquímico de Bahía Blanca, es un eje de la industria de la región sur del país, con un fuerte impacto en las exportaciones, la creación de empleo y la producción de insumos esenciales para diversas cadenas de valor. Por lo cual, las entidades coincidieron en que cualquier cambio en el esquema tributario debe ser evaluado con cuidado, considerando su efecto sobre la actividad, los costos y la viabilidad de nuevos desarrollos.
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La CIQyP nuclea a empresas como Dow, YPF, Profertil, Mega y PBB Polisur, además de otras como Atanor, Sinteplast, Akzo Nobel Chemicals, Ferrosur Roca y Sika Argentina, mientras que la de concesionarios y permisionarios del puerto integra a las compañías de la industria petroquímica con las dedicadas a la logística y exportación agroindustrial. Entre ellas se encuentran compañías de procesamiento de alimentos, almacenamiento y exportación de productos como frutas y cereales.
El rechazo de la industria petroquímica
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica expresó también una «profunda preocupación ante la reciente iniciativa que propone aumentos extraordinarios en las tasas que impactan en la competitividad del sector y en el desarrollo productivo de una región clave para la industria».
Desde la entidad, se detalló la magnitud de la modificación, explicando que «la propuesta de incrementar de manera significativa la Tasa de Seguridad e Higiene, a través de aumentos en las alícuotas y la inclusión de sobretasas, tiene un efecto inmediato y negativo en los costos operativos del sector«.
«Estos ajustes desmedidos se dan en un momento muy complejo de la industria química y petroquímica a nivel mundial, en donde la sobreoferta de productos afecta seriamente los precios y los márgenes del sector, situación que se observa desde hace un par de años y se prevé que se prolongue por lo menos hasta 2028″, agregó al cuestionar también la oportunidad de la iniciativa, considerando el contexto global.
La CIQyP también alertó que “esta decisión de aumentar las tasas mencionadas disminuye la competitividad, afecta la previsibilidad necesaria para planificar inversiones y generan una pérdida de confianza entre los actores que impulsan el desarrollo industrial y exportador de la región”.
A nivel internacional, Argentina compite con otros polos industriales que ofrecen entornos estables, incentivos a la inversión y reglas claras, se argumentó. Por lo cual, para no quedar rezagados frente a esos mercados, “es crucial garantizar condiciones que favorezcan la llegada de capital, la modernización tecnológica y el crecimiento sostenido dentro del sector”, cerró la carta.
La postura de los permisionarios
Por su parte, la Cámara de Permisionarios y Concesionarios, que agrupa al sector industrial-exportador, rechazó el proyecto por entender que compromete el futuro productivo de la ciudad. “Un aumento significativo de la Tasa de Seguridad e Higiene -a través del incremento de alícuotas y sobretasas que en algunos casos superan un aumento del 140%-, genera una pérdida de competitividad y confianza entre los principales actores que motorizan el desarrollo económico de la ciudad con el riesgo consecuente para la industria», expresó la entidad.
Desde la Cámara se reconoció “la complejidad del contexto y el enorme desafío que implica financiar proyectos de obra, pero no debiera realizarse a través del incremento extraordinario de una tasa cuyo destino no está vinculado a una contraprestación concreta y proporcional al servicioprestado”. Y en el mismo sentido, cuestionó que a pesar de la genuina preocupación del Municipio por las obras de infraestructura, la cual compartieron, no justificaba la falta de diálogo con un sector que desde diciembre de 2023 estuvo abierto y predispuesto a dialogar.
A partir de ahora, cuando se adjudique una nueva concesión de explotación (Cench) en Vaca Muerta, el Estado neuquino estará autorizado a revisar cada tres años con carácter vinculante el plan de desarrollo presentado por las petroleras.
Se evaluarán tres variables centrales y en caso de que las compañías no puedan justificar un desempeño inferior al comprometido, la provincia podrá revertir hasta un 50% del bloque evaluado.
La gobernación de Neuquén instrumentó un mecanismo que busca garantizar el cumplimiento de las inversiones comprometidas por los privados en las nuevas concesiones no convencionales que se otorguen en Vaca Muerta. Concretamente, la administración que encabeza Rolando Figueroa evaluará cada tres años el desempeño de las empresas en materia de tres variables centrales: inversiones, producción de hidrocarburos y nivel de actividad.
En caso de que las empresas no puedan demostrar que cumplieron los objetivos trazados en alguno de esos tres ítems, la provincia estará autorizada a retirarle al concesionario hasta un 50% del bloque en cuestión.
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Se trata de una novedad que el Ministerio de Energía de Neuquén, a cargo de Gustavo Medele, instrumentó a través de un acuerdo alcanzado con Geopark para autorizar la transferencia de la convención (Cench) de las áreas Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste. Esa negociación, que terminó de cerrarse en septiembre, funcionará como un leading case (caso líder) que a partir de ahora se buscará homologar en todas las nuevas concesiones de explotación por 35 años que la provincia adjuque en Vaca Muerta.
Implica, en los hechos, un cambio de paradigma porque hasta ahora, si bien las empresas estaban obligadas a presentar un programa de desarrollo para solicitar una nueva CENCH, ese trámite no tenía carácter vinculante, sino que era sólo una guía ‘nocional’ (una noción estimativa de magnitud). Es decir, su incumplimiento por parte de los privados no autorizaba al Estado neuquino a accionar contra la empresa titular de la Cench.
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A partir de este momento, por el contrario, Neuquén tendrá potestad con carácter vinculante para evaluar cada tres años la performance o el desempeño de las petroleras del área. En caso que los privados no puedan justificar un buen desempeño en alguna de las tres variables mencionadas (producción, inversión y nivel de actividad), la provincia podrá revertir —quitarle— al concesionario la mitad del campo evaluado.
La medida que tomó la gobernación neuquina está en línea con la regulación que se aplica en otros países como Colombia y EE.UU., que buscan inyectarle un mayor dinamismo a la actividad hidrocarburífera. En caso de que en los tres primeros años la petrolera no cumpla con el desarrollo de al menos una de esas tres exigencias, la provincia le retirará hasta el 50% de la concesión. Por el contrario, esto no se aplicaría si la empresa no cumpliera con el plan de inversiones, pero tuviera un aumento de la producción o en la actividad o viceversa. Si pasados nuevamente tres años y la concesionaria siguiera incumpliendo estos requisitos, se le retiraría otro 50% del área restante, y así sucesivamente.
Dinamismo
Para Neuquén, la salida de ExxonMobil fue un punto de quiebre que obligó a pensar nuevas condiciones y reglas de juego que pusieran sobre la mesa la discusión acerca de qué consecuencias tiene que una empresa deje un área sin generar desarrollo después de algunos años.
Por otro lado, también levantó un alerta acerca de la valuación de los activos de Vaca Muerta frente a un nivel cada vez más creciente de productividad comprobada. Por esta razón, en el último año el gobierno de Rolando Figueroa instrumentó nuevos requisitos a la hora de aprobar ventas de áreas u otorgar nuevas concesiones, como la participación de GYP en carry o el cobro de regalías para la ejecución de infraestructura vial.
Ahora, otro de los puntos que sumó la provincia a estos cambios es la reconfiguración de la magnitud de las áreas para dejar atrás bloques de hasta 250 km2 reemplazándolos en las nuevas cesiones por otros de hasta 100 km2.
Tanto en este punto como en los anteriores, Neuquén tomó como ejemplo los leases o contratos de arrendamieto en Estados Unidos donde los permisos parten en los 640 o 1280 acres, es decir de 2,5 a 5 km2 de superficie, lo que obliga a las empresas a solicitar a adquirir más contratos para poder conformar un bloque y aumentar su producción. Por otro lado, estos contratos duran entre 3 a 5 años y pueden extenderse a 10. En caso de que la petrolera no demuestre producción, pierden vigencia.
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El argumento del gobierno de Neuquén se basa en que de esta forma se asegura un dinamismo en Vaca Muerta que optimice los tiempos de producción y evite también que empresas adquieran áreas para luego venderlas cuando crece su valor en el mercado. También se ampara legalmente en el artículo 80 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos que establece incumplimientos de las operadoras como el causal de la caducidad de las concesiones y en la Ley provincial 2.453.
“La provincia debería ser capaz de entregar una concesión con cierto compromiso de la empresa y, si ésta no lo cumple, dejar que sea otro el que la desarrolle. Si una operadora cumple con el plan de inversiones o ejecuta pozos o tiene cierto nivel de actividad, el requisito está logrado, pero si no lo hizo, significa que no tiene espalda o vocación”, afirmó una fuente del gobierno de Neuquén.
En este marco, la misma fuente señaló que este mecanismo genera “seguridad jurídica para Neuquén”. “Hay que dar vuelta la torta también porque la provincia no puede dar concesiones que luego no tengan ninguna actividad”, justificó.
Oldelval cerró en el Museo Nacional de Bellas Artes la gira de su documental sobre el proyecto Duplicar, la obra que transformó el transporte de crudo desde Vaca Muerta.
El 18 de noviembre Oldelval realizó una nueva proyección del documental “Duplicar: el futuro está en marcha” en el Museo Nacional de Bellas Artes (MNBA) de Neuquén capital. Esta presentación forma parte del recorrido que el material audiovisual está realizando por las distintas localidades de la traza del oleoducto.
Esta producción retrata el proyecto más ambicioso en la historia de la compañía y permite visualizar la magnitud de “Duplicar Plus”, una obra que marcó un antes y un después en el desarrollo energético del país. A través de testimonios de los protagonistas e imágenes del proceso constructivo, se documenta su realización tanto en su escala técnica como humana, que hizo posible duplicar la capacidad de transporte de crudo desde Vaca Muerta hasta el Atlántico.
Un recorrido por las comunidades
Luego de su estreno a sala llena en el Centro Cultural Cipolletti en septiembre, el documental inició un circuito de proyecciones por distintas localidades.
La gira comenzó el 14 de octubre en el Aula Magna de la Universidad Nacional del Sur (Bahía Blanca), continuó el 15 de octubre en el Centro de Informes Turísticos de Río Colorado y siguió el 22 de octubre en el Espacio INCAA – Cine Ar de Choele Choel.
La función del 18 de noviembre en el MNBA cerró este recorrido, ofreciendo a la comunidad neuquina la oportunidad de conocer de cerca el esfuerzo, la innovación y el trabajo en equipo que hicieron posible este desarrollo clave para la infraestructura energética nacional.
Una historia de energía y compromiso
En palabras de Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, Duplicar fue “el desafío más grande en toda la historia de la compañía”, y el documental constituye un testimonio del compromiso colectivo que permitió llevarlo adelante.
Por su parte, Federico Zárate, gerente de Proyectos, destacó que esta producción “resume la magnitud de Duplicar” y rinde homenaje a los equipos que participaron en cada etapa del proyecto.
“Duplicar: el futuro está en marcha” no solo documenta una obra, sino que refleja una visión: la de una empresa conectada con su gente, con las comunidades y con el futuro energético del país.
“El futuro está en marcha” el documental de Oldelval llegó al Museo Nacional de Bellas Artes
El martes 18 de noviembre, Oldelval llevó adelante una nueva proyección del documental “Duplicar: el futuro está en marcha” en el Museo Nacional de Bellas Artes (MNBA) de Neuquén capital. La actividad le puso fin al recorrido que la pieza audiovisual tuvo por las distintas localidades vinculadas a la traza del oleoducto.
La producción refleja el trabajo detrás del proyecto más ambicioso de la compañía y permitió dimensionar la magnitud de “Duplicar Plus”, una obra que significó un punto de inflexión para el desarrollo energético del país. Con testimonios e imágenes del proceso constructivo, el documental dejó registro tanto de la complejidad técnica como del trabajo humano que hizo posible duplicar la capacidad de transporte de crudo desde Vaca Muerta hasta el Atlántico.
Tras su estreno en septiembre a sala llena en el Centro Cultural Cipolletti, el documental continuó su camino por distintas localidades. La gira incluyó una función el 14 de octubre en el Aula Magna de la Universidad Nacional del Sur (Bahía Blanca), otra el 15 de octubre en el Centro de Informes Turísticos de Río Colorado y una más el 22 de octubre en el Espacio INCAA – Cine AR de Choele Choel.
La presentación en el MNBA fue el cierre de este recorrido, acercando a la comunidad neuquina al esfuerzo, la innovación y el trabajo colaborativo detrás de una obra clave para la infraestructura energética nacional.
Una historia de energía y compromiso
Para Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, Duplicar fue “el desafío más grande en la historia de la compañía”, y el documental se pensó como una forma de dejar registro
BVS – Conocimiento & Tecnología llevará su experiencia al Cisco Engage South Horizon, el encuentro que reúne a los líderes del sector tecnológico para debatir las tendencias en transformación digital y que, tras su paso por Buenos Aires, se realizará ahora en Neuquén, el 25 de noviembre, y en San Juan el 4 de diciembre.
Este espacio exclusivo combina charlas, experiencias y demostraciones en vivo sobre las soluciones que lideran la evolución en ciberseguridad, conectividad, Cloud e infraestructura en la era de la Inteligencia Artificial, y cómo estas tendencias impulsan la transformación de sectores estratégicos clave como energía, minería, manufactura, entre otros.
BVS marcará su presencia con la conferencia “Transformación de las Redes OT e IT – Casos prácticos de redes multiservicios”, a cargo de Norberto Padin, Consulting Systems Engineer.
“Como partners de Cisco y sponsors oficiales del evento, esta es una oportunidad única para debatir tendencias, soluciones y estrategias en ciberseguridad, transformación digital e infraestructuras críticas”, comentó Juan Uranga, gerente general de BVS para Argentina.
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“Desde BVS aportamos nuestra experiencia tanto en consultoría como en la implementación de proyectos en las verticales de negocio que están impulsando el crecimiento del país”.
Con esta participación, BVS reafirma su rol como socio estratégico en la transformación digital de las empresas, consolidando su liderazgo regional a partir de la innovación, la colaboración y su visión de futuro.
La alianza entre BVS y Cisco, forjada hace varios años, alcanzó recientemente un nuevo hito en el Cisco Partner Summit 2025, donde BVS fue distinguida con múltiples premios que destacan su compromiso, crecimiento y excelencia:
LATAM Theater: Growth Partner of the Year LATAM Theater: Services and Software Excellence Partner of the Year MCR Regional: Enterprise Partner of the Year MCR Regional: MCR Partner of the Year MCR Regional: Security Partner of the Year MCR Regional: Services and Software Excellence Partner of the Year MCR Regional: Southern Cone Partner of the Year
Estos reconocimientos son el resultado de la pasión, dedicación y trabajo conjunto que impulsan la innovación y la transformación tecnológica en la región.
Acerca de BVS – Conocimiento & Tecnología:
Desde 2003, BVS – Conocimiento & Tecnología, ha sido un pilar en el diseño e integración de proyectos tecnológicos en diversas industrias, facilitando la convergencia digital y ofreciendo soluciones de infraestructura y comunicaciones de alta calidad. Con alianzas estratégicas con líderes globales, BVS continúa integrando valores humanos y profesionales para ofrecer servicios innovadores y de excelencia, no sólo en Argentina, sino también a través de sus operaciones en Chile, Ecuador, Estados Unidos, Paraguay, Perú y Uruguay.
El Gobierno busca inversores nacionales e internacionales, para mejorar la economía y el ingreso fiscal. Prometen “agilidad y transparencia”. Dónde están.
El Gobierno de Mendoza, a través del Ministerio de Energía y Ambiente, anunció el lanzamiento de una nueva y estratégica licitación hidrocarburífera que pone a disposición del mercado cinco áreas de explotación de petróleo y gas. La iniciativa tiene como principal objetivo “fomentar la inversión privada nacional e internacional, ampliar significativamente la producción local de hidrocarburos y, en consecuencia, fortalecer el desarrollo energético de la provincia, un pilar clave de su economía”, explican los comunicados oficiales.
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, destacó la continuidad en la política de apertura a nuevos capitales. “Ya lanzamos a licitación doce nuevas áreas de exploración, y ahora salen al mercado estas cinco áreas de explotación. De esta manera, buscamos que Mendoza tenga constantemente oportunidades de inversión”, afirmó la funcionaria. Además, subrayó que este llamado cumple con el compromiso expresado por el gobernador Alfredo Cornejo durante la apertura de la Asamblea Legislativa del pasado 1° de mayo.
Las zonas con petróleo a licitar
Las cinco áreas incluidas en la convocatoria, todas con antecedentes productivos comprobados, son: Atamisqui (ubicada en la Cuenca Cuyana), El Manzano (en la Cuenca Neuquina), Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana (Cuenca Neuquina), Puesto Molina Norte (Cuenca Neuquina) y Puntilla del Huincán (Cuenca Neuquina).
Su localización en zonas estratégicas con infraestructura existente permite optimizar los procesos productivos y es un factor clave para favorecer la reactivación de campos maduros, maximizando el potencial de recursos convencionales.
Es importante señalar que dos de estas áreas, Atamisqui y El Manzano, registran producción de hidrocarburos en la actualidad. Esta característica distintiva -se entusiasman en la Casa de Gobierno- permite a los futuros adjudicatarios aprovechar la infraestructura ya instalada y asegurar una continuidad operativa inmediata en campos que no solo tienen un historial de producción sino también reservas comprobadas”.
“Este enfoque reduce el riesgo inicial y potencia la eficiencia de la inversión”, dicen los funcionarios del área.
El nuevo llamado se enmarca en el modelo de licitación continua implementado por Mendoza. “Este esquema -aseguran- permite una actualización constante de las áreas disponibles y la convocatoria de inversiones de manera ágil y permanente, eliminando la dependencia de ciclos anuales o de convocatorias aisladas. Se trata de un sistema que ha sido reconocido por otras jurisdicciones del país por sus virtudes en materia de gobernanza”.
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Latorre suele destacar que el modelo de licitación “ágil y transparente de Mendoza” promueve “la competencia y la igualdad de oportunidades entre los oferentes, a la vez que reduce los tiempos administrativos que suelen ralentizar los procesos de inversión. Una de sus metas es fomentar la reinversión de empresas que ya tienen operaciones en la provincia, generando un círculo virtuoso de crecimiento”.
Un informe oficial pone de relieve que entre las principales ventajas del modelo licitatorio se encuentran la simplificación de los procesos para la presentación y evaluación de las ofertas técnicas y económicas, y una significativa estabilidad normativa y previsibilidad fiscal para quienes resulten adjudicatarios.
Además, se han eliminado cargas extraordinarias y condiciones onerosas que en el pasado limitaban la participación del capital privado. El sistema también garantiza la integración ambiental y técnica desde la fase de evaluación, promoviendo estándares modernos de control y sostenibilidad.
Lucas Erio, director de Hidrocarburos de la Provincia, explicó a su turno el impacto económico de esta política: “El esquema continuo y flexible de licitación atrae capitales nacionales e internacionales, genera empleo calificado y aumenta la recaudación provincial por regalías, sin comprometer la sostenibilidad ambiental”. El enfoque busca maximizar el beneficio para Mendoza sin descuidar los estándares de gestión ambiental.
El procedimiento de la licitación establece un plazo de concesión de 25 años, en cumplimiento con el artículo 35 de la Ley Nacional 17.319. En cuanto a las condiciones económicas, se exige un pago inicial equivalente al 0,5% de la producción acumulada proyectada (Np) para los primeros diez años de operación, el cual podrá ser abonado en cuotas durante ese mismo período.
Petróleo y pasivos ambientales
Un punto crucial para garantizar la transparencia y la responsabilidad ambiental es el tratamiento de los pasivos preexistentes. Los pasivos ambientales identificados previamente por la Dirección de Gestión y Fiscalización Ambiental serán asumidos por las empresas originalmente responsables, conforme a los informes técnicos y dictámenes legales incorporados en el expediente de cada área.
Para participar, el valor del pliego ha sido fijado en 15.000 dólares, monto pagadero en pesos al tipo de cambio vendedor del Banco Nación. Los interesados pueden adquirir el pliego en la Dirección de Hidrocarburos de la provincia.
La Comisión de Adjudicación, encargada de la evaluación objetiva y transparente de las ofertas técnicas y económicas, está integrada por los siguientes funcionarios: el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini; el director de Hidrocarburos, Lucas Erio; el director de Gestión y Fiscalización Ambiental, Leonardo Fernández, y el director de Regalías, Jorge Domínguez. Este equipo asegura que el proceso se desarrolle en estricto alineamiento con la legislación provincial y nacional vigente.
Fuentes de la Secretaría de Energía plantearon que la Argentina en la actualidad no tiene problemas de infraestructura para evacuar la producción creciente de petróleo, a diferencia de lo que ocurre con el shale gas donde los gasoductos trabajan al límite de su capacidad.
La saturación de las posibilidades de evacuación no se reproducen en el caso del petróleo, al que las principales operadoras de Vaca Muerta están orientando su inversión inmediata, ya que “existen oleoductos a Bahía Blanca y a Chile que pueden aguantar 250.000 barriles adicionales de transporte”, explicaron desde la Secretaría.
Bajo este contexto, en el gobierno nacional confían en que “Argentina no tendrá problema de infraestructura por los próximos dos años para facilitar las exportaciones” de crudo que desde 2020 ya programan las principales operadoras.
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“Exportamos petróleo todos los meses porque somos excedentarios en el tipo de crudo denominado Escalante y lo mismo va a ocurrir con el petróleo de Vaca Muerta”, remarcaron.
En lo que respecta al oleoducto trasandino, el tramo argentino es propiedad de YPF y esta “en buenas condiciones”, mientras que del lado chileno es propiedad de Enap y requiere trabajos de recuperación.
“No es mucha la inversión que hace falta, con lo cual va a estar refaccionado para abastecer una refinería que tienen vinculada y que está prácticamente sin operación por la falta de crudo argentino como para exportar de Chile a a través de los puertos del Pacífico”, dijeron las mismas fuentes.
Presupuesto 2026, obras de infraestructura y la reducción de retenciones a los hidrocarburos convencionales se consolidaron como los temas centrales del encuentro de Torres con el nuevo ministro del Interior de la Nación y con el flamante jefe de Gabinete, en Buenos Aires. “Dejamos en claro que nuestro principal objetivo es seguir defendiendo los recursos e intereses de los chubutenses”, expresó el gobernador.
Tal como había anticipado La Opinión Austral, el gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, se reunió este viernes en Buenos Aires con el nuevo ministro del Interior de la Nación, Diego Santilli, y con el flamante jefe de Gabinete de Ministros, Manuel Adorni.
En el encuentro -desarrollado esta tarde en la Casa Rosada– se evaluó el proyecto de Presupuesto para el próximo año, la ejecución de infraestructura prioritaria y el compromiso para eliminar el esquema de retenciones aplicadas a los hidrocarburos convencionales, ratificado por parte de los funcionarios de cartera ante el titular del Ejecutivo.
En diálogo con la prensa, Torres aseguró que “el acuerdo en el que veníamos trabajando para bajar las retenciones a los hidrocarburos sigue en pie, de hecho estamos a poco tiempo de terminar la redacción y que finalmente se firme el decreto, lo cual va a ser muy positivo no solamente para nuestra provincia, sino para la Argentina”.
Y destacó que el balance de la reunión fue positivo, “principalmente por la vocación de diálogo respecto de cuestiones que son importantes para el país, donde la voz de los gobernadores es vinculante”.
En cuanto a la eliminación de las retenciones al petróleo, mencionó que será “un paso clave para exportar más, generar empleo, fortalecer la producción en la Cuenca del Golfo San Jorge y garantizar el sostenimiento de uno de los principales sectores económicos de la provincia”, puntualizando que “estamos convencidos que es el camino para generar nuevas inversiones que mantengan la actividad y sostengan los puestos de trabajo”.
Presupuesto y reforma laboral
Sobre el Presupuesto 2026, el titular del Ejecutivo planteó la necesidad de que “el país cuente con un presupuesto, el cual buscamos que sea de carácter federal y que le quite el pie de encima a la producción y al trabajo” señaló, sumando a ello que “por nuestra parte, hicimos distintas propuestas, entre ellas la eliminación de algunas asignaciones específicas”.
Torres apeló al “compromiso de todos nuestros legisladores” e instó a “unificar posiciones y salir en defensa de los recursos chubutenses”.
En relación a la reforma laboral que el Gobierno Nacional busca impulsar en el Congreso, advirtió “es necesaria una reforma en un país donde el 50% del empleo no está registrado, porque esto impacta no solo en la informalidad, sino también en uno de los sectores más vulnerables que es el de los jubilados, porque la caja se está desfinanciando” y sostuvo que “esperamos la redacción de la norma para poder analizarla”.
Por otra parte, remarcó que, durante el encuentro mantenido con Santilli y Adorni “dejamos en claro que nuestro principal objetivo es seguir defendiendo los recursos e intereses de los chubutenses y que no nos temblará la mano en gestionar lo que corresponda ante Nación”.
Indicó que en la gestión provincial “no nos hacemos los distraídos con temas que algunos podrían considerar inconvenientes; nosotros vamos de frente, nos plantamos ante quien tengamos que plantarnos y no nos dejamos pisotear la cabeza como se hizo durante muchísimos años en esta provincia”.
La compañía estadounidense se quedó con el proyecto de GNL en Mozambique y los activos en la Cuenca Pérmica de la petrolera independiente.
Chevron anunció la compra de Andarko Petroleum por u$s 33.000 millones y, de esta manera, se convirtió en la tercera compañía más importante del mundo dentro del rubro. La operación, que se realizará en parte en cash y otra parte con intercambio de acciones, es la más importante en la industria petrolera en los últimos cuatro años.
Con la adquisición de Anadarko, la compañía logró duplicar su posición en la Cuenca Pérmica, ubicada entre Texas y Nuevo México, además de conseguir una participación en un desarrollo masivo de gas natural licuado en Mozambique. En caso de concretar este último, se convertiría en el primer proyecto operativo en territorio mozambiqueño, aunque para lograrlo debe vencer en la carrera al desarrollo de su rival Exxon.
Según consignó Reuters, la operación valuó las acciones de la petrolera independiente en u$s 65, una prima del 39% teniendo en cuenta su cotización al cierre de la jornada del jueves. Para llevar a cabo la compra, Chevron emitirá 200 millones de acciones, pagará u$s 8000 millones en efectivo y asumirá u$s 15.000 millones de deuda de Anadarko; todo esto le da un valor a la compañía de u$s 50.000 millones.
A través de dos resoluciones, el Gobierno las autorizó a realizar tareas de búsqueda de hidrocarburos en dos bloques de 8341 y 7860 kilómetros cuadrados, respectivamente. Será en zonas de aguas someras desde los 200 a los 2500 metros de profundidad.
El Gobierno otorgó este jueves los permisos para realizar exploración offshore a Shell y Qatar Petroleum (QP), las dos empresas que ganaron el concurso público internacional en mayo pasado para realizar tareas de búsqueda de hidrocarburos costas afuera.
A través de dos resoluciones, la Secretaría de Gobierno de Energía les asignó los bloques denominados CAN_107 y CAN_109. Se trata de dos áreas de explotación de frontera, que se encuentran en el borde de la plataforma continental, de 8341 y 7860 kilómetros cuadrados respectivamente, y se extienden en zonas de aguas someras y profundas desde los 200 a los 2500 metros de profundidad.
En la Argentina, vale recordar, no hubo en los últimos 20 años inversiones petroleras importantes en las cuencas de la plataforma continental, argumentaron desde la Secretaría de Energía.
Los permisos, que tendrán una duración de 8 años (divididos en dos períodos de cuatro), podrán prorrogarse por otros cinco “en caso que los permisionarios de exploración hubieran cumplido con la inversión y con las restantes obligaciones a su cargo”, según se desprende del texto de la resolución.
Durante el primer período de exploración las empresas deberán realizar 11.825 unidades de trabajo comprometidas en su oferta en el área CAN_109; y 1698 en el área CAN_107. Además tendrán el derecho de obtener una concesión de explotación de los hidrocarburos que descubran dentro del perímetro establecido, y los titulares de la concesión tendrán la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos en esa área.
Áreas para explorar
La Argentina tiene más de 6.000.000 de kilómetros cuadrados dentro de su plataforma submarina, después de que, en 2017, un comité científico de la Organización de las Naciones Unidas (ONU) aprobara el reclamo argentino de ampliación en 1,8 millones km2 a los 4,2 millones km2 entonces existentes.
Esto significa que los poco más de 200.000 km2 que se licitaron para explorar eran algo más del 3% del total de la plataforma marítima.
Las áreas aptas para exploración offshore
La información sísmica previa, que suscitó el interés de las petroleras, fue trabajada por las empresas Searcher Seismic, de Australia, y Spectrum, del Reino Unido.
Las tres cuencas en cuestión están en pleno Océano Atlántico. La Cuenca Argentina Norte se ubica frente a las costas de la provincia de Buenos Aires (se extiende hasta el Límite Lateral Marítimo entre la Argentina y el Uruguay) y Río Negro, en buena parte, dentro de la Zona Económica Exclusiva, y otro par dentro del Límite de la Plataforma Continental. Se tratarán de operaciones en aguas ultra profundas, ya que las profundidades serán de hasta 4000 metros.
En la Cuenca Austral, ya hay actividades off shore, principalmente, encabezadas por la francesa Total (con su subsidiaria Total Austral y asociada a la alemana Wintershall DEA), con proyectos como el de Vega Pléyade y Carina-Fénix. Allí, habrá operaciones en aguas someras, ya que las profundidades no alcanzan los 100 metros.
Con una convocatoria que superó las expectativas, más de 120 jóvenes empresarios, emprendedores y representantes de pymes del NOA participaron del encuentro “Conectando con la Minería: Construyendo el futuro de la minería desde hoy”, realizado en el auditorio de COPAIPA.
La jornada tuvo como objetivo acercar al sector joven empresarial a las oportunidades que ofrece el desarrollo minero en Salta, fortalecer la articulación público–privada y promover una participación más activa en la cadena de valor de la industria.
El encuentro fue organizado por la Secretaría de Minería y Energía de Salta, la Comisión de Minería de UNAJE Salta, el Consejo Federal de Inversiones (CFI) y la Comisión de Minería de COPAIPA.
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Durante el encuentro se trabajó sobre tres ejes centrales. En primer lugar, se presentó el Registro Provincial de Proveedores Mineros, donde se detallaron los requisitos y procedimientos para que las empresas locales puedan integrarse de manera formal y digitalizada a la cadena de valor del sector.
Luego, el Consejo Federal de Inversiones (CFI) expuso las herramientas de financiamiento disponibles, incluyendo líneas de crédito y programas de fortalecimiento para proyectos productivos y de servicios. Finalmente, se desarrolló un espacio de networking, coordinado por Celina Caro y Claudia Herrera, que permitió a los jóvenes empresarios generar nuevos vínculos, intercambiar experiencias y establecer contactos estratégicos.
“El sector minero ofrece una gran oportunidad con proyectos activos y futuros. Formalizarse en los registros públicos de proveedores es clave para incluirse en la industria”, destacó Leonardo Walpa, director general de Asuntos Legales y Técnicos de la Secretaría de Minería y Energía.
En el mercado se especula que tras las empresas y las provincias, Nación también podría salir a colocar bonos cuando considere un nivel adecuado de tasa.
Las elecciones y los cambios en el Gabinete tuvieron su dosis fuerte de sorpresa. Lo que no sorprendió fue la reacción de los mercados que subieron y lograron récord histórico. La mejor muestra fue el riesgo país que bajó y dejó a la Argentina en las gateras de una futura colocación de bonos.
El dólar, que provocó más de un dolor de cabeza al equipo económico, parece estar en una calma inédita. El presidente Javier Milei había dicho que el peso se iba a apreciar, algo que no pasó en los últimos meses. Sin embargo, con la devaluación mensual de 1% y una inflación cercana al 2%, el peso se aprecia si el dólar no tiene movimiento.
La consultora Empiria en su último informe dice que, despejado el riesgo electoral, este escenario ofrece una oportunidad para corregir los desequilibrios económicos y políticos del esquema vigente.
¿Qué desequilibrios? En el plano económico, un esquema cambiario que no parece adecuado para acumular reservas (y así bajar el riesgo país para renovar los vencimientos de deuda) y atraer inversión para recobrar el crecimiento perdido.
El régimen de banda formalmente vigente desde abril mutó en la práctica a uno de crawl como el que existía hasta marzo: el piso ya es irrelevante y la paridad oficial oscila próxima al techo nominal, que se mueve al 1% mensual y continuará bajando en términos reales mientras la inflación se mantenga en torno al 2%.
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En el plano político, la duplicación del músculo parlamentario oficialista (1/3 de Diputados y 1/4 de Senadores) no será suficiente para aprobar reformas estructurales (consolidación fiscal por presupuesto, laboral, impositiva y federal) que mejoren la competitividad sin exigir todo el trabajo a la paridad cambiaria, aunque la victoria electoral actúa como centro de gravedad para atraer legisladores y gobernadores de otros signos políticos para llevar a la práctica las reformas del Pacto de Mayo.
Pero más allá del pedido del Fondo Monetario Internacional (FMI) y de la opinión de analistas y economistas, el Gobierno no dio indicios de que va a comprar dólares.
En el mercado, en cambio, especulan que tal vez el momento para incrementar las reservas sea a partir de un proceso vinculado a una baja mayor del riesgo país. El Gobierno y las empresas están esperando que eso suceda. Cuando pase, más empresas saldrán a emitir Obligaciones Negociables (ON). Luego, las provincias tratarán de salir a los mercados. El Gobierno nacional no se piensa quedar atrás y también va a emitir deuda cuando considere un nivel adecuado de tasa.
A la hora de ganar mercados y mejorar la balanza exterior, todas las expectativas están puestas en el flamante Canciller. Es que Pablo Quirno no es un diplomático de carrera, pero sí un economista que tendrá como misión, entre otras cosas, que la Argentina incremente sus ventas externas con diferentes acuerdos comerciales.
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La otra pata que busca el Gobierno son las inversiones directas. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) seguirá tratando de ser un imán para sectores como la minería. Vaca Muerta tiene su propia dinámica y las futuras privatizaciones también figuran dentro del esquema de la llegada de dólares frescos.
En este contexto, hay una empresa que mostró interés por una privatización en particular: el Belgrano Cargas. La empresa interesada se llama Grupo México, que opera el ferrocarril más grande de México, el más grande de Florida en Estados Unidos y también en ese país están por abrir una línea férrea en Texas. El socio de Grupo México es Union Pacific, el ferrocarril de carga más grande del mundo. La inversión que promete es tentadora: US$ 3.000 millones.
El desafío para la Argentina no es menor. A la hora de atraer inversiones, el país no sólo tiene la competencia de países similares, se le suma la desconfianza que tienen los empresarios sobre la economía mundial.
La producción alcanzó los 170.000 barriles diarios y llegó a 190.000 en octubre. La empresa atribuyó el resultado a mejoras operativas y a la expansión del shale.
La petrolera YPF logró aumentar un 21% sus ganancias en el tercer trimestre del año, al alcanzar los 1.357 millones de dólares.Ese fue el resultado de su EBITDA (ganancias antes de impuestos, intereses y amortizaciones).
La fuerte mejora fue impulsando el aumento en la producción de shale oil y la reducción de casi 30% en los costos de extracción.
De esta forma, YPF cerró el tercer trimestre de 2025 con resultados operativos y financieros en alza, impulsados por el crecimiento de la producción no convencional en Vaca Muerta, la mejora en la eficiencia de sus operaciones y la continuidad del Plan 4×4, la estrategia integral para el desarrollo del shale y de los grandes proyectos de infraestructura energética.
Llegó a una producción de 170 mil barriles diarios, lo que significó un incremento interanual del 43%, incluso luego de la venta del 49% de la participación en el bloque Aguada del Chañar.
En octubre, la producción continuó creciendo hasta alcanzar los 190.000 barriles diarios, cifra que permitió cumplir de manera anticipada la meta inicialmente prevista para fin de año.
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La empresa destacó que el shale oil ya representa el 70% de la producción total de petróleo, lo que compensó la salida progresiva de los campos maduros.
“Esta estrategia, que combina el aumento de la producción shale y la salida de los campos maduros, permitió mejorar los costos y el EBITDA en aproximadamente 1.300 millones de dólares anuales respecto de hace dos años”, señaló la compañía.
Durante el trimestre, YPF marcó hitos operativos dentro de su programa de desarrollos no convencionales. La empresa completó el pozo más largo perforado hasta la fecha en Vaca Muerta, con una longitud total de 8.200 metros. Además, a comienzos de octubre, perforó un pozo de casi 6.000 metros en solo 11 días, lo que refleja un incremento en la velocidad de ejecución y en la adopción de procesos de automatización y estandarización.
Las inversiones totales del trimestre ascendieron a USD 1.017 millones, de los cuales el 70% se destinó a proyectos shale.
El gobierno provincial y el sector minero apuestan a reactivar la producción de arenas silíceas para el fracking ante el crecimiento proyectado de Vaca Muerta en 2026. Tras la caída de la demanda y el cierre de plantas locales, las canteras rionegrinas se preparan para volver a abastecer el boom energético.
El impacto de las decisiones empresariales y la caída de la demanda
Durante los años de mayor actividad, las arenas extraídas en Río Negro representaron cerca del 40% del agente sostén utilizado en los pozos de Vaca Muerta. Sin embargo, la decisión de YPF de priorizar el uso de material proveniente de Entre Ríos —por su mayor durabilidad en el proceso de fractura hidráulica— golpeó fuertemente al sector provincial.
A ello se sumó la crisis financiera de NRG, la empresa con base en Allen que fue clave en la cadena de suministro, y la reciente decisión de Vista Energy de trasladar su planta Aluvional desde General Enrique Godoy (Regina) a Neuquén. Ese cambio, argumentaron, busca optimizar la logística y mejorar la eficiencia en el abastecimiento de arenas a los yacimientos.
Producción y logística: el potencial que mantiene viva la expectativa
Pese a los retrocesos, en el área de Minería de Río Negro aseguran que existen canteras listas para retomar la producción cuando el mercado lo demande. El secretario de Minería, Joaquín Aberastain Oro, remarcó que las arenas locales “cumplen con las normas ISO y API, y tienen todas las características necesarias para su uso en fracking”.
Según explicó, el crecimiento de Vaca Muerta y la puesta en marcha de obras estratégicas como el Oleoducto Vaca Muerta Sur o los futuros gasoductos de exportación de GNL en la costa rionegrina harán que la demanda de arenas vuelva a dispararse en los próximos años. “La logística jugará a favor de nuestras arenas, que están más cerca de los pozos y de las rutas de transporte”, aseguró el funcionario.
Una demanda técnica y sostenida en cada pozo de shale
La magnitud de las necesidades que genera la fractura hidráulica es significativa: cada etapa de fractura puede requerir unas 300 toneladas de arena, y un pozo promedio tiene entre 45 y 50 etapas. En total, eso equivale a entre 10.000 y 15.000 toneladas por pozo.
Por eso, los actores del sector anticipan que la expansión prevista para 2026 —cuando comiencen a operar nuevas infraestructuras de transporte y exportación— abrirá un nuevo ciclo de demanda que requerirá sumar proveedores de distintas provincias.
El desafío: diversificar el origen y mejorar la logística
Aberastain Oro destacó que, ante el salto productivo proyectado, será necesario “blendear las arenas”, combinando materiales de diferentes orígenes para satisfacer la demanda y optimizar la logística. “Río Negro, Chubut y Entre Ríos tendrán que aportar sus recursos; no habrá espacio para elegir una sola procedencia”, afirmó.
En ese contexto, el funcionario sostuvo que Río Negro “seguirá siendo uno de los líderes en producción”, convencido de que la cercanía geográfica y la infraestructura minera instalada permitirán una rápida reactivación cuando Vaca Muerta alcance su próxima fase de expansión.
Asia ha sido un impulsor de la demanda mundial de gas natural licuado durante muchos años. Los países de rápido crecimiento consumen energía a un ritmo mayor.
Sin embargo, este año se ha visto este cambio. La demanda de GNL en Asia se está debilitando. Pero la demanda europea de GNL está creciendo significativamente. Más que compensar las debilidades de Asia. Esto a pesar de los planes para reducir el consumo total de hidrocarburos.
Las importaciones de GNL a Asia el mes pasado ascendieron a 22,84 millones de toneladas, según datos de Kpler. referirse a Como muestra Clyde Russell de Reuters, esta cifra es ligeramente superior a la de septiembre. Pero es notablemente inferior a octubre de 2024. Importó 24,39 millones de toneladas en los primeros diez meses del año.
Las importaciones asiáticas de gas licuado cayeron más de 14 millones de toneladas por año a 225,8 millones de toneladas. Russell sugiere que China es uno de los impulsores de esta tendencia. Las reservas para importaciones interanuales de GNL han disminuido todos los meses desde noviembre de 2024.
Mientras tanto, los importadores asiáticos de energía frenan las compras de gas licuado. Los compradores europeos están aumentando sus pedidos, según muestran los datos de Kpler, en los primeros 10 meses del año. Europa importó 101,38 millones de toneladas de combustible, 16,75 millones de toneladas más de lo que importó Europa el año pasado, a pesar de que los líderes de la UE se jactaban de recortes permanentes en el uso de gas natural del bloque. No sólo de Rusia, sino en general.
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Es este aumento en las compras de GNL en Europa lo que podría afectar la demanda del combustible ultrafrío en Asia. Aunque está creciendo más rápido que Europa en su conjunto. Pero las economías asiáticas son más sensibles al precio de las importaciones de energía.
La creciente demanda de GNL de Europa a menudo impone un sobreprecio a los importadores asiáticos más pobres. Aunque existe el argumento de que a Europa le resulta cada vez más difícil pagar sus propias importaciones de energía. Esto se debe a que está ampliando su alcance para apoyar la transición energética lejos del petróleo y el gas. y acelerar el desarrollo de capacidades militares que requieren energía barata para tener éxito.
En otras palabras, Europa se ha convertido en un punto crítico para la demanda de GNL, atrayendo la atención de los productores. Sin embargo, este interés no es uniforme. Por ejemplo, el secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, pide a Europa que deje por completo de importar energía de Rusia. y el aumento de las compras estadounidenses de GNL.
De hecho, la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, firmó un acuerdo comercial con el presidente Trump, comprometiéndose a aumentar significativamente dichas compras. Exxon, uno de los mayores exportadores de GNL del mundo, ha advertido que podría tener que dejar de hacer negocios con la Unión Europea.
Esto es a menos que una nueva legislación tenga como objetivo obligar a las empresas internacionales a rastrear sus emisiones de gases de efecto invernadero y sus registros de derechos humanos a lo largo de sus cadenas de suministro.
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Además, Exxon no es el único grupo que amenaza con abandonar Europa. Si la empresa sigue cumpliendo con las directrices de diligencia debida en materia de sostenibilidad de la organización, Qatar, el segundo mayor exportador de GNL del mundo, podría estar a punto de dejar de vender gas a Europa. Si intenta obligar a QatarEnergy a rastrear y reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero. y monitorear la protección de los derechos humanos o arriesgarse a una multa del 5% de los ingresos globales anuales.
Mientras tanto, la UE compra cada vez más GNL, incluido el procedente de Rusia. Una agencia de transición energética centrada en la energía ha advertido que el bloque no debería comprometerse con compras de GNL a largo plazo, ya que la demanda de gas en Europa caerá una cuarta parte en los próximos 25 años.
Relacionado: Las importaciones de petróleo crudo de China aumentan a medida que fallan las compras de otras materias primas.
“Los países europeos corren el riesgo de volverse demasiado dependientes de un único proveedor si aceptan contratos a largo plazo de GNL con EE. UU. Estados Unidos suministró más de la mitad (57%) de las importaciones de GNL de Europa en la primera mitad de 2025, mientras que las entregas del país alcanzaron nuevos máximos”, dijo el Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero. Reportado A principios del mes pasado señaló que Alemania y Grecia encabezaban la lista. de la lista de proveedores únicos, abasteciendo el 94% y el 84% de su GNL, respectivamente, de los Estados Unidos en la primera mitad del año.
La victoria de La Libertad Avanza el pasado domingo en las urnas generó buenas expectativas en el rubro de los hidrocarburos. Las empresas esperan un auge de exportaciones y producción producto del avance de una serie de reformas y alivios fiscales e impositivos que podrían aprobarse en el Congreso.
La contundente victoria del partido La Libertad Avanza, liderado por el presidente Javier Milei, en las elecciones legislativas del pasado domingo 26 de octubre generó un optimismo renovado en el sector energético argentino, particularmente en Vaca Muerta, el epicentro de la producción no convencional de petróleo y gas.
Este triunfo, calificado por el mandatario como un “punto de inflexión” para sus reformas liberales, podría acelerar inversiones y desregulaciones que impacten tanto en los mercados petroleros no convencionales como en los convencionales, según analistas y expertos del sector.
El resultado electoral, donde La Libertad Avanza obtuvo una mayoría significativa en la Cámara de Diputados y el Senado, representa un espaldarazo para las políticas de Milei, quien ha priorizado la eliminación de controles de capital, la remoción de impuestos a las exportaciones y el levantamiento de topes a los precios del petróleo.
Estos cambios, implementados parcialmente durante sus primeros dos años en el cargo, resultan clave para atraer inversiones extranjeras, y ahora, con un Congreso más alineado, se espera una nueva ola de reformas que impulsen la producción energética.
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La victoria electoral podría revertir la reciente desaceleración en la actividad de perforación y fracking, que preocupó al gobierno en las últimas semanas debido a escándalos políticos y una caída en los niveles de aprobación del presidente.
Analistas prevén que las reformas catalicen un “boom” en las exportaciones de petróleo y gas, facilitando la construcción de infraestructura para exportar a mercados globales, como Brasil, donde el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, ya está promoviendo el gas de Vaca Muerta.
Expertos destacan que el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), impulsado por Milei, beneficia directamente a proyectos no convencionales al ofrecer estabilidad fiscal y regulatoria, atrayendo capitales de Estados Unidos y otros aliados.
“Esto podría desbloquear ventas futuras y atraer inversiones masivas en shale”, señala un informe reciente, aunque persisten desafíos como la volatilidad política a corto plazo.
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En el ámbito convencional, donde Argentina aún depende de yacimientos tradicionales en regiones como la Cuenca Neuquina y el Golfo San Jorge, las políticas de Milei prometen una mayor integración con el sector no convencional.
La unificación de tasas de cambio y la eliminación de restricciones a las exportaciones podrían mejorar la competitividad de estos mercados, que han sufrido por controles de precios históricos.
Aunque Vaca Muerta domina la narrativa energética, las reformas indirectamente beneficiarán a la producción convencional al fomentar un entorno de libre mercado que reduzca la inflación y estabilice la economía, con proyecciones de crecimiento hasta 2028.
El hito técnico se dio en un área de YPF y estuvo a cargo de AESA. Las maquinas operaron 154 horas en forma continua para poder poner a punto la perforación.
Esta semana Vaca Muerta marcó otro hito cuando se finalizó la completación más extensa de un pozo horizontal, ejecutado por AESA para YPF. El trabajo de puesta a punto alcanzó una extensión total de 8.340 metros, el nuevo récord en la formación shale.
El trabajo en los pozos de Vaca Muerta es más que intenso y da lugar a que se puedan contabilizar varios récords. En este caso el hito es la completación más extensa, la puesta a punto final que se dio en el pozo Soil-476 del PAD LC-335, de Loma Campana.
Este pozo ubicado en la nave insignia de YPF en el play no convencional no es el más extenso que se haya perforado en Vaca Muerta, pues ese récord lo tiene otro pozo del mismo bloque que en total mide 8.376 metros.
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El nuevo pozo es apenas más corto, pues tiene una extensión total de 8.365 metros, entre la rama vertical y la horizontal que mide 5.078 metros, es decir cinco kilómetros.
El récord alcanzado esta semana está en el trabajo de completación que fue realizado por AESA, junto a otras compañías de servicios como es el caso de la firma local Proshale. En detalle, la intervención se realizó en una sola corrida, o pasada del equipo snubbing de AESA, que es el único de su tipo que opera en el mundo fuera de Estados Unidos.
El trabajo contó con la particularidad del rotado de 84 tapones que son los que se colocan entre cada etapa de fractura para poder realizar las punciones que luego conducirán la producción.
La petrolera de bandera destacó el hito alcanzado junto a la automotriz nipona y destacó su importancia en la reducción e costos.
Tecnología y disciplina son las dos claves que llevaron a que YPF logre achicar un cuarto el tiempo que le toma realizar cada pozo de Vaca Muerta. El cambio se logró gracias a la aplicación del proyecto Toyota Well y representa un avance clave en la reducción de costos y mejora de la competitividad.
La construcción de pozos es un proceso que abarca desde la preparación inicial del terreno hasta la apertura de la primera válvula. Este hito alcanzado por YPF es el resultado directo del proyecto Toyota Well, una alianza estratégica con la automotriz japonesa Toyota que aplica el sistema de producción TPS (Toyota Production System) al desarrollo de pozos petroleros.
“Este resultado demuestra que la innovación aplicada con disciplina transforma la industria. Toyota Well nos permite producir más, mejor y más rápido”, aseguró el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín al destacar el logro.
Desde la petrolera explicaron que el proyecto, que comenzó como una prueba piloto, hoy se implementa a escala completa, con más de siete vicepresidencias involucradas y más de 250 personas trabajando en equipos integrados junto a contratistas.
En ese sentido, la referente del Toyota Well, Micaela Julieta Cecchini, explicó que “Toyota Well es una transformación cultural para YPF y para nuestros proveedores. Estamos cambiando la forma en que trabajamos, construyendo relaciones más colaborativas y eficientes”.
Los logros del Toyota Well en Vaca Muerta
Un ejemplo de los avances logrados gracias a la instrumentación del Toyota Well, YPF destacó que consiguió una reducción récord del 71% en los tiempos en la puesta en marcha de los pozos. Antes de su aplicación se tardaba 10 días en promedio a enganchar 4 pozos, pero ahora se logró hacerlo en menos de un día, un plazo sin precedentes en Argentina.
En este cambio, la puesta en marcha del Real Time Intelligence Center (RTIC) fue clave para el éxito, pues desde la operadora consideraron que aportó visibilidad operativa en tiempo real, análisis de datos y soporte técnico para la toma de decisiones ágiles.
El Directorio de la compañía energética latinoamericana desestimó por unanimidad la propuesta no solicitada de compra presentada por Parex Resources. GeoPark argumentó que la oferta no reconoce su valor real, su crecimiento proyectado ni la reciente expansión en Vaca Muerta.
La empresa energética GeoPark Limited confirmó que su Directorio rechazó de forma unánime la oferta no solicitada de adquisición presentada por la canadiense Parex Resources Inc., por un monto de U$S 9,00 por acción. La propuesta fue recibida el pasado 4 de septiembre de 2025, antes del anuncio de la adquisición transformacional de GeoPark en Vaca Muerta, en Argentina.
De acuerdo con un comunicado oficial, la compañía explicó que la propuesta de Parex fue no vinculante y condicionada a confidencialidad estricta. Sin embargo, tras un proceso de análisis exhaustivo que incluyó la consulta con asesores financieros y legales independientes, el Directorio concluyó que la oferta subvalora significativamente a la empresa y no refleja sus perspectivas de crecimiento ni su diversificación operativa.
Asimismo, GeoPark señaló que la oferta “no está alineada con los intereses de la compañía ni de sus accionistas”, y que ignora el potencial derivado de su plan estratégico, el cual proyecta un aumento del 46% en la producción y un incremento del 70% en el EBITDA ajustado para 2028, conforme a las metas presentadas en su Investor Day el pasado 21 de octubre.
Crecimiento regional y expansión en Vaca Muerta
El Directorio destacó que GeoPark se encuentra plenamente enfocada en ejecutar su plan de crecimiento disciplinado, respaldado por una sólida base financiera y un historial operativo exitoso. En ese sentido, subrayó la trayectoria del bloque Llanos 34, en Colombia, donde la empresa ha pasado de cero a más de 200 millones de barriles descubiertos en 13 años.
La compañía agregó que su reciente expansión en el yacimiento Vaca Muerta, uno de los más dinámicos del mundo, fortalece su portafolio diversificado en América Latina, aportando aproximadamente 60 millones de barriles de recursos recuperables y extendiendo la vida de sus reservas a unos diez años.
De acuerdo con GeoPark, la oferta de Parex no contempló la integración de estos activos ni su valor estratégico. Incluso, según la empresa, el CEO de Parex habría manifestado que su compañía no tiene interés en Argentina, lo que refuerza “la falta de reconocimiento del valor financiero y operativo de Vaca Muerta”.
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El CEO de GeoPark, Felipe Bayón, afirmó que la propuesta de Parex “subvalora significativamente los activos de la compañía y sus perspectivas de largo plazo”.
“GeoPark cuenta con una posición financiera sólida y un plan de crecimiento disciplinado, basado en nuestra fortaleza en Colombia y la plataforma de expansión que surge de nuestra adquisición transformacional en Vaca Muerta. Tenemos plena confianza en que nuestro plan a largo plazo generará un valor significativo para los accionistas”, señaló Bayón.
Asimismo, remarcó que aceptar la oferta de Parex en este momento privaría a los accionistas de materializar el valor completo de su inversión.
El Directorio de GeoPark reafirmó su compromiso de actuar en el mejor interés de los accionistas, y aseguró que continuará evaluando oportunidades que reflejen de manera justa el valor, la estrategia y el potencial a largo plazo de la compañía.
La petrolera estatal argentina cerrará en los próximos días el ingreso de la compañía nacional de petróleo de Abu Dabi (ADNOC) al plan Argentina LNG, el megaproyecto para exportar gas natural licuado desde Vaca Muerta.
El megaproyecto Argentina LNG, que encabeza YPF para exportar gas natural licuado (GNL) desde Vaca Muerta, sumará en los próximos días a un nuevo socio de escala global: la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dabi (ADNOC), de Emiratos Árabes Unidos.
Se trata de una de las mayores petroleras del mundo, que oficializará su incorporación durante la feria ADIPEC, el encuentro energético más importante del planeta, que se realizará en Abu Dabi desde el próximo lunes.
La novedad fue confirmada por la propia ADNOC en un contacto con la prensa internacional y luego ratificada por fuentes del sector. De concretarse, marcará la primera inversión directa de Medio Oriente en la cadena de valor del GNL argentino, consolidando una alianza estratégica que une tres continentes: América del Sur, Europa y Asia.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, viajará a Emiratos Árabes Unidos para participar del evento, donde también se espera la presencia del CEO de ADNOC, Sultan Ahmed Al Jaber, y de Claudio Descalzi, titular de la petrolera italiana Eni, que tuvo un rol central en impulsar el acuerdo.
EL ROL DE ENI Y LAS GESTIONES INTERNACIONALES
Las negociaciones para incorporar a ADNOC comenzaron a principios de 2024, a partir de la propuesta de Eni, que ya es socia de YPF en la segunda fase del proyecto Argentina LNG. La compañía italiana mantiene vínculos históricos con ADNOC, incluyendo una participación del 20% en ADNOC Refining y una alianza en proyectos offshore desde 2018.
Durante el encuentro CERAWeek 2024 en Houston, Estados Unidos, representantes de las tres petroleras —YPF, Eni y ADNOC— mantuvieron reuniones bilaterales donde definieron los lineamientos de cooperación. En esa misma instancia, YPF y Eni firmaron un memorando de entendimiento para el estudio conjunto del bloque OFF-4, en el offshore del Río de la Plata, un área bajo jurisdicción uruguaya donde la empresa argentina tiene derechos de exploración.
El acuerdo con ADNOC se firmará formalmente durante ADIPEC, y YPF buscará aprovechar el evento para avanzar también en la incorporación definitiva de Shell, con quien ya negocia desde 2023 su participación en el desarrollo conjunto de las fases 2 y 3 del plan de GNL.
EL MEGAPROYECTO EXPORTADOR DE GAS ARGENTINO
El plan Argentina LNG contempla tres fases de desarrollo, con una inversión total estimada en más de 85.000 millones de dólares y una capacidad proyectada de 18 millones de toneladas anuales (MTPA) de gas natural licuado para exportación.
La Fase 1, ya en ejecución, está liderada por el consorcio Southern Energy, integrado por Pan American Energy (PAE), Golar LNG, YPF, Pampa Energía y Harbour Energy. La decisión final de inversión (FID) se tomó por 15.000 millones de dólares y prevé el inicio de exportaciones desde la costa rionegrina en 2027, con un volumen inicial de 6 MTPA.
Las fases 2 y 3, donde se integran YPF, Eni, Shell y ahora ADNOC, contemplan la ampliación de la capacidad hasta 18 MTPA mediante dos unidades flotantes de licuefacción y la construcción de un gasoducto desde Vaca Muerta hasta Fuerte Argentino (Río Negro). Además, se analizan acuerdos con comercializadores globales —entre ellos, ExxonMobil— para garantizar contratos de venta a largo plazo.
UN PUNTO DE INFLEXIÓN PARA VACA MUERTA Y EL GNL ARGENTINO
La llegada de ADNOC representa un salto geopolítico y económico para Argentina, al vincular el desarrollo energético de Vaca Muerta con los principales mercados del mundo. La compañía árabe, que produce más de 4 millones de barriles equivalentes por día, aportará capital, tecnología y acceso a redes comerciales de Asia y Europa, consolidando el perfil exportador del país.
El gobernador Rolando Figueroa felicitó al canciller Quirno por su designación y confirmó que viajará esta semana al vecino país para avanzar en la exportación del gas de Vaca Muerta, promocionar el turismo y los productos neuquinos.
Antes de emprender el viaje a Brasil para mantener reuniones y promocionar los recursos energéticos, turísticos y productivos que genera la provincia, el gobernador Rolando Figueroa se reunió hoy con el nuevo ministro de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto de la República Argentina, Pablo Quirno, recientemente designado en ese cargo y le ratificó la intención de abastecer con gas neuquino al sur del vecino país.
“Neuquén es hoy reconocida en el mundo por su enorme potencial energético. Tenemos por delante el desafío de llevar nuestra energía al mundo y convertir ese desarrollo en mejores condiciones de vida para nuestra provincia y para todo el país”, afirmó el gobernador tras el encuentro en Buenos Aires.
A tal fin informó que viajará a Brasil para promocionar los recursos energéticos, turísticos y productivos que genera la provincia y que pueden ser atractivos para el vecino país tal es el caso del gas neuquino, los destinos de invierno y productos patagónicos de calidad como los vinos que se elaboran en Neuquén.
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“Tenemos una jornada importante de Neuquén en Brasil”, dijo el mandatario. Agregó que habrá “reuniones para poder trabajar en la colocación de las moléculas de gas en Brasil, es el gran comprador de manera regional” y otros encuentros “también vinculados al consumo de nuestros productos, al turismo y al gas y petróleo”.
Explicó que “nosotros tenemos una oportunidad ya que Brasil se está quedando sin gas, sobre todo la industria de San Pablo. Estamos trabajando con un conjunto de empresarios que quieren avanzar en este sentido”.
La relación de Neuquén con Brasil se ha ido forjando a lo largo del tiempo. El gobernador ha mantenido reuniones con el presidente Luiz Inácio “Lula” da Silva donde ha quedado plasmado el rol importante que tiene el gas de Vaca Muerta para el cono sur en el proceso de transición energética. Además, Argentina y Brasil firmaron durante la Cumbre del G20 -realizado en noviembre del año pasado en Río de Janeiro- un acuerdo para acelerar la provisión del gas neuquino a las industrias brasileñas.
La intención ahora es firmar un acuerdo para que las moléculas que necesita Brasil salgan desde Vaca Muerta y lleguen a ese destino. “El ducto lo tienen que construir ellos, pero para nosotros sería una muy buena noticia tener la posibilidad de colocar 30 millones de metros cúbicos día”, reconoció.
Manantiales Behr, el mayor yacimiento de crudo pesado que conserva la petrolera estatal, desató una puja de cientos de millones. Cuáles son las interesadas.
Una de las joyas del negocio convencional de YPF está en la mira de cuatro importantes actores del sector petrolero. Se trata de Manantiales Behr, en Chubut, el yacimiento más grande de crudo pesado que la petrolera bajo control estatal aún conserva.
La intensa disputa se da en el marco del “Proyecto Andes”, el plan de desinversión de activos convencionales que lleva adelante la compañía presidida por Horacio Marín, enfocada en concentrar sus recursos en Vaca Muerta a partir de 2026.
Allí YPF montó su campo emblemático dentro de su portfolio convencional, y no sólo cuenta con producción de hidrocarburos, sino que montó el primer parque eólico de YPF Luz, y el primer parque de generación híbrida con la construcción de una central termoeléctrica.
Las cuatro firmas que presentaron ofertas en el proceso, gestionado por el Banco Santander, son :
CGC: Con el respaldo del holding Corporación América (Eduardo Eurnekian) y con una creciente presencia en la Cuenca del Golfo San Jorge y Vaca Muerta.
Pecom: El brazo energético del grupo Pérez Companc, que busca un salto de escala tras la reciente adquisición de otras áreas maduras de YPF.
Capsa: Un experimentado operador de campos maduros del país, que busca una sinergia operativa al ser Manantiales Behr un campo próximo a su explotación Diadema.
San Martín Energía: Un grupo creado en 2024, integrado por empresarios locales e inversores de Norteamérica, que ya había puesto precio al activo con una oferta no solicitada.
Manantiales Behr, un activo estratégico y rentable
A diferencia de otros bloques que YPF se desprende en el marco de sus desinversiones por su alta ineficiencia, Manantiales Behr es un negocio rentable y estratégico. La compañía espera recaudar al menos unos US$ 300 millones por su venta, cifra que el Grupo San Martín Energía, de forma indirecta, ya avaló con su propuesta del año pasado.
El yacimiento produce más de 4.000 metros cúbicos diarios (m3/d) de crudo Escalante, un petróleo pesado muy demandado por las refinerías locales. Manantiales Behr es un referente en la implementación de proyectos de recuperación terciaria (EOR) con inyección de polímeros.
Esta tecnología largamente testeada por YPF en los últimos años, le permitió revertir el declino natural, alcanzar su récord histórico de producción luego de más de 90 años en operación y aumentar su productividad un 40%, alcanzando los 26.000 barriles por día, de los cuales 8.000 bbl/d son por EOR.
Para los interesados, la adquisición del bloque no solo representa volumen, sino también la transferencia de tecnología y un potencial productivo aún no agotado, mientras que para la provincia asegura la continuidad de las inversiones, el empleo y los proveedores locales.
El futuro del convencional
En las últimas décadas, la producción convencional de petróleo y gas en la Argentina experimentó un declino estructural debido a la caída natural de los yacimientos, menores inversiones y mayores costos operativos. Paralelamente, el desarrollo del no convencional permitió revertir la caída general de la producción hidrocarburífera, volviendo al país excedentario en petróleo y con capacidad exportadora de gas en ciertos períodos.
No obstante, la relevancia del segmento convencional sigue siendo crucial. Aporta más del 50% del crudo necesario para el parque de refinación local, resultando indispensable para la producción de gasoil por sus características de crudo pesado.
Una inspección de la Secretaría de Trabajo confirmó que el proyecto Vaca Muerta Oil Sur cumple con la Ley 80/20 y sostiene el empleo rionegrino en una de las obras energéticas más importantes de la provincia.
La obra del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) sigue tomando forma en la zona de Chelforó y, junto con ella, crece también la participación de trabajadores rionegrinos en el desarrollo productivo provincial. Un relevamiento laboral realizado por el Gobierno de Río Negro verificó que más del 80% de la mano de obra empleada pertenece a la provincia, superando lo que exige la normativa vigente.
El operativo estuvo a cargo del área de Fiscalización de la Secretaría de Trabajo en el puesto que la empresa OPS S.R.L. mantiene sobre la Ruta Nacional 22, a la altura del kilómetro 1070. Allí se ejecutan tareas vinculadas a la construcción de tanques de almacenamiento de petróleo, infraestructura clave para el sistema de bombeo previsto en la iniciativa.
El informe confirma que 101 trabajadores integran actualmente la obra:
– 82 son rionegrinos – 19 provienen de otras provincias
Los números no solo cumplen con la Ley Provincial 5804, conocida como Ley 80/20, sino que la superan, reforzando la prioridad por el empleo local y registrado. Durante la inspección también se revisaron las condiciones de higiene y seguridad, así como la documentación laboral correspondiente.
Una obra estratégica que ya va por la mitad
VMOS se encuentra en la etapa 3 de 6, con avances en la instalación de cañerías para el sistema de transporte de crudo. Según el cronograma oficial, los trabajos deberían finalizar el 5 de mayo de 2026, sumando capacidad logística a la producción de Vaca Muerta y consolidando la posición energética de Río Negro.
La firma es la mayor productora de hidrocarburos de Argentina y cuenta con activos por US$ 29.015 millones.
Argentina reafirmó este miércoles ante la Corte de Apelaciones de Nueva York que la jurisdicción para resolver el litigio por la nacionalización de la petrolera YPF no es Estados Unidos sino el propio país.
En los alegatos orales del proceso que se lleva adelante en la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de los Estados Unidos, la defensa argumentó que los tribunales estadounidenses no deben intervenir en casos que corresponden a otras jurisdicciones.
La posición de Argentina en el litigio por YPF
La nacionalización de la firma fue dispuesta por la administración de Cristina Fernández de Kirchner (2007-2015) y aprobada por el Parlamento argentino en 2012, que mediante una ley avaló que el Estado se quedara con el 51% de la petrolera que estaba en manos de la española Repsol.
El caso en los tribunales de Nueva York se inició en 2015, cuando la firma inglesa Burford Capital y la estadounidense Eton Park impulsaron una demanda tras adquirir los derechos de litigio de dos sociedades constituidas en España y que quebraron: Petersen Energía Inversora y Petersen Energía.
Esas dos sociedades antiguamente habían pertenecido al grupo argentino Petersen -de la familia Eskenazi-, que tenía una participación accionarial del 25% en YPF al momento de la nacionalización de la petrolera.
Burford Capital y Eton Park reclamaron en el juicio millonarias compensaciones alegando que el Estado argentino debió lanzar una oferta pública de adquisición por el resto de las acciones que no pertenecían a Repsol.
En 2023, la jueza superior del distrito de Nueva York, Loretta Preska, falló a su favor y condenó al Estado argentino a pagarles 16.100 millones de dólares, suma que, con intereses, es hoy de unos 18.000 millones de dólares.
En junio pasado, Preska ordenó a Argentina ceder a las firmas litigantes su participación del 51 % en la petrolera, medida también apelada por el país suramericano.
Los argumentos del Gobierno
Según informó la Procuración del Tesoro de Argentina en un comunicado, en la audiencia de este miércoles Argentina señaló que Petersen adquirió su participación en YPF “en transacciones privadas realizadas en España con Repsol, rodeadas de serias sospechas de corrupción” y era “plenamente consciente de que cualquier controversia relativa a la aplicación del estatuto de YPF debía resolverse conforme a la ley argentina y ante los tribunales argentinos”.
De acuerdo al comunicado, Burford Capital, que compró los derechos de litigio a Petersen por 15 millones de euros, pretende ahora, utilizando los tribunales estadounidenses, obtener una “ganancia extraordinaria”.
Según Argentina, el fondo de inversión pretende, además, obstaculizar los “esfuerzos” del país para volver a los mercados internacionales de capital.
En su comunicado, el cuerpo de abogados del Estado nacional agradeció el apoyo de varios países -entre ellos, Estados Unidos- que presentaron escritos ante el tribunal estadounidense en favor de la posición jurídica argentina.
El presidente del Grupo K & K de Emiratos Árabes Unidos, Tajeddine Seif, anunció una inversión para exportar energía limpia a Italia. Su expectativa con el presidente Javier Milei: “Tiene que continuar con su visión, en la Argentina va a estar todo bien”.
El Grupo K & K de Emiratos Árabes Unidos selló un acuerdo estratégico con el gobierno de Egipto para la generación y exportación de electricidad renovable hacia Italia, con un megaproyecto energético valuado en USD 20 mil millones. Quién estuvo detrás de la inversión es el presidente del Consejo de Administración, doctor Tajeddine Seif, un relevante empresario emiratí que admira a Diego Maradona y al Papa Francisco.
“Es un proyecto estratégico muy grande para la interconexión eléctrica. Se genera electricidad de fuentes renovables, principalmente solar y eólica y se transporta a Italia a través de cables submarinos de alta tensión”, señaló el inversor,
Según detalló Seif, la iniciativa se firmó la semana pasada y está valuada en 20 mil millones de dólares, e involucra compañías globales como Siemens Energy, CSI y Prysmian. “Son empresas muy conocidas, seguro que están en la Argentina también. Este proyecto es parte de nuestra visión para conectar Medio Oriente y Europa mediante una red de energía limpia y sostenible”, consideró, en diálogo con el periodista Eduardo Feinmann por A24.
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Seif recordó que “Egipto es uno de los principales países de energía eólica y solar”, y abordó la colaboración de su grupo con el Ministerio de Energía e Infraestructura de Emiratos Árabes Unidos en una iniciativa global. “Como ustedes saben, hace 15 años, los ingresos de Emiratos provenían en 90% del petróleo. Pero ahora solamente el 40% proviene del petróleo. Creo que dentro de 10 años va a ser cero”, sostuvo.
Y continuó: “Todo el mundo sabe lo que ocurrió durante la COP28 en Dubái y el acuerdo histórico que se firmó aquí. Creo que cuando nuestro presidente creó el Terra Fund con USD35.000 millones de dólares, y ahora tiene más de USD200.000 millones, simplemente lo creó para brindar apoyo a los proyectos de energías renovables. Entonces, pienso que va a salir del mercado del petróleo en 15 años como máximo. Esos son los planes de Emiratos”.
La relación con Diego Maradona y el Papa Francisco
En cuanto a su relación con Argentina, Seif expresó un aprecio personal y profesional especial, destacando la historia compartida con figuras emblemáticas como el excapitán y DT de la Selección Argentina, Diego Maradona. “Es mi querido amigo, lo extraño tanto. Era el número uno, nadie lo va a reemplazar. Trabajábamos juntos cuando nosotros adquirimos un club de fútbol en Europa, Dinamo Brest. Yo era presidente y él era el jefe de los técnicos”, recordó con emoción.
“Maradona es un ángel. Pero la gente que lo rodeaba eran diablos. No sé qué me va a pasar a mí por decir esto, si no van a estar contentos o no, pero bueno, esa es la verdad. Él era más de que un hermano, era como de la familia. Teníamos una amistad muy cercana”, completó.
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Su cercanía con el país también lo vincula con el Papa Francisco. “Trabajé muy de cerca con él y también lo extrañamos. Todo el planeta extraña al Papa. Yo era enviado especial por la Paz, y trabajaba arduamente durante muchos años con un muy bajo perfil. Así que hicimos muchísimas cosas, no solamente yo, éramos un equipo grande”, rememoró.
Respecto al clima de negocios en Argentina, Seif consideró que las condiciones han mejorado notablemente para la inversión extranjera. “Hace cinco o seis años, las condiciones y las reglas eran demasiado difíciles para invertir ahí”, admitió. Desde su perspectiva, se mostró afín con la gestión del presidente Javier Milei. “Con las nuevas reglas y condiciones, cualquier inversor puede invertir, puede recuperar el dinero, exportar los productos y trabajar bien. Esto es lo que me explicó el ministro de Relaciones Exteriores”, dijo, en referencia al excanciller Gerardo Werthein.
Seif expresó que su grupo observa con atención el mercado argentino y tiene planes de ampliar sus vínculos: “Planeaba viajar a la Argentina y El Salvador también. Es uno de los países con los que nosotros operamos también y lo voy a visitar pronto”.
La actividad en Vaca Muerta, el yacimiento no convencional clave de la Argentina, se prepara para un salto significativo en 2026. De acuerdo con un informe que proyecta el nivel de fracturas para el próximo año, la formación superaría las 28.000 etapas de punción, lo que representa un incremento interanual del 22% en la intensidad operativa del shale.
El dato, que consolida la tendencia expansiva del sector, fue revelado por Luciano Fucello, actual Country Manager en NCS Multistage y un referente en el análisis de la cuenca neuquina. La proyección para el próximo año asciende a 28.040 etapas de fractura, marcando un compromiso de inversión sin precedentes por parte de las principales operadoras.
Las estadísticas de fractura en Vaca Muerta son cruciales porque indican el nivel de inversión y la actividad productiva en la formación.Un mayor número de fracturas se traduce directamente en más producción de petróleo y gas, impactando en la balanza comercial y la posición de Argentina en el mercado energético internacional.
Para este año la proyección inicial era llegar a las 24.000 etapas con un crecimiento del 35% respecto al año pasado, pero la volatilidad del mercado y la baja de precios internacionales afectó el dinamismo de la industria y esa cifra se revisó a la baja. Pero YPF acaba de sumar 6 pads adicionales para el ultimo trimestre, lo que significará un boost de 1500 etapas, que compensa la caida generalizada.
YPF lidera el mapa de fracking
Las estimaciones para 2026 reafirman la posición dominante de YPF en la cuenca, que prevé realizar casi la mitad de las operaciones totales con 13.600 etapas de fractura. Esta cifra establece una distancia considerable con sus competidores y subraya el rol de la petrolera de mayoría estatal como el principal impulsor de la curva de fracturas en la zona.
El resto del mapa operativo se distribuye con Vista proyectando 3.100 etapas, Tecpetrol con 2.400, y Shell con una previsión de 1.500 punciones. Otras compañías con participaciones significativas incluyen PAE (1.300 etapas), Pampa Energía (1.600) y Pluspetrol que, considerando su actividad específica en la Cuenca Neuquina, sumaría unas 2.500 etapas (800 más 1.700).
El listado de la actividad proyectada para 2026 también contempla la participación de Phoenix (840), Chevron (600), TotalEnergies (400) y Capex (200), completando el total de 28.040 etapas de fractura estimadas.
Esta curva de fracturas es el principal termómetro del nivel de inversión y la intensidad de la actividad de completación de pozos, reflejando el compromiso sostenido de las empresas con el desarrollo no convencional.
Vaca Muerta entre la aceleración y la volatilidad
La previsión de un crecimiento del 22% se inscribe en un año 2025 que ya ha marcado hitos históricos para Vaca Muerta, a pesar de la inherente volatilidad mensual del sector.
La formación consolidó su expansión al superar en septiembre de 2025 la marca total de etapas de fractura de todo 2024 en apenas los primeros nueve meses. La acumulación anual alcanzó las 18.263 etapas hasta septiembre, sobrepasando las 17.814 operaciones realizadas en todo el año 2024. El promedio mensual de 2025 se ubica, hasta ahora, en 2.029 etapas.
Pese a este logro, la actividad de fracking en septiembre mostró una contracción. Según los datos relevados por Fucello se contabilizaron 1.831 etapas de fractura, lo que significó una baja del 15,3% respecto a agosto. No obstante, es un nivel relevante para la serie histórica, marcando un salto interanual del 30% en comparación con las 1.403 fracturas de septiembre de 2024.
El dinamismo de la actividad ha sido constante, con una fuerte aceleración en el segundo trimestre: mayo se consolidó como el mes récord con 2.588 punciones, seguido por el hito de agosto.
El rol de las empresas de servicios
El liderazgo de las operadoras se ve reflejado en el comportamiento de las empresas de servicio, un segmento que muestra una alta concentración. En septiembre, YPF aportó el 63% de la actividad total del mes con 1.147 punciones. El ranking de actividad se completó con Pluspetrol (280 etapas, 15% del total), Vista Energy (150 fracturas, 8%) y Phoenix Global Resources (96 etapas).
La candidata a senadora de Juntos Defendemos Río Negro detalló el impacto económico, laboral y territorial del megaproyecto de Gas Natural Licuado, que demandará una inversión de US$ 20.000 millones.
En el marco del reciente acuerdo entre YPF y la empresa italiana Eni para el desarrollo del proyecto Argentina LNG, la ex secretaria de Energía y actual candidata a senadora por Juntos Defendemos Río Negro, Andrea Confini, aseguró que la iniciativa «refundará la provincia» y la convertirá en un «jugador estratégico» en el mercado energético mundial.
Confini destacó que el megaproyecto, que demandará una inversión de 20.000 millones de dólares –la más grande en la historia de la provincia–, reestructurará la matriz productiva rionegrina. «Realmente estamos refundando la provincia. Se va a empezar a notar en 2030, cuando empecemos a exportar gas y pasaremos a ser el quinto punto de exportación de gas a nivel mundial», afirmó.
Impacto laboral y económico
La candidata hizo hincapié en el significativo impacto laboral que generará la obra. Mencionó la creación de «más de 3.000 puestos de trabajo en el oleoducto, más 180 puestos en la mina de Calcatreu», lo que generará un «dinamismo no solo en las familias empleadas sino en el resto de la comunidad».
Para garantizar la participación local, Confini recordó que se sancionaron leyes de mano de obra local (con un esquema 80% de trabajadores rionegrinos y 20% de fuera) y el «Compre Rionegrino», que establece que el 60% de las compras o proveedores deben ser de la provincia.
Una ubicación estratégica y un mercado cambiante
Confini contextualizó la importancia geopolítica del proyecto, señalando que la ubicación de la costa rionegrina es «favorable para Europa, Asia y la India». Argumentó que el mundo necesita este gas debido al cambio en la configuración de la demanda tras la guerra entre Rusia y Ucrania, y por el creciente consumo energético de industrias como la Inteligencia Artificial.
«El gran desafío es modificar la matriz energética que todavía consume mucho carbón. El mundo va para ese lado y nos vamos a convertir en un jugador estratégico. En el mundo hay 4 barcos estratégicos de GNL y nosotros vamos a construir cuatro», precisó.
Cronograma y planificación territorial
Respecto a los plazos, la candidata delineó un cronograma claro: las exportaciones de petróleo comenzarán en 2026, seguidas del primer barco de gas en 2028. A partir de 2030, se alcanzará el pico de producción con «grandes barcos que exportarán 12 millones de toneladas de gas por año».
El próximo 20 de octubre de 2025, la Argentina–Texas Chamber of Commerce (ATCC) realizará una nueva edición de su seminario internacional titulado “Vaca Muerta: Unlocking Value Across the Energy Chain”, en el Petroleum Club of Midland, Texas. El encuentro reunirá a líderes del sector energético, inversores, ejecutivos y funcionarios para analizar las oportunidades que ofrece la formación neuquina en el contexto global de la transición energética.
El evento se desarrollará de 14:00 a 18:00 horas e incluirá una conversación en profundidad sobre el estado actual de Vaca Muerta, las necesidades de inversión, el desarrollo de la cadena de valor y las lecciones aprendidas del Permian Basin, la cuenca texana considerada el mayor referente mundial en producción de shale oil.
Entre los temas principales se abordarán los desafíos de infraestructura, la competitividad operativa, las políticas de atracción de inversiones y las oportunidades para el fortalecimiento del intercambio comercial y tecnológico entre Argentina y Estados Unidos.
El panel estará moderado por Ariel Bosio y contará con la participación de destacados referentes de la industria como Marcelo Gioffré, Guillermo Murphy, Hernán Andonegui y Santiago Chain, quienes expondrán sobre la integración energética entre ambos países y el potencial de colaboración en áreas de innovación, servicios y logística.
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La Argentina–Texas Chamber of Commerce destacó que este segundo seminario forma parte de un programa de cooperación que busca potenciar la presencia de empresas argentinas en el mercado norteamericano y facilitar el acceso a capital, tecnología y conocimiento para el desarrollo sostenible de Vaca Muerta.
“El desarrollo de la cadena de suministro y la excelencia operativa son claves para liberar el valor a largo plazo del shale argentino”, señalaron los organizadores, remarcando que el intercambio con Texas —cuna del modelo shale moderno— puede acelerar la curva de aprendizaje y atraer inversiones hacia la Patagonia.
El encuentro culminará con un cóctel de networking exclusivo, diseñado para promover el diálogo entre decisores estratégicos del ámbito público y privado, en un ambiente propicio para generar acuerdos comerciales y alianzas tecnológicas.
El evento cuenta con el apoyo institucional del Consulado General Argentino en Houston, la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional, y la participación de empresas líderes como Tecpetrol, Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, San Antonio Internacional, Caterpillar, Duralitte Group, AXION Lift, AFEX Fire Suppression Systems y Flowco Inc., entre muchas otras.
Asimismo, colaboran instituciones académicas como The University of Texas at Austin y la University of Houston, junto al GAPP (Grupo Argentino de Proveedores Petroleros), consolidando un ecosistema de intercambio de conocimientos y experiencias entre los dos polos energéticos más dinámicos del continente.
Tras la finalización del reporte técnico y la actualización de reservas y recursos minerales, comienza la producción comercial en la mina Casposo, ubicada en el departamento Calingasta.
La minera Austral Gold, de capitales argentinos, anunció el inicio de la producción comercial en la mina Casposo, ubicada en el departamento Calingasta. El proyecto retoma su actividad tras la finalización del reporte técnico y la actualización de reservas y recursos minerales.
Con esta reactivación, Austral Gold suma dos operaciones activas: La mina Casposo en Argentina y la mina Guanaco en Chile.
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Según el comunicado oficial, Casposo cuenta con reservas estimadas en 80.000 onzas de oro y 3 millones de onzas de plata. Para el cuarto trimestre de 2025, se proyecta una producción de entre 4.000 y 6.000 onzas de oro equivalente.
“Nos complace anunciar el reinicio de las operaciones en Casposo, un hito importante para la empresa, ya que ampliamos nuestra base de producción junto con las operaciones mineras existentes en Guanaco”, expresó José Bordogna, CFO de Austral Gold.
La puesta en marcha del proyecto también generó un impacto positivo en el empleo, con 116 trabajadores directos y alrededor de 100 puestos indirectos, marcando el inicio de una nueva etapa para la minería en Argentina.
El documento técnico de la empresa indica que el caso base del proyecto Casposo contempla una vida útil de aproximadamente seis años, trabajando con mineral propio.
En el Coloquio de IDEA, el CEO de YPF destacó el potencial del acuerdo con ENI para exportar GNL desde Río Negro, proyectó U$S 15.000 millones hacia 2045 y reafirmó que la petrolera estatal apunta a competir con grandes jugadores.
En una de las exposiciones más esperadas del Coloquio de IDEA, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, trazó un ambicioso horizonte de expansión energética para el país, con foco en el gas natural licuado (GNL), las exportaciones de hidrocarburos y el reposicionamiento estratégico de la petrolera estatal en Vaca Muerta.
“Vamos a dejar la vida para lograrlo”, aseguró Marín, al proyectar que la Argentina podrá exportar más de U$S 55.000 millones en el mediano plazo. El eje de esa transformación será el acuerdo firmado recientemente con la italiana ENI para instalar plantas flotantes de licuefacción de gas en Río Negro, lo que permitirá exportar U$S 15.000 millones en GNL hacia 2045.
Marín insistió en que el GNL “no es un commodity” y consideró que las inversiones en curso ubicarán al país “entre los que tienen la energía más barata del mundo”. Aseguró que, con esta estrategia, Argentina dejaría de depender de la importación de barcos de GNL “o apenas uno o dos” en los picos invernales.
La apuesta es conquistar mercados internacionales no solo por volumen, sino también por precio competitivo, apoyado en la disponibilidad de gas no convencional de Vaca Muerta y los acuerdos estratégicos que apuntalan la infraestructura exportadora.
Vaca Muerta, el corazón del plan de crecimiento
El CEO de YPF también defendió la decisión de salir de las áreas convencionales de petróleo y gas. “Se salió de una carga muy pesada”, señaló, y dijo que esa medida permitirá a la compañía escalar su producción y alcanzar niveles similares a Shell o TotalEnergies hacia 2031.
“Tenemos 16.000 pozos para perforar solo como operadores en Vaca Muerta”, precisó Marín, quien proyectó millonarias inversiones entre 2030 y 2050 para desarrollar ese potencial.
En un giro histórico, Bolivia podría pasar de ser potencia exportadora de gas a convertirse en un corredor estratégico para el gas argentino hacia Brasil. La caída productiva, la crisis fiscal y el cambio de alianzas internacionales marcan un punto de inflexión en su rol energético regional.
A pocas horas de que las palabras de Donald Trump no dejaran dudas sobre cómo la ayuda económica estadounidense queda condicionada al resultado electoral: “Si pierde, no vamos a ser tan generosos con Argentina”.
Este balde pesado, lo incorporó dentro de un discurso en el que se mencionó en varias oportunidades a Bolivia como posible futuro socio estratégico, entre otros posibles socios, matizando un nuevo faro ideológico en la región.
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En el caso de Bolivia, los dos candidatos que se enfrentan en balotaje este domingo: Jorge “Tuto” Quiroga y Rodrigo Paz buscan estrechar relaciones con EE.UU. tras décadas de gobiernos antiestadounidenses: ya visitaron Estados Unidos, donde se reunieron con funcionarios del Gobierno de Trump, reafirmando su intención de mejorar los lazos bilaterales.
Esto representa un giro frente a los gobiernos del MAS, que estrecharon relaciones con Rusia y China y se alejaron de Washington. En este contexto, el gran tablero energético sudamericano, Bolivia atraviesa un curioso destino: de ser potencia gasífera regional a convertirse, con un dejo de ironía histórica, en simple corredor para el gas argentino rumbo a Brasil.
El reciente Informe Económico de América Latina y el Caribe del Banco Mundial augura para Bolivia un ciclo de crecimiento negativo de -0,5% en 2025, -1,1% en 2026 y -1,5% en 2027, lo que la distingue como el único país de la región que parece avanzar hacia atrás. Las encuestas otorgan a Jorge “Tuto” Quiroga una ventaja de entre 4% y 8%, aunque un llamativo 19% de votos nulos en la primera vuelta augura que el desenlace podría ser tan incierto como un pozo exploratorio.
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El trasfondo económico explica buena parte de la coyuntura. Bolivia cerró 2024 con un déficit comercial de U$S 845 millones, una cifra que contrasta con los gloriosos tiempos de 2014, cuando exportaba gas por U$S 6.011 millones y mantenía un flujo de 46,5 millones de metros cúbicos diarios.
Hoy, apenas exporta 17,6 millones, con ingresos que retroceden a niveles de 2006. La declinación natural de sus campos gasíferos y la carencia de nuevas inversiones explican este descenso que ni la retórica nacionalista ni la ingeniería contable del Banco Central pueden disimular.
El cuadro fiscal es igualmente preocupante: en 2024 el Estado administró U$S 2.339 millones en divisas y gastó U$S 2.885 millones solo en importaciones de combustibles. La ecuación, digna de un problema irresoluble, obligó a recurrir a créditos internacionales y a permitir, por primera vez desde la nacionalización de 2006, que empresas privadas importen gasolina y diésel. Una medida que hubiera horrorizado al Evo Morales de antaño, pero que el pragmatismo fiscal contemporáneo justifica con resignada eficiencia.
El impacto en Argentina
Mientras tanto, Argentina, otrora dependiente de las exportaciones bolivianas, emerge como nuevo proveedor regional gracias al gas de Vaca Muerta, concretó un hito simbólico en abril: el primer flujo de gas argentino hacia Brasil, transitando por ductos bolivianos.
Fueron apenas 2 millones de metros cúbicos diarios, pero suficientes para que se hablara de un cambio de era. Si la capacidad de transporte se optimiza, Argentina podría exportar entre 8 y 9 millones de metros cúbicos diarios en 2027, y cubrir la demanda brasileña hacia 2030 con entre 12 y 14 millones.
Ironías de la geografía: Bolivia, antaño el corazón gasífero del Cono Sur, podría volverse la arteria por donde circule la energía de sus vecinos.
Los candidatos ofrecen recetas de manual.
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Tuto Quiroga propone reformar la Constitución para eliminar el monopolio de YPFB y abrir el sector al capital privado, reduciendo el government take del 82% actual. Con ello espera reactivar la exploración y atraer inversiones, aunque los resultados, advierte, no serán inmediatos.
Rodrigo Paz, por su parte, también sugiere abrir el sector, pero sin desplazar a YPFB del centro de la escena, una suerte de capitalismo de Estado con acento tarijeño.
Sin embargo, la crítica escasez de dólares y la desconfianza inversora hacen que ambas propuestas suenen, por ahora, a buenas intenciones con poco combustible.
En suma, el futuro gasífero boliviano se debate entre la nostalgia del pasado y la tentación del rol de mediador regional. Si el nuevo gobierno logra estabilizar las finanzas y dotar de certidumbre jurídica al sector, podría incluso capitalizar su ubicación geográfica para cobrar peajes por el gas argentino.
La provincia de Córdoba busca posicionarse al frente de una nueva era del Gas Natural Comprimido (GNC), un combustible con 40 años de historia en el país, que no solo posee un desarrollo tecnológico que exporta, sino que ahora puede sumar todo el potencial del recurso de Vaca Muerta para ofrecer al transporte un insumo más sustentable y económico.
En ese camino, la provincia lanzó la Comunidad Nodo para el Desarrollo del GNC y el Biogás, una iniciativa junto con empresarios, técnicos, fabricantes y representantes del Enargas, en lo que fue definido como el puntapié de la segunda revolución del GNC en Argentina. El objetivo es trasladar el potencial gasífero de Vaca Muerta al transporte, las estaciones de servicio y la movilidad urbana e interurbana.
En el encuentro se destacó que en Córdoba el precio del GNC se ubica entre los más bajos del país, con un valor de entre 550 y 650 pesos por metro cúbico, lo que representa una reducción de 80 pesos interanual, según datos de la cámara del sector. Esta baja, se explicó, responde a una mayor producción de gas —especialmente desde Vaca Muerta— y a un mercado de libre competencia que permite flexibilidad en los precios.
Alternativa económica y ecológica
En un escenario donde los combustibles líquidos registran alzas mensuales, el GNC se posiciona como una alternativa económica y ecológica, con ahorros de hasta el 80% en costos operativos para vehículos convertidos.
La iniciativa de fortalecer a la provincia como un nodo de desarrollo sectorial está en línea con la política que impulsa el Enargas, de fomentar el uso de este combustible a través de la conformación de corredores de rutas y autopistas que vinculan las estaciones de GNC disponibles para la carga del transporte pesado y del transporte público de pasajeros en todo el país.
Argentina, con su propio camino de diversificación energética, tiene la oportunidad de diseñar un modelo adaptado a su territorio y recursos, que promueva la producción, el empleo y la competitividad, reduciendo el impacto ambiental y fortaleciendo las economías regionales, pero que a la vez aproveche la productividad gasífera de la Cuenca Neuquina, como ocurrió décadas atrás con la primera revolución montada sobre el yacimiento Loma de La Lata.
La infraestructura
Uno de los ejes centrales de la presentación fue el análisis de la infraestructura necesaria para garantizar el crecimiento sostenido del uso de gas natural vehicular, mediante la expansión de redes de distribución, los avances tecnológicos en equipamientos y la importancia de fomentar la producción local de componentes para reducir costos y aumentar la competitividad.
Representantes del sector público y privado debatieron sobre políticas de incentivo, innovación en movilidad y estándares de seguridad. También se presentaron experiencias empresariales vinculadas a la conversión de flotas, el uso de biometano en transporte pesado y la incorporación de tecnologías híbridas.
El GNC, junto con los biocombustibles, representa una alternativa realista, competitiva y sostenible para avanzar hacia un sistema energético más limpio y accesible, aprovechando las capacidades industriales y tecnológicas de la provincia. Córdoba viene invirtiendo en infraestructura gasífera, lo que le permite hoy disponer de una amplia red de distribución, capaz de acompañar la expansión de la movilidad a GNC y biometano.
“Si no consumimos el gas de Vaca Muerta en los próximos diez años, perderemos todas las oportunidades”, advirtió Julio César Secondi, presidente de Transporte Automotor Municipal Sociedad del Estado (TAMSE), quien instó a “potenciar el compromiso de las empresas nacionales y del Estado” para avanzar en el transporte público a GNC.
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Por su parte, Ignacio Armendáriz, director comercial de Agrale Argentina y del Clúster Automotriz y de la Movilidad Sostenible de Córdoba (CLAUTO), anunció que la compañía finalizará para 2026 la entrega de 200 unidades de buses a GNC. “Estamos convencidos de que el GNC será una ventaja tecnológica para el país, pero necesitamos inversión e infraestructura”, subrayó.
Hoy existen unas 300 estaciones capaces de despachar GNC de alto caudal, pero “para abastecer colectivos urbanos se requiere una capacidad ocho veces mayor”. En esa línea, reveló que ya hay proyectos de surtidores especiales financiados por las propias distribuidoras, “pagando el gas a medida que se carga el colectivo”.
El encuentro mostró también avances industriales. Federico Baratella, presidente de la Cámara de Fabricantes de Equipos Completos de GNC, destacó que están implementando equipos de GNC desde origen, en conjunto con las terminales automotrices, para que los vehículos nuevos mantengan la garantía de fábrica. “Queremos replicar el éxito de los programas con Renault y Fiat para taxis y remises previos a la pandemia”, señaló.
Desde el sector energético, Ignacio Barousse sostuvo que el desarrollo del GNC puede generar hasta u$s 3.000 millones en divisas en cinco años y “reducir el déficit energético, las emisiones y los costos logísticos”, para lo cual coincidió en reclamar políticas públicas estables, incentivos fiscales y acompañamiento estatal. “Argentina es líder mundial en transporte liviano a GNC, pero las conversiones se amesetaron. Necesitamos que el gobierno nacional se ponga la camiseta del gas natural”, enfatizó Barousse.
Martín Lapenta, de AGIRA, llamó a “confiar en la tecnología nacional” y acelerar la carga de alto caudal para buses y camiones. A su turno, Juan Fracchia, de INFLEX, celebró el desarrollo de nuevos cilindros de fibra de carbono y fibra de vidrio “que modernizarán el transporte público”, mientras Juan Ojanguren, de Galileo, destacó que la tecnología argentina de GNC ya es modelo en el mundo, exportándose a más de 70 países.
Durante su exposición en el 61° Coloquio de IDEA, Andrés Cavallari, director ejecutivo de Raízen Argentina (licenciataria de la marca Shell), cuestionó con dureza la carga adicional que representan las tasas municipales aplicadas a los combustibles.
El empresario advirtió que estos tributos aumentan los costos finales y terminan impactando directamente en los consumidores. “Hay que abordar este problema de una vez por todas. Las tasas deben aplicarse con criterios claros y con contraprestación”, reclamó.
Cavallari sostuvo que en los últimos años “se generaron tasas descontroladas” y reveló que en algunos municipios se pagan hasta ocho tributos distintos sobre la misma actividad.
Provincia supervisó las condiciones laborales del proyecto minero con sede en Ingeniero Jacobacci.
La Secretaría de Trabajo de Río Negro profundiza sus esfuerzos de supervisión laboral en el el Proyecto Minero Calcatreu, ubicado cerca de Ingeniero Jacobacci, con el objetivo de asegurar el cumplimiento de normas laborales y maximizar la participación de la mano de obra local conforme a la Ley provincial correspondiente.
Desde los inicios del emprendimiento, el organismo provincial ha mantenido una presencia constante sobre el terreno, verificando que la empresa y sus contratistas respeten las exigencias en materia de higiene y seguridad laboral. Asimismo, se controla la adhesión al compromiso de incorporar personal rionegrino en al menos el 80 %, según lo establece la Ley provincial 5804.
Hasta el momento, el proyecto emplea a 180 trabajadores, distribuidos entre la empresa principal y empresas contratistas. De ese total, el 79 % corresponde a mano de obra local, mientras que el restante 21 % proviene de otras provincias.
Se anticipa que en las próximas semanas se sumarán nuevos trabajadores locales, especialmente para roles de ayudantes de cocina y otros oficios generales, luego de que superen los exámenes preocupacionales pertinentes.
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Este accionar reafirma el compromiso provincial de supervisar proyectos estratégicos, promover la minería responsable y garantizar condiciones de empleo digno.
Uno de los ejes fundamentales de esta política es que cada avance productivo se traduzca en trabajo genuino para las familias rionegrinas, fortaleciendo la relación territorial entre el proyecto y la comunidad. En esto, la inspección permanente funciona como herramienta de control y acompañamiento para asegurar que los compromisos contractuales se cumplan de forma efectiva.
El enfoque de la provincia también apunta a sostener una minería sostenible, en la que los beneficios económicos no se obtengan a costa de condiciones laborales precarias ni del desarraigo de los pobladores locales. De este modo, la supervisión pone especial atención en la normativa de seguridad, la calidad del entorno de trabajo y el respeto por los derechos de los trabajadores.
Kuwait Oil Company reportó un importante descubrimiento offshore, Shell aprobó inversión en gas nigeriano y Londres amplió las restricciones a empresas rusas.
El mercado energético global se mueve entre nuevos hallazgos y sanciones: Kuwait Oil Company reportó un importante descubrimiento offshore, Shell aprobó una inversión clave en gas nigeriano y Londres amplió las restricciones a Lukoil, Rosneft y su red internacional.
Kuwait Oil Company (KOC), filial de Kuwait Petroleum Corporation (KPC), anunció un nuevo descubrimiento de gas natural en el yacimiento marino Al-Jazah, estimado en 1 billón de pies cúbicos de gas (28 bcm) y 120 millones de barriles de condensado.
Este hallazgo se suma a la serie de descubrimientos offshore que KOC ha realizado recientemente, tras los yacimientos Nokhatha (2024) y Julaiah (enero de 2025). Este último contiene 800 millones de barriles de petróleo y 600 bcf (17 bcm) de gas asociado.
Kuwait, quinto productor de petróleo de la OPEP, produce actualmente unos 2,52 millones de barriles diarios (mb/d), pero tiene planes de elevar su capacidad a 4 mb/d hacia 2035. Con estos nuevos recursos offshore, el país busca diversificar su matriz energética y fortalecer su posición como proveedor regional de gas natural.
Shell y Sunlink avanzan con un megaproyecto de gas en Nigeria
Shell Nigeria Exploration and Production Company (SNEPCo), subsidiaria de Shell, y la nigeriana Sunlink Energies and Resources anunciaron la decisión final de inversión (FID) para desarrollar el proyecto de gas HI, en aguas profundas de Nigeria.
El campo, descubierto en 1985, alberga recursos recuperables de unos 285 millones de barriles equivalentes de petróleo (Mbep). Se prevé que el proyecto alcance una producción máxima de 350 mcf/d (3,6 bcm/año), destinada a abastecer la planta Nigeria LNG (NLNG), de la que Shell posee el 25,6%.
NLNG opera actualmente con una capacidad de 22 millones de toneladas anuales (Mt/año) de gas natural licuado y trabaja en la construcción de un séptimo tren, que sumará 8 Mt/año adicionales.
Según el cronograma, la primera producción del proyecto HI comenzará antes de 2030, fortaleciendo la posición de Nigeria como exportador clave de GNL en África.
El Reino Unido amplía sanciones contra la energía rusa
En el plano geopolítico, el Reino Unido anunció una nueva ronda de sanciones dirigidas contra los activos energéticos rusos, afectando directamente a Lukoil, Rosneft y una red global de empresas y buques asociados.
El paquete incluye sanciones sobre cuatro terminales petroleras en China, 44 buques cisterna pertenecientes a la llamada “flota sombra” que transporta crudo ruso, y a la empresa india Nayara Energy Limited, acusada de haber importado 100 millones de barriles de petróleo ruso.
Además, Londres impuso restricciones a siete buques cisterna especializados en GNL y a la terminal de GNL de Beihai (China), que desde septiembre de 2025 recibe gas licuado del proyecto Arctic LNG2, operado por Rusia y previamente autorizado por el Reino Unido en 2024.
Este paquete se suma a las sanciones de septiembre de 2025, centradas en el transporte marítimo de crudo, que agregaron 70 barcos a la lista de embarcaciones sospechosas de violar las restricciones internacionales.
El Gobierno provincial impulsa junto a la minera china un nuevo proyecto de litio que refuerza el liderazgo minero de Salta. En la fase inicial se prevé una producción de 10.000 toneladas anuales de carbonato de litio.
El gobernador Gustavo Sáenz se reunió esta mañana con directivos de Potasio y Litio de Argentina S.A. (PLASA), filial de la compañía china Tibet Summit Resources, para avanzar en los lineamientos del proyecto de extracción y producción de litio en el Salar de Diablillos, ubicado en el departamento Los Andes.
La iniciativa, que ya obtuvo su Declaración de Impacto Ambiental (DIA) mediante Resolución 50/24 emitida por la Secretaría de Minería y Energía de Salta, se encuentra actualmente en la etapa de inversión y construcción de su planta comercial.
En esta primera fase, la empresa prevé una producción de 10.000 toneladas anuales de carbonato de litio, con una inversión estimada en 500 millones de dólares. Una vez alcanzada su plena capacidad, el complejo podría llegar a producir 30.000 toneladas anuales de carbonato de litio de grado batería.
Con este proyecto, Salta suma su sexto desarrollo de litio, junto a Centenario Ratones (Eramine Sudamérica), Sal de Oro (Posco Argentina), Mariana (Ganfeng Lithium), y la planta piloto y la futura planta productiva de Río Tinto.
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El gobernador Sáenz remarcó que este nuevo paso ratifica la confianza de las empresas internacionales en el modelo minero salteño, basado en previsibilidad, seguridad jurídica y sustentabilidad ambiental. Agregó que cada proyecto que se concreta genera oportunidades reales para los trabajadores, los proveedores locales y las comunidades de la Puna.
Los directivos de la firma destacaron que el objetivo del proyecto es proveer litio de alta calidad bajo los más altos estándares ambientales, empleando tecnologías avanzadas y de optimización de los procesos. Subrayaron además su compromiso de generar empleo local, fortalecer las economías regionales y contribuir al desarrollo socioeconómico de la provincia.
La secretaria de Minería y Energía, Romina Sassarini, se refirió al proceso de evaluación ambiental por el que atravesó la empresa, que incluyó la participación ciudadana a través del programa de audiencias públicas y la realización de consultas previas, libres e informadas con comunidades originarias, en el marco del Convenio 169 de la OIT, mediante la intervención de la Secretaría de Asuntos Indígenas.
Añadió que a partir de la semana que viene PLASA adherirá al RIGI, (Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones), “lo que permitirá que en el corto plazo pueda empezar con la producción que está dispuesta inicialmente de 10.000 toneladas anuales de carbonato de litio para luego extenderse de manera escalonada hasta las 30.000”.
El Consorcio petrolero con 30 años en Tierra del Fuego negocia la extensión de sus concesiones y desmiente versiones periodísticas de su salida de las operaciones en la Isla Grande de Tierra del Fuego.
El consorcio integrado por ROCH SA, Crown Point Energía SA y DPG SA busca renovar los permisos de los yacimientos Angostura, Río Cullen y Las Violetas. Argumentan que, en un escenario de precios bajos y costos altos, su trayectoria y conocimiento técnico son vitales para mantener la actividad. Presentaron un plan de inversión sujeto al acuerdo con la provincia
El grupo de empresas energéticas ROCH SA, Crown Point Energía SA y DPG SA se encuentra en negociaciones avanzadas con el gobierno de la Provincia de Tierra del Fuego para extender por más años las concesiones de tres áreas hidrocarburíferas clave que operan desde hace más de tres décadas, según pudo conocer este medio en exclusiva a través de un documento interno.
Las concesiones en cuestión –Angostura, Río Cullen y Las Violetas– son operadas de forma ininterrumpida por este consorcio desde hace más de 30 años, un período en el que, según destacan, han demostrado un «permanente compromiso con la inversión» en la provincia. Entre sus logros operativos más destacados, figura el descubrimiento del yacimiento San Martín, que en su momento ostentó el récord de productividad por pozo en Argentina.
La solicitud formal para iniciar las conversaciones fue presentada en 2023, y los diálogos «continúan desarrollándose» con el objetivo de «consensuar las condiciones que hagan la operación viable». El comunicado subraya que este consenso es el resultado del «esfuerzo conjunto de todos los participantes».
El argumento clave: La viabilidad en tiempos complejos
El núcleo de la posición del consorcio reside en el actual contexto económico que afecta al sector. Señalan que la combinación de «precios bajos del petróleo y altos costos operativos» hace imprescindible un reajuste en las «condiciones marco» para que la actividad en los yacimientos convencionales maduros –categoría a la que pertenecen sus activos– siga siendo viable.
Como cierre de su propuesta, el consorcio anunció que ya ha elaborado un «programa de inversión» concreto. Este plan se ejecutará una vez que se concrete el acuerdo con la provincia, y tiene como objetivo «seguir contribuyendo al desarrollo de la actividad y de la economía provincial en los próximos años».
La decisión de la provincia de Tierra del Fuego sobre la extensión de estas concesiones sentará un precedente significativo para la operatoria de otros yacimientos maduros en el país, en un momento donde el equilibrio entre la rentabilidad de las empresas y los intereses fiscales de las jurisdicciones es más delicado que nunca.
En este escenario, las empresas argumentan que su «probada trayectoria operativa», el «profundo conocimiento técnico» de la geología local y una «gestión eficiente» de la producción y los costos son elementos críticos e insustituibles. Se presentan a sí mismos como el actor idóneo para manejar la complejidad de estos campos en declinación, remarcando su capacidad de resiliencia ante adversidades pasadas, como el cierre de la terminal Cruz del Sur, que incrementó los costos de transporte.
Compromiso social e inversión futura
Más allá de los argumentos técnicos, el documento hace hincapié en el historial del grupo en materia de responsabilidad social empresarial, con programas educativos, y su contribución al desarrollo de proveedores locales, con los que mantienen relaciones comerciales desde hace más de 30 años.
Crown Point Energía S.A. concretó la compra del 35,67% que Pampa Energía tenía en las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicadas en la provincia de Chubut.
La transacción fue formalizada ante la Comisión Nacional de Valores y marca un paso clave para garantizar la continuidad productiva en una región afectada por el retiro de grandes operadoras.
La compañía desembolsó US$ 2,3 millones por la operación: US$ 300.000 se destinaron a un tercero por el derecho de compra y US$ 2 millones a Pampa Energía. Además, podrían sumarse hasta US$ 3,5 millones adicionales en pagos contingentes posteriores al cierre. Se trata de un movimiento estratégico en medio de un proceso más amplio de transferencia de activos en la cuenca del Golfo San Jorge.
El acuerdo había sido anticipado por el gobernador Ignacio “Nacho” Torres el mes pasado, durante una reunión con representantes de la empresa y del sindicato petrolero. En esa ocasión, el mandatario celebró la iniciativa como una señal positiva para la economía provincial. “Este acuerdo es fundamental para sostener las más de 450 familias que dependen del yacimiento”, señaló Torres.
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La adquisición se inscribe en un contexto en el que Chubut busca preservar la producción en áreas convencionales que quedaron rezagadas tras la salida progresiva de operadores como Tecpetrol, que concentraron inversiones en Vaca Muerta. En este escenario, Crown Point se posiciona como un actor relevante para sostener la actividad local y evitar cierres de pozos.
La empresa también anunció que planea adquirir el 59% restante de las concesiones, actualmente en manos de Tecpetrol S.A. e YPF S.A., antes de fin de año. Para completar esa etapa, deberán cumplirse las aprobaciones regulatorias del Ministerio de Hidrocarburos de Chubut y de la TSX Venture Exchange, donde cotiza la controlante.
Como parte de los compromisos asumidos, Crown Point planea ejecutar 28 workovers y nuevas perforaciones en el corto plazo, además de reactivar un equipo de pulling y un perforador para sostener los niveles de extracción. La compañía gestiona el financiamiento necesario para completar la operación, con el objetivo de evitar caídas productivas y garantizar continuidad laboral.
La compra representa un cambio de manos significativo en yacimientos históricos de la cuenca del Golfo San Jorge, que durante décadas fueron explotados por grandes empresas. La apuesta de Crown Point es consolidar una estrategia de crecimiento gradual, enfocada en maximizar la recuperación de hidrocarburos en campos maduros.
Un informe reciente de Moody’s Ratings destacó que Argentina atraviesa una “transformación dinámica” en su sector energético, impulsada por el crecimiento sostenido de la producción de petróleo y gas no convencional en Vaca Muerta.
Según la calificadora, el país se consolida como uno de los polos de desarrollo más importantes de América Latina, con potencial para convertirse en un exportador regional de energía en los próximos años.
El estudio forma parte del reporte “Petróleo y gas: América Latina y el Caribe”, en el que Moody’s analizó el impacto de las políticas públicas y el papel de los gobiernos en las estrategias de las principales empresas energéticas. En el caso argentino, la calificadora subrayó que las reformas y desregulaciones implementadas por el gobierno fortalecieron la inversión y la competitividad del sector.
De acuerdo con el informe, la producción de petróleo no convencional creció 19% interanual, mientras que la de gas aumentó 6% durante julio de 2025. Este desempeño permitió reducir importaciones, mejorar el balance energético y avanzar en obras de infraestructura claves como oleoductos, gasoductos y plantas de licuefacción de gas natural (GNL), fundamentales para el futuro exportador del país.
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Moody’s remarcó que el crecimiento de la industria energética argentina está acompañado por un proceso de modernización tecnológica y diversificación empresarial. Las compañías YPF (B2 estable), Pluspetrol (B1 estable), Tecpetrol (B1 estable) y Vista Energy (B2 estable) se encuentran entre las más activas en la expansión de la producción, tanto en petróleo como en gas.
El informe indicó que el desempeño crediticio y operativo de estas empresas dependerá de la estabilidad macroeconómica, la evolución del tipo de cambio y la continuidad de las políticas de incentivo a la inversión. La calificadora considera que el avance de obras logísticas y la ampliación de la capacidad de transporte serán determinantes para sostener el crecimiento en el mediano plazo.
Moody’s también valoró la apertura de Argentina hacia el desarrollo del GNL, considerado un paso clave para su integración a los mercados internacionales. La construcción de plantas de licuefacción permitirá agregar valor a la producción de gas y convertir a Vaca Muerta en una fuente de abastecimiento estratégica para América del Sur y potencialmente para Europa y Asia.
El reporte señaló que, a diferencia de otros países de la región, Argentina logró mantener un equilibrio entre el control estatal y la participación privada, lo que permitió sostener el flujo de inversiones en un entorno económico desafiante. Sin embargo, la agencia advirtió que la continuidad de este modelo dependerá de la previsibilidad regulatoria y de la capacidad del Estado para ofrecer condiciones estables.
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Entre los principales riesgos identificados, Moody’s mencionó la volatilidad cambiaria, la inflación y los desafíos fiscales, factores que podrían afectar el acceso al financiamiento internacional. Aun así, la calificadora mantuvo una perspectiva estable para las principales operadoras del país, respaldada por el fuerte crecimiento productivo y la consolidación de Vaca Muerta como eje estructural del sistema energético.
El documento destacó que la formación neuquina no solo sostiene el abastecimiento interno, sino que también mejora la posición de Argentina en el comercio energético regional. Con la expansión de los ductos y la mejora en los niveles de exportación, el país comienza a revertir el histórico déficit energético y a generar superávit en su balanza del sector.
En el plano institucional, Moody’s valoró la cooperación entre el gobierno nacional y las provincias productoras, especialmente Neuquén, que mantiene una política activa de atracción de inversiones y desarrollo de infraestructura. Esta coordinación —señaló la agencia— es clave para garantizar la estabilidad del negocio energético.
La calificadora sostuvo además que el nuevo escenario de producción en Vaca Muerta favorece la diversificación de ingresos fiscales y el fortalecimiento de las finanzas públicas. La mayor recaudación derivada de regalías y exportaciones de hidrocarburos ofrece a las provincias una fuente de recursos más estable y previsible.
La gobernación busca ratificar el convenio con las principales operadoras de la formación. Prevé la pavimentación de 51 kilómetros entre las rutas 8 y 17, con una inversión estimada en 50 millones de dólares bajo un esquema público-privado.
El Gobierno de Neuquén envió a la Legislatura provincial un proyecto de ley que busca formalizar el acuerdo celebrado con las principales operadoras de Vaca Muerta para avanzar con la pavimentación del bypass de Añelo. La propuesta incluye autorizar al Ministerio de Infraestructura para adherir, en carácter de fideicomisario, al Fideicomiso Bypass de Añelo.
La obra vial de 51 kilómetros unirá las Rutas Provinciales 8 y 17 y tiene el objetivo de ordenar el tránsito en una de las zonas con mayor movimiento de vehículos pesados del país y, al mismo tiempo, mejorar las condiciones de seguridad vial en el corredor energético más relevante de la provincia.
El trazado contempla la construcción de un nuevo tramo conocido como “camino de Tortuga”.
De esta manera, el Fideicomiso Bypass de Añelo creado a partir de un contrato suscrito el 19 de junio entre las empresas YPF, Vista Energy Argentina, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Tecpetrol, Chevron Argentina, Phoenix Global Resources y Total Austral, con TMF Trust Company como fiduciario, permitirá canalizar los aportes privados y ejecutar la obra bajo un esquema de colaboración público-privada.
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El acuerdo establece que, una vez concluida, la obra será transferida al Poder Ejecutivo provincial en carácter de “donación con cargo”, lo que implica que la provincia recibirá la infraestructura completamente finalizada, con el compromiso de operar y mantener las rutas incluidas en el nuevo trazado.
El diseño institucional del fideicomiso busca asegurar la transparencia en la administración de los fondos y la delimitación de responsabilidades entre las partes. El proyecto ingresó formalmente a la Legislatura neuquina para su tratamiento y deberá pasar por las comisiones de Energía, Obras Públicas y Hacienda antes de llegar al recinto.
Su aprobación permitiría iniciar la ejecución del primer gran emprendimiento vial bajo un formato de cooperación entre el sector público y las operadoras de hidrocarburos en la provincia, marcando un precedente para futuros desarrollos vinculados a la infraestructura de Vaca Muerta.
Una iniciativa público-privada en Vaca Muerta
Durante la Argentina Oil & Gas Expo 2025, celebrada en septiembre en la Rural porteña, Figueroa formalizó junto con las operadoras el compromiso para llevar adelante el proyecto, cuya inversión ronda los 50 millones de dólares.
“Es un primer paso, una iniciativa muy importante que estamos concretando, que es la primera inversión público-privada de envergadura que tenemos con la industria, entendiendo que es un win-win”, expresó el mandatario en ese encuentro. La obra se considera estratégica para consolidar la infraestructura vial de acceso a la cuenca neuquina.
El trazado contempla la repavimentación parcial de las rutas provinciales 8 y 17, además de la construcción de un nuevo tramo conocido como “camino de Tortuga”, que permitirá desviar el transporte pesado actualmente concentrado sobre la Ruta Provincial 7.
Según el presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y chairman de Tecpetrol, Carlos Ormaechea, “esto va a mejorar sustancialmente las condiciones de circulación en el núcleo de Añelo, va a mejorar el tránsito del material que se lleva a los proyectos y también va a mejorar la seguridad de las rutas”.
En esta primera etapa, se desarrollan las tareas de ingeniería y preparación de los pliegos para la licitación pública que definirá la empresa contratista. De acuerdo con los plazos estimados, la adjudicación podría realizarse a comienzos del próximo año. Ormaechea señaló que “esperamos tener a principios del año que viene el proyecto en marcha”, en referencia al cronograma previsto por el fideicomiso.
El régimen de peaje
El esquema financiero incluye la creación de un régimen de peaje que permitirá a la provincia cubrir los costos de operación y mantenimiento de las rutas durante un período de 15 años.
El sistema contemplará tarifas específicas para las flotas pesadas vinculadas a la actividad hidrocarburífera, mientras que los vehículos particulares y aquellos patentados en Neuquén estarán exentos del pago. Se prevé, además, la aplicación de multas en casos de sobrepeso, a fin de preservar la durabilidad del pavimento.
Según los fundamentos del proyecto, los ingresos recaudados a través del peaje serán utilizados para la conservación de la infraestructura y, una vez cubiertos los gastos operativos, cualquier excedente se distribuirá entre la provincia y el fideicomiso en proporción al tramo de obra financiado por cada parte.
Bulgheroni reclamó eliminar las retenciones para que la Argentina crezca. Junto a YPF, proyecta exportar hasta US$ 50.000 millones por año en energía.
El empresario Alejandro Bulgheroni, presidente de Pan American Energy (PAE) y uno de los hombres más influyentes del sector energético argentino, cuestionó la política tributaria que grava al sector privado y advirtió que “Argentina va a crecer cuando no tenga impuestos a las exportaciones ni impuestos por trabajar”.
Bulgheroni compartió escenario con el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, durante un foro organizado por El Observador, en el que ambos trazaron una proyección ambiciosa para la próxima década: la industria petrolera podría generar exportaciones anuales por entre US$ 45.000 y US$ 50.000 millones a partir de 2031.
Ambos coincidieron en que existen dos cuellos de botella que limitan el potencial de Vaca Muerta: la falta de infraestructura —en rutas y en provisión de arena para el fracking— y la escasez de formación técnica.
En ese sentido, YPF planea crear el “Instituto Vaca Muerta”, un centro de capacitación para operarios petroleros que permita reducir accidentes laborales. Marín aseguró que espera concretarlo antes de marzo de 2026, aunque el acuerdo entre las empresas se frustró el mes pasado por diferencias internas.
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Durante su exposición, Bulgheroni subrayó la necesidad de que el desarrollo de Vaca Muerta se haga “sin ningún accidente” y volvió a elogiar a Marín, a quien calificó como “el mejor presidente de YPF de la historia”. A su vez, el titular de la petrolera estatal lo reconoció como uno de los empresarios más importantes del país.
Identificado con posiciones cercanas al Gobierno de Javier Milei, Bulgheroni defendió una visión de crecimiento basada en la reducción de la presión impositiva y la eliminación de los tributos a las exportaciones.
En paralelo, las petroleras mantienen conversaciones con las provincias productoras para bajar o eliminar las regalías sobre los yacimientos convencionales, cuyos costos de extracción se han vuelto poco rentables —por cada litro de petróleo extraído, se bombean hasta diez de agua—.
Trepan a 50.000 Metros de perforación e instalan un laboratorio in situ. ¿Podrán asegurar una vida útil mucho mayor e impulsar una nueva era de producción?
Cerrado Gold Inc. anunció esta semana una expansión significativa de su plan de exploración en la mina de oro Minera Don Nicolás (MDN), en Santa Cruz. La compañía acelera el programa de perforación de 20.000 a 50.000 metros, una decisión que sigue a resultados iniciales positivos en la propiedad.
Para lograr esta meta, Cerrado Gold integra tres equipos de perforación adicionales a su equipo de diamante actual: dos de perforación diamantina (DD) y uno de circulación inversa (RC). De este modo, se podrá perforar simultáneamente en múltiples objetivos de alto valor.
El alcance general del programa de exploración crecerá materialmente, anticipando una cifra aproximada de 50.000 metros en 2026. Este aumento subraya el compromiso de Cerrado con la expansión de la vida útil de la mina y un posible incremento en los niveles de producción en MDN durante el próximo año.
Estrategia para optimizar tiempos de ensayo
Una pieza clave de la estrategia de aceleración consiste en la certificación del laboratorio de ensayos in situ de la compañía. Este paso busca agilizar drásticamente la finalización de los ensayos y los tiempos de respuesta. Cerrado planea emitir los resultados de exploración en lotes, ofreciendo mayor claridad y definición a medida que se obtienen los datos.
Mark Brennan, CEO y Presidente de Cerrado Gold, explicó que la decisión de acelerar y expandir el programa de perforación, junto con la certificación del laboratorio, emana de una revisión interna del “potencial significativo de objetivos de exploración de alta calidad” en MDN.
El objetivo mínimo, a corto plazo, es entregar una “prueba de concepto de extensión significativa de la vida útil de la mina y potencial de crecimiento para fin de año”.
Operaciones en marcha y desarrollo subterráneo
Las operaciones en MDN muestran un rendimiento sólido y cumplen con las expectativas. Las inversiones recientes en equipos de minería (camiones y equipos de apoyo nuevos) impulsan el aumento de la entrega de mineral al leach pad a una tasa de 300.000 toneladas por mes (tpm), alcanzando las tasas de producción planificadas.
El desarrollo subterráneo también avanza favorablemente, con tres portales de acceso ya operativos. Actualmente, la mina alimenta el molino con mineral subterráneo inicial de mayor ley en cantidades modestas, mezclándolo con las reservas de menor ley.
En la segunda jornada de trabajo en la provincia de Neuquén, el intendente municipal, Damián Bernarte y el grupo de empresarios locales continuaron desarrollando una intensa agenda de trabajo que incluyó una visita al yacimiento Vaca Muerta.
Cabe recordar que el intendente municipal de San Francisco viajó acompañado por 20 empresarios locales con el objetivo de explorar nuevos mercados, fomentando la potenciación de una oferta diversificada en las áreas metalmecánica, repuestos de autos y tractores, electricidad, programadores, desarrolladores inmobiliarios y constructores.
Dentro del programa de actividades, este miércoles la delegación sanfrancisqueña visitó las instalaciones de la Planta Centenario de la empresa AESA, perteneciente al grupo YPF a partir del vínculo existente con el gerente de Asuntos Externos y Relaciones Institucionales de AESA, Andrés Gilio.
Allí los visitantes mantuvieron una entrevista con el Área de Desarrollo de Proveedores donde dieron a conocer cómo son los mecanismos que disponen los empresarios sanfrancisqueños para ofrecer sus productos dentro del grupo YPF.
A continuación, participaron de una charla de inducción acerca del significado de Vaca Muerta en términos de yacimiento de gas y petróleo además de recibir el equipamiento necesario para visitar las distintas plantas que la empresa AESA posee en el lugar.
En la ocasión, visitaron un pozo de extracción petrolero donde se interiorizaron acerca de las características que requiere el correcto procedimiento de extracción y luego visitaron una planta de tratamientos de petróleo y otra de tierra y arena que se extrae en el proceso.
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De esta manera, la Municipalidad de San Francisco, a través de la Secretaría de Vinculación Educativa, Científica y Tecnológica, actúa como nexo con Andrés Gilio, gerente de Asuntos Externos y Relaciones Institucionales de AESA, empresa del grupo YPF.
En este marco, el intendente Bernarte destacó el valor alcanzado en las reuniones realizadas en esta segunda jornada de trabajo al indicar que “es importante para los empresarios de San Francisco tomaron contacto con representantes de estas empresas con base en Añelo, Neuquén, porque es aquí donde desarrollan sus procesos que permiten incorporar nuevos proveedores.
Esto, además, nos permite conocer en el lugar cómo se llevan a cabo los procesos productivos de estas empresas, tanto en los pozos petroleros como en las plantas de tratamientos de los distintos materiales que se extraen”.
«En la charla de inducción también tuvimos la posibilidad de conocer el potencial de Vaca Muerta para nuestro país como fuente de recursos energéticos y económicos”, agregó.
Para el tercer día de trabajo, previsto para mañana, el intendente Damián Bernarte se va a reunir con su par de Neuquén, Mariano Gaido. Alrededor de las 10 hrs la delegación visitará el Polo Científico y Tecnológico de Neuquén, donde se entrevistarán con empresarios.
La Corte Suprema cerró una causa de 2017. El tribunal rechazó por extemporáneo un recurso de comunidades mapuches.
La Corte Suprema de Justicia dejó firme el cierre de una causa contra la ministra de Seguridad, Patricia Bullrich, su entonces jefe de Gabinete, Pablo Noceti, y tres jefes de Gendarmería que habían sido denunciados en 2017 por comunidades mapuches tras un operativo en la zona de Campo Maripe, en Neuquén, cuando los manifestantes bloqueaban el ingreso al yacimiento Vaca Muerta.
Con la firma de los ministros Horacio Rosatti, Carlos Rosenkrantz y Ricardo Lorenzetti, el máximo tribunal rechazó la queja presentada por Pedro Pugliese, defensor público de Víctimas de la provincia de Neuquén y apoderado de las querellas, al considerar que fue interpuesta “en forma extemporánea”.
Los hechos se remontan a junio de 2017, cuando Bullrich, Noceti y los jefes de Gendarmería Héctor Luis Lager, Jorge Elías Mariani y Carlos Ariel San Emeterio fueron acusados de abuso de autoridad por haber desplegado un operativo que impidió la libre circulación de integrantes de la comunidad mapuche Lof Campo Maripe, en un procedimiento solicitado por YPF para garantizar el acceso a sus operarios.
El fallo de las instancias inferiores
El juez de Bariloche Gustavo Villanueva sobreseyó a los funcionarios al entender que estaban habilitados para actuar, decisión que fue confirmada por la Cámara Federal de Apelaciones de Neuquén, que sostuvo que el bloqueo a los caminos fue una medida administrativa y no requería orden judicial.
El tribunal consideró además que el Ministerio de Seguridad tenía facultades para impartir órdenes a la Gendarmería en cualquier parte del país, y remarcó que el pedido de intervención surgió de la empresa YPF ante las dificultades para realizar tareas de mantenimiento en las locaciones 22 y 138 del yacimiento.
La Facultad de Ingeniería de la UNLP otorgó un reconocimiento especial a Horacio Daniel Marín, presidente y CEO de YPF S.A., por su destacada trayectoria profesional y su compromiso con la innovación en el sector energético.
La distinción fue entregada en el Edificio Central de la unidad académica, el mismo lugar donde Marín se graduó como ingeniero químico en 1988, tras cinco años de carrera. “Este es el lugar donde empezaron mis sueños”, expresó emocionado el titular de la compañía energética.
Una ceremonia marcada por el orgullo universitario y la cooperación institucional
El acto contó con la presencia del presidente de la UNLP, Martín López Armengol, el decano Marcos Actis, la vicedecana Patricia Arnera, autoridades universitarias, docentes, investigadores y profesionales de la ingeniería.
Durante el encuentro, Actis destacó la colaboración permanente entre YPF y la Facultad de Ingeniería, que incluye la cátedra de Industrialización de los Hidrocarburos, un posgrado conjunto y el inicio de las Prácticas Profesionales Supervisadas (PPS) dentro de la empresa.
El decano también resaltó los programas educativos impulsados por la Fundación YPF, como las becas para estudiantes de ingeniería de todo el país y los proyectos para fomentar vocaciones tempranas en el Colegio Nacional y en el Bachillerato en Energía y Sustentabilidad de Gonnet.
Además, agradeció la colaboración de YPF Luz en la licitación del parque solar de la UNLP, que permitirá compensar el consumo energético anual de la universidad.
De La Plata al liderazgo energético global
Tras graduarse en la UNLP, Marín completó una maestría en Ingeniería en Petróleo en la Universidad de Texas y un programa ejecutivo en Stanford. La resolución que avala el reconocimiento destaca sus más de 35 años de experiencia internacional en la industria, con participación en proyectos en Estados Unidos, México, Venezuela, Colombia, Ecuador, Perú y Bolivia.
Desde su llegada a la conducción de YPF en diciembre de 2023 como presidente y enero de 2024 como CEO, Marín impulsa un plan estratégico para cuadriplicar el valor de la empresa en cuatro años. Entre sus hitos se encuentran el liderazgo del yacimiento Fortín de Piedra, el más grande de shale gas del país, y la gestión técnica de El Tordillo, un importante yacimiento convencional.
A lo largo de su carrera, fue distinguido con premios como el “Alumno Distinguido” de la Universidad de Texas, el “Ing. Gerardo M. Lasalle” de la Academia Nacional de Ingeniería y el “Emprendedor del Año Argentina 2025” de EY, en la categoría Ejecutivo.
La construcción del Oleoducto Vaca Muerta Sur sostiene más de 5.000 puestos de trabajo entre empleos directos e indirectos y dispara la actividad económica en Sierra Grande, San Antonio y Las Grutas.
El Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) se transformó en el principal motor laboral privado de Río Negro. Según registros oficiales, hoy genera 2.550 empleos directos —130 de ellos ocupados por mujeres— y concentra otros 300 operarios en la obra portuaria de Sierra Grande. Al sumar empleo indirecto, la onda expansiva supera los 5.000 puestos en toda la región, dinamizando el consumo de bienes y servicios.
Los cuatro bloques clave de la construcción
La obra avanza en cuatro frentes estratégicos: la soldadura de ductos entre el sur del río y Sierra Grande, la cabecera de bombeo en Allen, la estación intermedia en Chelforó y la terminal portuaria de Punta Colorada. La meta es que el sistema esté operativo a finales del próximo año, en paralelo a la definición de YPF sobre la posible construcción de un segundo oleoducto que aumente la capacidad exportadora.
Sierra Grande, epicentro del impacto económico
La localidad serrana es el núcleo más transformado por el proyecto. La llegada de trabajadores multiplicó la demanda habitacional, con más de 150 alquileres activos y 237 plazas ocupadas, cifra que podría llegar a 1.000 en el corto plazo. El efecto se extiende a toda la costa atlántica: en Las Grutas, el 60% de la ocupación hotelera se explica por el VMOS, y en San Antonio Oeste el índice trepó al 90% en plena temporada.
El boom comercial y la expansión de servicios
En Sierra Grande se habilitaron 65 nuevos comercios en 2025, superando las 51 del año anterior. En San Antonio y Las Grutas, las habilitaciones ya suman 110 en lo que va del año. Los rubros de mayor crecimiento son gastronomía, transporte, inmobiliarias, alojamiento y servicios complementarios como lavanderías y limpieza. Además, más de 70 emprendedores participaron en capacitaciones para incorporarse como proveedores de la obra y siete nuevas empresas ya se radicaron en la región.
Así lo consideró su presidente y CEO, Horacio Marín. Si bien el presupuesto está en armado, es la proyección para el shale.
En una entrevista para Diario RÍO NEGRO y Radio RÍO NEGRO, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, brindó detalles de las obras para exportar, en particular acerca del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), donde consideró que quizás se necesite un segundo ducto.
Esto se explica debido a las iniciativas de incremento de la actividad que tienen las distintas compañías inversoras en Vaca Muerta, lo que se apunta como “Hub Norte” para el shale y los objetivos de mediano plazo de la propia YPF.
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En el diálogo con la radio, Marín apuntó que el objetivo de YPF es robustecer el parque de equipos de perforación para Vaca Muerta, un asunto que es crítico debido a las restricciones a las importaciones del pasado y las limitaciones en la capacidad de transporte.
“Si bien no tenemos el presupuesto aprobado todavía, creo que es muy posible que terminemos a fin del año que viene en el orden de los 19 equipos de perforación”, afirmó Marín. “Ya tenemos contratos, seguramente vamos a importar de alta tecnología”, añadió el titular de la empresa hidrocarburífera bajo control del Estado nacional.
El director de Minería, Jerónimo Shantal, detalló a Los Andes el estado de cada proyecto respecto a la llegada del verano y los trabajos que se vienen.
Mendoza se prepara para una campaña minera 2026 con fuerte actividad en el sur provincial. Según explicó a Los Andes el director de Minería, Jerónimo Shantal, son numerosos los proyectos que ya garantizaron algún tipo de trabajo o avance en explotación aprovechando la temporada de verano.
Los primeros que nombró Shantal respecto a que aseguraron operaciones exploratorias para la próxima temporada son El Burrero, Las Choicas y La Adriana, los tres pertenecientes a Geometales SA, parte del Grupo Pampa Energía.
Por su parte, “Cerro Amarillo se encuentra realizando trabajos de análisis de reperfilamiento, destinados a reubicar algunos pozos exploratorios”, detalló el funcionario, y agregó: “En tanto, la empresa canadiense Kobrea Exploration se perfila como la más avanzada, con estudios de geofísica y geoquímica en su proyecto El Perdido, y con una inversión proyectada para esta campaña exploratoria cercana a los 6 millones de dólares. La temporada se estima que comience en noviembre, dependiendo de la finalización de las nevadas que suelen dificultar el ingreso a las zonas de exploración”.
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“Impulsa Mendoza Sostenible es otro proyecto destacado. Ya completó la actualización del informe de impacto ambiental en el Malargüe Distrito Minero Occidental (MDMO) 1, y junto a El Perdido ha presentado documentación respecto a la apertura de caminos”, señaló Shantal.
Por su parte, Don Luis – El Diamante, de Amper Litio, amplió recientemente sus derechos mineros desde San Rafael hacia Malargüe, lo que obligó a reenviar la documentación de impacto ambiental a los organismos correspondientes, retrasando la evaluación. “Si todo marcha bien, se convocará a audiencia pública para incorporar la nueva información. De aprobarse, podrían avanzar durante todo el año”, agregó.
Shantal también mencionó los proyectos de Argentina Potash en Malargüe, cuatro iniciativas que se encuentran finalizando los informes de evaluación de impacto ambiental y que próximamente podrían convocar a audiencia pública. Estas iniciativas se ubican al oeste de Potasio Río Colorado, consolidando la región como un polo estratégico para la minería.
Inversiones y proyecciones
En materia de inversiones, el funcionario detalló que la primera etapa del Plan Pilares, que abarca cuatro proyectos de explotación, Potasio Río Colorado y más de 100 proyectos de exploración, podría generar un OPEX anual de aproximadamente 100 millones de dólares solo en exploración, mientras que la explotación conjunta de todos estos proyectos podría superar los 20.000 millones de dólares.
Shantal destacó que en los próximos dos o tres años podrían entrar en operación dos minas de cobre, las primeras en Argentina tras el cierre de Bajo la Lumbrera. Además, la provincia cuenta con exploraciones en uranio, litio y tierras raras, minerales que posicionan a Mendoza como un polo de recursos críticos para la transición energética.
Un ejemplo concreto es el proyecto PSJ Cobre Mendocino, que prevé una inversión de más de 600 millones de dólares y la creación de 3.900 empleos directos e indirectos durante la construcción, más 900 puestos aproximados durante la operación. “Estas iniciativas no solo generan inversión, sino también desarrollo territorial y empleo”, explicó Shantal.
En el plano internacional, Mendoza mira con atención el modelo peruano, particularmente la experiencia de Tía María, destacando la relevancia de la relación con las comunidades y la academia. “Principalmente, estamos tomando el ejemplo de Perú sobre el trabajo que ha hecho en las comunidades y en proyectos importantes. La academia es muy importante y queremos seguir creciendo”, señaló.
Avance y cantidad de proyectos en la provincia
Actualmente, Mendoza cuenta con 38 proyectos mineros aprobados, los cuales generan alrededor de 50 empleos directos e indirectos por máquina en fase exploratoria. Este dato refleja la consolidación de la provincia como destino atractivo para la inversión minera.
Shantal remarcó cómo la provincia pasó de ser catalogada como “antiminera” hace una década a un destino confiable gracias a políticas de transparencia, sostenibilidad y seguridad jurídica. “Hoy Mendoza se posiciona como una provincia pujante en minería. Hemos modificado el plexo normativo para garantizar a las empresas que se respetan las instituciones y que las reglas del juego no se cambian”, afirmó.
El funcionario concluyó señalando que la transición energética demanda minerales críticos, y que “decir sí a la minería es decir sí al desarrollo sostenible”, sintetizando la visión estratégica de la provincia.
Kobrea, el proyecto más avanzado
Entre los proyectos en el sur provincial, Kobrea Exploration lidera la exploración con los proyectos El Perdido y Mantos de Cobre, ubicados en el MDMO I de Malargüe. Apenas las condiciones climáticas lo permitan, la empresa comenzará a trazar una huella de 14 kilómetros para permitir el acceso de equipos de perforación al sitio.
Mario Castelli, presidente de Kobrea Exploraciones Argentina, detalló a Los Andes a fines de agosto que los estudios preliminares, incluyendo magnetometría aérea y prospecciones iniciales, arrojaron datos alentadores que podrían indicar la existencia de un gran yacimiento de pórfidos de cobre en El Perdido. Sin embargo, aclaró que solo la perforación podrá confirmar la presencia del mineral.
Shantal confirmó estos avances y añadió que Kobrea posee derechos mineros en Malargüe que abarcan entre 12 y 14 pórfidos de cobre, masas de roca con depósitos diseminados de mineral a cierta profundidad, diferenciándose de las vetas tradicionales, donde el mineral se concentra en forma más homogénea.
Además, la empresa espera la aprobación de la segunda tanda de proyectos dentro del MDMO, que incluye El Perdido y Cuprum, este último con perspectivas muy interesantes. Según Castelli, Cuprum “va a ser una gran revelación”, consolidando a la compañía canadiense como un actor clave en la próxima campaña minera.
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos alertó sobre el declino operativo de las cuencas maduras y pidió incentivos fiscales, regulatorios y laborales para sostener una actividad clave para el abastecimiento energético, el empleo y la recaudación provincial.
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) presentó un informe técnico en el que plantea la creación de un Régimen de Reactivación de la Producción Convencional, con el objetivo de frenar el acelerado declino de las cuencas maduras de petróleo y gas en Argentina.
La propuesta busca preservar el empleo, sostener la recaudación fiscal y garantizar el abastecimiento energético nacional.
A pesar del crecimiento del sector no convencional, la explotación convencional aún representa una porción significativa de la producción total: en 2024, el 46% del crudo y el 37% del gas natural provinieron de este tipo de yacimientos.
Además, esta actividad concentra el 48% de las reservas probadas de petróleo y el 29% de las de gas, lo que evidencia su importancia estratégica.
Sin embargo, el diagnóstico de la CEPH es crítico: altos costos operativos, caída sostenida del precio de venta, subutilización de infraestructura, baja rentabilidad y un marcado retroceso de las inversiones están dejando a muchas áreas al borde de la inactividad.
En promedio, el lifting cost se ubica entre 35 y 45 U$S/barril, mientras que el precio de venta descendió en 2025 a 62 U$S/barril, lo que ha generado márgenes operativos insostenibles.
La propuesta para frenar el declino
La CEPH plantea un régimen permanente que incluya una batería de medidas fiscales, regulatorias, cambiarias y operativas para incentivar la inversión, reducir los costos y prolongar la vida útil de los campos convencionales. Entre los principales ejes propuestos se destacan:
Reducción de regalías al 6% o implementación de un régimen variable según rentabilidad. Eliminación de derechos de exportación y otros impuestos distorsivos. Estabilidad fiscal, cambiaria y normativa por 30 años. Deducciones aceleradas en el impuesto a las ganancias por inversiones en recuperación mejorada (EOR). Régimen cambiario especial para exportaciones e inversiones. Exención de Ingresos Brutos por 5 años y tope del 3% en adelante. Digitalización de trámites con respuesta en 10 días mediante una Ventanilla Única.
El informe subraya que el derrumbe de la actividad convencional podría tener un fuerte impacto en la recaudación provincial, ya que gran parte de los ingresos por regalías provienen aún de yacimientos convencionales.
En 2024, Chubut, Santa Cruz, Neuquén y Mendoza recaudaron más de U$S 1.000 millones en conjunto por esta vía.
Además, el informe destaca que el crudo convencional sigue siendo esencial para el parque refinador nacional, mientras que el gas extraído en el sur del país es clave para la demanda interna, sobre todo en épocas de alta demanda.
La industria nacional llegó a los 831 mil barriles diarios, el nivel más alto desde comienzos del siglo XXI, consolidando al país como uno de los productores más relevantes de Sudamérica y Centroamérica.
La industria hidrocarburífera local alcanzó en agosto un registro que marca un antes y un después: 831 mil barriles diarios (kbbl/d) de petróleo, el nivel más alto desde comienzos del siglo XXI. Este desempeño coloca al país como uno de los productores más relevantes de América del Sur y Central, con una participación del 15% en la oferta regional.
De acuerdo con el último relevamiento de Economía & Energía (E&E), entre 2019 y 2024 la producción nacional avanzó a un ritmo de 11% anual acumulativo, apalancada por el desarrollo de Vaca Muerta y la incorporación de mejoras tecnológicas e infraestructura en las fases de exploración y extracción.
Ese crecimiento ubica a Argentina en un grupo reducido de naciones de la región que expanden de manera consistente su producción, junto con Brasil y Guyana.
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Aunque América del Sur y Central solo explican el 8% de la producción global y el 8,5% de las exportaciones, su expansión sostenida las vuelve cada vez más estratégicas.
El repunte local se produce en un escenario internacional marcado por un crecimiento más acotado. En 2024, la producción mundial de crudo alcanzó un récord de 97 millones de barriles por día (MMbbl/d), lo que representó un incremento interanual del 0,6%.
El mayor aporte provino de Estados Unidos, que sumó 702 mil barriles diarios adicionales a su producción. América del Sur y Central, por su parte, incorporaron 440 mil barriles diarios, consolidando su presencia en el mercado mundial.
Aunque la región solo explica el 8% de la producción global y el 8,5% de las exportaciones, su expansión sostenida la vuelve cada vez más estratégica.
El 31% de la oferta internacional todavía proviene del Medio Oriente, mientras que América del Norte concentra el 29%. En materia de exportaciones, Medio Oriente conserva el liderazgo con el 42% del total, seguido por América del Norte con 21%.
Demanda y refinación mundial
La demanda global de petróleo también mostró dinamismo. En 2024, el consumo alcanzó los 101 MMbbl/d, un 0,7% más que en el año previo.
El crecimiento se explicó principalmente por Asia Pacífico (+251 kbbl/d), Medio Oriente (+159 kbbl/d), Europa (+118 kbbl/d) y África (+109 kbbl/d).
Entre 2019 y 2024 la producción nacional avanzó a un ritmo de 11% anual acumulativo, apalancada por el desarrollo de Vaca Muerta. En este marco, China e India mantuvieron su rol protagónico como grandes consumidores, aunque el gigante asiático moderó levemente su ritmo frente al máximo alcanzado en 2023.
En paralelo, la capacidad de refinación mundial se expandió en 1,1 MMbbl/d en 2024. China lideró esa tendencia con un agregado de 2.315 kbbl/d en los últimos cinco años, lo que la convirtió en el país con mayor capacidad instalada a nivel global.
La utilización de las refinerías se mantuvo estable en torno al 79%, con Asia Pacífico y América del Norte por encima del 80%.
Las importaciones de productos refinados también recuperaron dinamismo (+1,1% interanual), con Europa a la cabeza (+5,4%), seguida por América del Sur y Central (+2,9%) y Asia Pacífico (+3,3%). En contrapartida, Medio Oriente y América del Norte redujeron sus compras externas.
Volatilidad de precios y perspectivas
El mercado internacional mostró una fuerte inestabilidad durante los primeros ocho meses de 2025. Factores geopolíticos —entre ellos, el conflicto entre Israel e Irán—, sumados al incremento de producción de la OPEP+ (+4,3% interanual en agosto) y a cambios en la política energética estadounidense, marcaron la evolución de los precios.
De cara a 2026, los pronósticos son diversos. La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) proyecta que el Brent promediará 51 dólares por barril, por debajo de los 58 dólares estimados previamente. En tanto, Goldman Sachs espera un rango de entre 52 y 56 dólares.
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